O SINAL DE PREÇO O E A COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA

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1 O SINAL DE PREÇO O E A COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA 02 de Junho 2008 Eduardo C. Spalding Vice-Presidente do Conselho 1

2 ONDE ESTAMOS 2

3 Onde Estamos? FATORES ESTRUTURAIS 3

4 Onde Estamos? COMPETITIVIDADE AMEAÇADA ADA As tarifas e preços finais da energia entregues ao consumidor industrial subiram injustificadamente, erodindo a competitividade deste vital setor da economia brasileira. As principais causas foram: A explosão dos encargos setoriais Evolução distorcida das tarifas de distribuição O realinhamento tarifário As projeções do Plano Decenal indicam novos aumentos reais superiores a 30% até

5 Onde Estamos: Distorções Constatadas Tarifas Médias M do Setor Industrial Tarifa Média (R$/MWh) % 200% 150% 100% 50% 0% Aumento Acumulado Industrial (R$/MWh) IGP-M (Anual) IPCA (Anual) Industrial (Aumento) 5 Fonte: Aneel e Bacen

6 Onde Estamos: Distorções Constatadas Variação Insustentável da Tarifa Fio de Distribuição e dos Encargos Setoriais 180% Parcela Fio Parcela Encargos Variação Total Variação Encargos Variação Fio 113% 118% 159% 129% 160% 130% 160% 140% 120% 96% 98% 98% 100% 72% 73% 80% 60% 29% 40% 20% 26,79 45,94 52,48 61,43 61,51 Dez/01 Abr/03 Abr/04 Abr/05 Abr/06 TUSD A-2 CEMIG - Preços Constantes Dez / 2005, sem ICMS, com PIS COFINS 0% 6

7 Onde Estamos: Distorções Constatadas Realinhamento Tarifário rio Visão 2002 Grupo BT A4 A3a A3 A2 A1 Tarifas Médias Fornecimento Atual Nova Variação 193,38 169,43-12% 124,65 138,14 11% 100,19 117,61 17% 85,65 106,84 25% 75,58 98,34 30% 63,44 89,53 41% Valores em R$/MWh Notas: 1) Atual Tarifas em ) Nova Visão em 2002, da Tarifas após Realinhamento Tarifário (07) 7 Fonte: Nota Técnica Aneel nº 083/2003

8 Onde Estamos: Distorções Constatadas Foram criados mais de 10 novos encargos, que somados aos tributos representam quase metade do valor da tarifa. Explosão de Encargos Pesquisa & Desenvolvimento (P&D) TAXA CCEE (Cam. Comercialização EE) Encargos de Serviço do Sistema (ESS) Reserva Global de Reversão (RGR) Conta de Consumo de Combustível (CCC) Transporte de Itaipú Comp. Financ. pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) TAXA ONS TFSEE - Taxa de Fiscalização Conta de Desenv. Energético (CDE) ECE EAE Prog. de Incent. às Fontes Altern. (PROINFA) Fonte: A&C Linha do tempo -ECE e EAE já foram descontinuados - CCC, CDE, RGR e PROINFA representam 8 80% dos encargos do consumo

9 Onde Estamos: Consequências 120 Perda de competitividade global Tarifa industrial médiam 100 US$/MWh África do Sul China Estados Unidos Alemanha Coréia do Sul Austrália Índia Canadá Rússia França Brasil Fonte: International Energy Outlook 9 Energy Information Administration - DEA

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11 Onde Estamos? FATORES CONJUNTURAIS 11

12 Fatores de Oneração e Impactos da Escassez Custos de despacho expressivo e prolongado de térmicas caras, onerando o preço do consumidor, evitável se houvesse gás. Impacto do despacho adicional ocasionado por níveis meta conservadores do ONS. Interpretação equivocada do 3º, Art. 3º da Resolução CNPE nº 8, alocando integralmente ao consumidor o custo da segurança energética. 12

13 Fatores de Oneração e Impactos da Escassez Redução de MW médios de lastro físico por retirada de geração térmica, impactando significativamente os custos. Expressivo agravamento da oferta e preços, provocado pela falta de suprimento de gás da Petrobrás no biênio , esterilizando a geração de metade do parque térmico a GN instalado. 13

14 Redução de Lastro e seus Impactos no Preço Comparação Nov 04 X Nov 07 14

15 GN - Petrobrás s como Parte do Problema & Solução Escassez de Gás G s para as TérmicasT Os efeitos dos problemas de hidrologia foram exacerbados, e os custos multiplicados, pela deficiência do suprimento da Petrobrás. Ações corretivas da Petrobrás capazes de mitigar/eliminar tais impactos: Fracasso no programa de adaptação das Térmicas da Petrobrás, de gás para óleo combustível (somente 2 em 7). Substituição do gás internamente usado nas refinarias Garantia de cumprimento dos prazos originais publicamente prometidos para o GNL: Guanabara-Jan 09; Pecem-Jul 08 As conseqüências econômicas para a sociedade, resultante da falta de gás para todas as térmicas, ultrapassa em muito a 15 multa prevista no Termo de Compromisso Petrobrás-ANEEL.

16 Geração Térmica das UTE s a GN Balanço: capacidade x disponibilidade GN - Petrobrás s como Parte do Problema & Solução Demanda parque térmico a GN - Brasil mil m³/dia MW / MWméd Capacidade Instalada atual* Despacho atual - média em Jan/ Capacidade Ociosa Volumes de Gás para cobrir déficit mil m³/dia MW / MWméd Incremento gás ES - fev/ Redução demanda interna Petrobras** ? GNL Pecém - Junho/ ? GNL Baía de Guanabara - Janeiro/ Novos Volumes possíveis para geração térmica Saldo / Déficit Reserva - Prioridade no corte do fornecimento Consumo GNV Brasil *Termo de Compromisso (jan/08) = mil m³/dia. ** Estimativa de consumo de GN baseda na deliberação do CMSE sobre possibilidade de utilização do consumo interno das refinarias da Petrobras, em montante equivalente a 750 MW, de forma a disponibilizar volumes mais elevados de gás natural para geração termoelétrica Observação: A avaliação acima representa um balanço numérico. Os volumes considerados para deslocamento ao mercado térmico, em alguns casos, possuem restrições logísticas, ou seja, não necessariamente conseguiriam atender a todas as térmicas "ociosas". 16

17 O Sinal de Preço o e a Competitividade Industrial Impactos Econômicos da Presente Conjuntura A combinação do altíssimo preço da energia elétrica para a indústria, inexistência de energia no ACL, insuficiência de gás para as térmicas, volatilidade e os impactos descritos da escassez, inibem, adiam e transferem investimentos em expansão e novas plantas. Neste contexto, para conseguir a recontratação a preços compatíveis com o seu negócio, algumas empresas tem aceito riscos excessivos, e sido obrigadas a descontinuar suas operações (Coteminas, Novelis). As positivas medidas do Governo para reverter esta situação melhores condições de financiamento do PAC; antecipação da LT Tucurui-Manaus, reduzindo o CCC; competitividade (assimétrica) das UHEs do Norte precisam ser ampliadas para que o objetivo seja alcançado. 17

18 PARA ONDE VAMOS 18

19 Para Onde Vamos: Competitividade Ameaçada ada O Desastre do Médio M Prazo: É Possível Evitar? Fontes competitivas cada vez mais restritas às grandes hidrelétricas do Norte: consórcios controlados por empreiteiras, acesso vedado aos autoprodutores, efeitos somente na segunda metade da década. Onde estão as UHE s competitivas de porte médio? Inevitabilidade de prolongada dependência de fontes térmicas, caras e poluentes, nos Leilões vindouros: contramão da competitividade. Asfixia da área de consumo livre e dos grandes consumidores, discriminados no acesso à competitividade das grandes UHE s: retrocesso e imposição da volta à cativos? RESPOSTAS VÊM SENDO DIFUSAS, LENTAS E TARDIAS 19

20 A Restauração da Energia Competitiva A ABRACE propões um conjunto de ações imediatas para reverter a perda de competitividade e preservá-la Priorização e Antecipação da Hidroeletricidade e Bionergia Reserva imediata das áreas potenciais de aproveitamentos hídricos Antecipação seletiva dos aproveitamentos hidroelétricos competitivos Agilizar o processo de licenciamento ambiental Promoção dos investimentos em auto-geração Redução do Custo da Energia Nova Assegurar prioridade na matriz para as opções competitivas: UHE s e Bioenergia Melhorar condições de financiamento à semelhança dos demais países Reduzir ou eliminar os tributos incidentes sobre construção, montagem e compra de equipamentos Atuar sobre os Encargos Impedir a criação de novos encargos e taxas Disciplinar / Eliminar Encargos Setoriais CCC-Isolado: eliminar via integração ao SIN, antecipar a LT Tucurui-Manaus RGR descontinuação imediata da cobrança CDE restringir à destinação original: universalização, subsídio à baixa renda e carvão já autorizado Disponibilizar a Energia Velha a ser descontratada em 2012 a preços competitivos 20

21 A Restauração da Energia Competitiva Antecipação da LT Tucurui-Manaus e a Redução do CCC 21

22 A Restauração da Energia Competitiva A LT Tucurui-Manaus e a Redução do CCC Km de extensão, 500 kv, circuito duplo, travessia aérea do Rio Amazonas na Ilha de Jurupari, de onde sai o ramal de 230 kv, circuito duplo, para Manaus. Custo total estimado em R$ 3.7 bilhões. Integrante do PAC: componente básico do Planejamento Oficial do Governo, incluído no Plano Decenal e no PNE Em , Min. Silas anuncia sua licitação no final de 2007, confirmada agora para Cronograma de construção de 3 anos, permitindo a conclusão no segundo semestre de

23 Redução do Custo da Energia Nova Norte: 70% do Potencial Remanescente Potencial técnico aproveitável: 164 GW 23

24 Redução do Custo da Energia Nova Avaliação da Competitividade entre Fontes Fator Unidade Hídrica Biomassa Carvão Nac. Nuclear Carvão Import. Gás Natural Eólica Óleo Comb. Diesel Disponibilidade MW FC máximo % 55% 58% 92% 90% 92% 94% 30% 97% 97% TEIF % 2,0% 12,0% 4,5% 3,0% 4,5% 4,0% 0,0% 3,0% 3,0% IP % 3,0% 5,0% 9,5% 3,0% 9,5% 2,0% 0,0% 2,0% 2,0% Potência Bruta MW 1.912, , , , , , , , ,5 Fator Geral % 52% 49% 80% 85% 80% 88% 30% 92% 92% Custo Variável Unitário R$/MWh 1,5 14,7 37,5 25,2 54,3 108,6 4,5 300,0 500,0 O&M Fixo R$/kW.ano 11,3 46,0 57,8 138,0 57,8 57,5 46,0 28,0 25,0 Custo de Investimento US$/kW 1.250, , , , ,0 900, ,0 800,0 600,0 Tarifa de Equilíbrio R$/MWh 116,4 121,1 133,3 151,6 152,4 175,0 297,0 382,9 602,2 FC = Fator de capacidade TEIF = Taxa equivalente de disponibilidade forçada IP = Indisponibilidade programada O&M = Operação e manutenção Expressiva diferença de custos com as demais 24 Fonte: MME

25 Redução do Custo da Energia Nova Principais Fontes de Geração de Energia Elétrica FONTE Disponibi lidade Renovável Emissão de Poluentes Emissão de CO2 Competiti vidade PETRÓLEO Limitada Não Alta Alta Baixa GÁS NATURAL Limitada Não Baixa Média Média CARVÃO Ampla Não Alta Alta Média URÂNIO Ampla Não Baixa Nenhum Média HIDRELÉTRIC A Ampla Sim Baixa Baixa (CH4) Alta BIOMASSA Média Sim Baixa Baixa Alta Amplas vantagens competitivas 25

26 Redução do Custo da Energia Nova Confiabilidade no Longo Prazo A garantia da Energia Competitiva a mais longo prazo exige, no PNE 2030, adequada consideração à confiabilidade das fontes escolhidas, que devem preferencialmente ser nacionais, renováveis e de preços estáveis dos combustíveis. Hidreletricidade e Biomassa se Qualificam! Os principais fatores de vulnerabilidade no mundo tem sido: Dependência de fontes de energia estrangeiras Dependência de fontes em gradual exaustão (óleo, gás) Dependência em áreas geográficas de suprimento politicamente instáveis Dependência de uma única tecnologia (nuclear na França) Dependência de um numero limitado de linhas supridoras (gasodutos) 26

27 Redução do Custo da Energia Nova A Esterilização do Potencial Amazônico Mapa Revisado das Áreas Protegidas Previsto: Nov 06 Fonte: MMA 27 Incorporação de novas regiões de proteção à biodiversidade

28 Redução do Custo da Energia Nova A Esterilização do Potencial Amazônico 28

29 Redução do Custo da Energia Nova Pontos Relevantes Objetivo: Decreto para Reserva Estratégica dos Potenciais HídricosH A declaração de Reserva Estratégica garantiria a proteção do potencial. Seriam cobertos: Potenciais presumidos, com proteção da área enquanto os estudos de confirmação se complementam, por ato CNPE. Potenciais permanentes comprovados, por proposição do CNPE e ato do Executivo. Declaração de Utilidade Pública para os Potenciais Hídricos. 29

30 Recontratação a Preços Competitivos A Questão da Recontratação da Energia Existente Empréstimo Compulsório: Capacidade instalada de geração foi paga pela sociedade, principalmente pelo segmento industrial: Entre 1964 e 1973 todos os consumidores Entre 1974 e 1993 apenas consumidores industriais Cerca de 18 GW médios vendidos por 8 anos, em dezembro de 2004 Recontratação a partir 2012 Consumidor energo-intensivo ficará sujeito a leilões de energia que tendem ao preço da energia nova Preços estarão influenciados pela maior participação da geração térmica, com custos mais elevados. 30

31 Constatação Recontratação a Preços Competitivos Aproximadamente 1/3 da energia disponível hoje no sistema deverá ser recontratada no período de 2013 a Vinculação ao Término de Concessões de Hidrelétricas Este cenário ocorre concomitantemente com a expiração de grande parte dos contratos de concessão de geração, renovados a partir de Propõe-se definição neste Governo de condições de recontratação competitivas, atendendo a todos os 31 consumidores.

32 A Restauração da Energia Competitiva Outras Medidas Pró-Competitividade Retificação da Res. CNPE nº8 Partilhamento do custo do seguro (ESS) pelos agentes beneficiados: geradores, comercializadores e consumidores. Acesso isonômico do consumidor aos preços competitivos das grandes hidrelétricas do Norte brasileiro. Fortalecimento do ACL Novo modelo de formação de preços Certificados de energia, lastreados em parcela da garantia física das usinas geradoras Antecipação das UHE s competitivas. 32