CRISE ENERGÉTICA QUANTO CUSTARÁ À INDÚSTRIA? Mario Veiga mario@psr-inc,com Rio, 29 de agosto de 2014 1
A tempestade perfeita (1) Em dezembro de 2012, venceram 8.600 MW médios em contratos das distribuidoras Concentração de contratos do 1 o leilão de energia existente (2005) Como elas têm obrigação regulatória de estar 100% contratadas, era vital (e está na lei) que fosse realizado até o fim de 2012 um leilão de recontratação (A-1) No entanto, isto não ocorreu Como consequência, as distribuidoras ficaram descontratadas em 2.000 MW médios em 2013; e em 2.500 MW médios em 2014 2
A tempestade perfeita (2) Em caso de descontratação, as distribuidoras compram a diferença entre consumo e contrato (exposição) no mercado de curto prazo Os custos de compra serão transferidos às tarifas, pois as distribuidoras não tiveram culpa pela exposição No entanto, as tarifas só são ajustadas uma vez por ano; até lá, as distribuidoras arcam com as despesas No entanto, a combinação de preços de curto prazo muito elevados em 2013 e 2014 com um montante recorde de energia a ser comprado fez com que estas despesas fossem bilionárias, muito além da capacidade das distribuidoras Esta hemorragia financeira é a origem dos problemas setoriais 3
Custos adicionais de 2013 e 2014 2013: 10 bilhões de reais (consumidores) Empréstimo (sem juros) às distribuidoras pago via aumento tarifário (cinco anos, a partir de 2014; posteriormente, 2015) + 8,5 bilhões (contribuintes) Subsídio para garantir redução de 20% nas tarifas Total 2013: 18,5 bilhões de reais 2014 (estimado): 26,4 bilhões de reais (consumidores) 11,2 bilhões de empréstimo bancário (Conta ACR) (dois anos com juros) + 6,5 empréstimo adicional (Conta ACR) + 1,2 empréstimo do tesouro (cinco anos sem juros) + 7,5 (repasse tarifário 2014/2015) + 12,7 bilhões (contribuintes) 9,9 bilhões (subsídio para redução de tarifas) + 2,8 bilhões (prometidos pelo governo) Total 2014: 39,1 bilhões de reais Total 2013 + 2014: 18,5 + 39,1 = 57,6 bilhões de reais 4
[R$/MWh - valores nominais] Impacto tarifário: exemplo CELPA (tarifa média) A previsão para 2015 incorpora o benefício dos novos leilões de concessão de julho daquele ano +15% -20% +4% +36% 275 220 229 312 359 Dez/12 Fev/13 Reajuste Ago/13 Reajuste Ago/14 Reajuste Ago/15 5
Razões para os aumentos 2014: 29% dos 36% do aumento não tem a ver com a distribuidora (e 6% é inflação) Custo dos novos contratos A-1 e A0 + custo previsto das térmicas (15% da carga da CELPA) 20% Compensação de adiantamentos da CELPA (CVA): 7 meses de contratos do A-1 de 2013 + 2 meses de A0 de 2014 + defasagem de Angra I e II (CELPA pagava 157 R$/MWh mas recebia 136 R$/MWh da tarifa) 7% ESS/EER 2% Total: 7 + 20 + 2 29% 2015: 11% dos 15% são pagamentos dos empréstimos de 2013 e 2014 Como mencionado, a estimativa de aumento já inclui uma redução devido ao leilão de concessões em julho de 2015 6
Outras consequências (ACL, térmicas e hidro) 7
O que causou estes problemas? A magnitude e diversidade dos impactos negativos torna importante analisar, em detalhe, porque os mesmos ocorreram O objetivo desta análise não é fazer engenharia de obra feita, e sim identificar se há alguma medida preventiva/corretiva que deveria ser tomada para evitar que problemas semelhantes voltem a ocorrer no futuro 8
Por que não houve o leilão de 2012? Em nossa opinião, a explicação mais plausível é que o governo esperava a adesão de todos os geradores à proposta de renovação das concessões da MP 579 Esta adesão compensaria plenamente os contratos expirados A CCEE, dentre outros, alertou sobre a importância de contratar O governo procurou posteriormente corrigir o problema 1. Leilão extraordinário em abril de 2013, que não atraiu interessados 2. Segundo leilão no final de 2013 (atendeu 40% do consumo descontratado) 3. Terceiro leilão (final de abril de 2014) eliminou a maior parte da descontratação, porém a um preço elevado (270 R$/MWh) A análise acima indica que a descontratação das distribuidoras resultou de falhas de gestão 9
São Pedro é culpado pelos preços de 2013? NÃO. 2013 foi um ano bom 2001 2012 2013 1953 10
E 2014? (valores de janeiro a junho) Foi seco, mas não catastrófico (nono pior da história) 2012 2013 2001 2014 1953 11
Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 Jul-12 Oct-12 Jan-13 Apr-13 Jul-13 Oct-13 Jan-14 Apr-14 EARM SIN (%max) Neste caso, porque os reservatórios esvaziaram? 89% 88% Os reservatórios esvaziaram ao longo dos anos mesmo com o despacho pleno das termelétricas a partir de outubro de 2012 83% 84% 82% 75% 75% 80% 69% 63% 66% 61% 58% 59% 77% 75% 72% 72% 67% 57% 55% 62% 61% 63% 60% 55% 47% 37% 33% 31% 38% 46% 49% 44% 43% 43% 40% 39% 40% 42% A única explicação é que as restrições operativas reais são piores do que as supostas pelos modelos de planejamento 12
Evidência: simulação oficial x realidade 87% 87% 86% 85% 86% Se 82% o passado fosse reconstituído ( backcasting ) 80% 80% com os modelos oficiais de 79% simulação, o nível dos reservatórios 77% em 77% dezembro 76% de 2013 seria 65% 87% 74% 80% 87% 86% 77% 85% 86% 70% 75% 75% 82% 68% 80% 80% 67% 79% 72% 72% 65% 77% 77% 62% 76% 62% 65% 67% 74% 80% 77% 57% 55% 54% 68% 62% 61% 63% 70% 75% 75% 60% 67% 72% 72% 65% 51% 57% 62% 55% 55% 62% 65% 67% 57% 55% 49% 47% 54% 62% 61% 63% 51% 46% 60% 57% 44% 55% 55% 40% 43% 37% 38% 49% 47% 33% 46% Simulado 31% 44% Real 40% 43% 37% 38% 33% Simulado 31% Real Esta diferença de 22% no armazenamento possibilitaria o atendimento a uma carga anual de 5,3 GW médios e uma redução de 200 R$/MWh no preço de 2014 13
Outros indícios de restrições na operação real Data VERTIMENTOS EM CAPIVARA Nível (m) Volume Útil % Vertimento (m 3 /s) 10-Feb-14 329,44 58,34 170 11-Feb-14 329,23 56,61 783 12-Feb-14 328,97 54,49 1041 13-Feb-14 328,68 52,15 1055 14-Feb-14 328,46 50,39 800 15-Feb-14 328,26 48,81 617 16-Feb-14 328,07 47,32 418 17-Feb-14 327,92 46,15 24 Esvaziamento inédito de Itaipu em 2013 e 2014 Vertimento em reservatórios 50% vazios 14
Em resumo A principal causa dos preços elevados de 2013 não foi a hidrologia (que foi boa) e sim a underperformance do sistema geração & transmissão Razão dos problemas de desempenho: conjunto de problemas nas usinas hidrelétricas, rede de transmissão e vazões no rio São Francisco Em 2014, o problema foi agravado por condições hidrológicas desfavoráveis (porém não entre as piores registradas) Os atrasos na entrada de novas usinas e linhas em 2012, 2013 e 2014 também contribuiram para agravar o problema mas, como a hidrologia, não são o fator principal Os problemas do sistema haviam sido detectados em 2010, porém não foi tomada qualquer medida A análise acima indica que os preços elevados resultam de problemas de desempenho no sistema elétrico (maior parte) e hidrologia/atrasos (menor) 15
E a MP 579? Ao contrário do que dizem muitos analistas, a MP 579 não está diretamente relacionada com os problemas atuais No entanto, há efeitos indiretos da MP 579 (causados, em nossa opinião, pela pressão de tempo) que aumentaram a incerteza dos agentes: Não realização do leilão A-1 em 2012 (já comentada) Destinação das cotas somente para o ACR Cotas transferiram riscos para as distribuidoras Indenização da transmissão construída antes de 2000 Benefícios da transmissão vão ser revertidos para geradores Medidas da CNP 03 (transferência de encargos para geradores e mudança intempestiva na formação de preços) Indenização das hidrelétricas em 2015 (Contábil x VNR) 16
O que fazer? Realismo na avaliação das condições operativas Reforço institucional Exemplo: avaliação de impacto regulatório, audiências públicas da ANEEL Aproveitar a inteligência coletiva do setor Maior transparência do governo junto aos agentes e população Facilitará acordos na travessia para a restauração do equilíbrio setorial 17
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