ACOMPANHAMENTO DOS PREÇOS DA ELETRICIDADE NO BRASIL

Alan Douglas Poole Jaqueline B. do Nascimento Poole ACOMPANHAMENTO DOS PREÇOS DA ELETRICIDADE NO BRASIL Base de Dados e Análise da Estrutura Tarifária e Evolução dos Preços

Alan Douglas Poole Jaqueline B. do Nascimento Poole ACOMPANHAMENTO DOS PREÇOS DA ELETRICIDADE NO BRASIL Base de Dados e Análise da Estrutura Tarifária e Evolução dos Preços 2

Instituto Nacional de Eficiência Energética - INEE Av. Presidente Wilson, 164, 13 andar, Centro Rio de Janeiro - RJ CEP 20030-020 Tel.: 55 21 2532 1389 inee@inee.org.br www.inee.org.br A reprodução desta obra é permitida, desde que a fonte seja citada. Outubro/2001 Poole, Alan Douglas, Poole, Jaqueline B. Nascimento Acompanhamento dos preços da eletricidade no Brasil: base de dados e análise da estrutura tarifária e evolução dos preços / Alan Douglas Poole, Jaqueline B. Nascimento Poole --- Rio de Janeiro: INEE, 2001 1. Tarifas de energia 2. Concessionárias 3

Instituto Nacional de Eficiência Energética Av. Presidente Wilson, 164, 13 o andar 20030-020 - Rio de Janeiro - RJ - Brasil Telefone/fax: 55-21-2532 1389 E-mail: inee@inee.org.br Homepage: http://www.inee.org.br Apoio do International Institute for Energy Conservation, no projeto Cogeneration and Energy Services Market Development in Brazil, com recursos da US Agency for International Development. Sumário Introdução...5 Tarifas Vigentes de Fornecimento...6 Características das Tarifas de Fornecimento...8 Traduzindo as Tarifas em Preços Tarifas Horosazonais...10 A escala (tensão) do consumo...10 Fator de carga total...11 Preço na ponta e o efeito do perfíl da carga...11 A Evolução das Tarifas de Fornecimento...13 Evolução recente das tarifas das concessionárias...13 Acompanhamento dos ajustes tarifários...15 Evolução geral dos preços da energia elétrica...16 Índices de inflação interna...19 ANEXOS...20 Anexo A: Resoluções sobre Tarifas por Concessionária...20 Anexo B: Tarifas Vigentes Agosto de 2001...20 Anexo C: Preços Nominais e Estrutura Tarifária: 2000-2001...20 Anexo D: Preços Mensais Corrigidos : 2000...20 Anexo E: Preços Mensais Corrigidos : 2001...20 Anexo F: Resumo dos Preços Corrigidos : 2000-01...20 4

Introdução A questão dos preços da energia elétrica no Brasil está cada vez mais urgente. Os preços, que já subiram muito em relação à inflação geral, devem subir mais substancialmente. Há diversas pressões: (a) o custo marginal mais alto da nova capacidade de geração; (b) a desvalorização do Real, que pesa num setor com muitos insumos e capital importado; (c) os custos adicionais e perda de receita resultando da crise de energia elétrica. O problema não é apenas como implementar um grande aumento dos preços. Há questões sérias sobre a estrutura dos preços. Na estrutura vigente, há grandes distorções. 1 Algumas das consequências da sinalização pouca realista dos preços estão ficando mais evidentes com a crise. Ao implementar os aumentos, o Governo deve promover a transição para uma nova estrutura tarifária. A precificação da energia é um assunto complexo, geralmente acompanhado apenas por alguns especialistas (a maioria fortemente interessados). As informações disponívies que sintetizam a estrutura e evolução dos preços são limitadas, o que dificulta a análise tanto de projetos como da política. O INEE empreendeu este projeto com o intuito de facilitar o acesso a informações organizadas e objetivas sobre a estrutura das tarifas e sua evolução no tempo. Há duas vertentes no trabalho: um relatório descritivo e analítico e uma base de dados sobre os preços de fornecimento da energia elétrica. Para a base de dados inicial, foram escolhidos 21 concessionárias de distibuição de energia, conforme a tabela abaixo. 2 Região/Empresa Região/Empresa Região/Empresa Norte Sudeste Sul CELPA CEMIG COPEL CELTINS Light CELESC Nordeste CERJ RGE COELCE CPFL AES-Sul CELB Eletropaulo-Metro CEEE SAELPA EBE (Bandeirante) Centro Oeste CELPE Elektro CEB COELBA CEMAT Houve grande cuidado em manter uma clara relação entre a informação nas planilhas e as Resoluções originais da ANEEL. Ver o Anexo A : Resoluções sobre Tarifas por Concessionária. Neste relatório, as tarifas vigentes são resumidas no capítulo Tarifas Vigentes de Fornecimento, com alguns comentários. A tabela é um retrato dos preços no momento em que Brasil começou o racionamento. As características das tarifas são descritas no capítulo Características das Tarifas de Fornecimento e fatores na formação do preço para consumidores de média e alta tensão são avaliados no capítulo Traduzindo Tarifas em Preços Tarifas Horosazonais. Mudanças no nível e estrutura das tarifas são acompanhados no capítulo A Evolução das Tarifas de Fornecimento para as concessionárias na amostra. Há também uma análise resumida da evolução mais geral dos preços da energia elétrica desde 1970. 1 Ver, por exemplo, O injusto preço da energia no Brasil, Brasil Energia, julho de 2001. 2 As planilhas com as informações sobre tarifas de cada concessionária estão disponíveis no website do INEE. 5

Tarifas Vigentes de Fornecimento O Anexo B Tarifas Vigentes retrata a conjuntura tarifária em 31 de agosto, 2001. Resume as tarifas convencionais de baixa tensão e as horosazonais para as tarifas de média e alta tensão. Utilizou-se cenários simplificados para calcular valores em R$MWh para as tarifas horosazonais. Apesar de ser apenas indicativos, os valores em R$R/MWh facilitam as comparações. A tabela mostra também o valor das tarifas vigentes em termos de US$/MWh, no câmbio do mês. Há um cenário para cada tensão de consumo na tarifa horosazonal Azul. Os cenários supõem que a demanda máxima e o fator de carga são iguais no horário da Ponta e fora da Ponta. Tensão Fator de Carga % A1 (230 kv ou mais) 85% A2 (88 a 138 kv) 75% A3 (69 kv) 60% A3a (30 a 44 kv) 60% A4 (2,3 a 25 kv) 45% Para descrições das tarifas e categorias de consumidores resumidas na tabela do Anexo B, confira o capítulo abaixo Características das Tarifas Como indicadores da estrutura da tarifa, a tabela do Anexo B inclui calculos das razões entre os valores para diversas categorias de tarifa: Razão Ponta / Fora de Ponta nas categorias A2 e A4 : relação entre os preços na ponta e fora de ponta em duas categorias de tensão (e escala de consumo). Razão entre A2 e A4 com o mesmo fator de carga (75%): ilustra o efeito apenas da tensão (escala de consumo) sobre o preço Razão B1/A2 relação entre residencial padrão e o grande consumidor industrial Razão B1 residencial normal / B1 baixa renda100 kwh Razão B1/B3 - relação entre residencial padrão e o comercial em baixa tensão ( demais classes ) Razão B3/B2 - relação entre o comercial em baixa tensão e Cooperativas de Eletrificação Rural Razão B3/B4a - relação entre o comercial em baixa tensão e iluminação pública Razão B3/A4 relação entre o comércio menor e a indústria média Razão A4/A2 relação entre a indústria média e o grande consumidor industrial Na tabela também encontra-se os preços para A2 [Fora da Ponta] e A4 [na Ponta], que servem como indicadores adicionais da estrutura tarifária. As estruturas tarifárias e suas implicações são abordados abaixo para baixa tensão. Para as médias e altas tensões confira os capítulos Características das Tarifas de Fornecimento e Traduzindo Tarifas em Preços Tarifas Horosazonais. Em relação ao nível tarifário existem diferenças entre as concessionárias na tabela. Algumas são devidas às diferenças na data do último ajuste. Para comparar corretamente é preciso um acompanhamento no tempo. Encontra-se a comparação das concessionárias nos anos 2000-2001 no capítulo A Evolução das Tarifas de Fornecimento. Em relação a estrutura tarifária, os indicadores estruturais para as tarifas de alta e média tensão são idênticos em todas as concessionárias. Na tabela ver os indicadores: Razão A4 / A2 Razão Preço na Ponta / FP: Caso A2 Razão Preço na Ponta / FP: Caso A4 Escala: A4 / A2, ambos FC 75% 6

Na baixa tensão, há alguma variação na relação entre a tarifa residencial e as outras (ver B1/A2 e B3). Ao mesmo tempo, a relação entre a tarifa residencial de baixa renda e a tarifa residencial padrão é fixa (ver B1 padrão /B1 br-100 kwh ). O comercial de baixa tensão mantém uma relação praticamente fixa com as tarifas de média e alta tensão (ver a razão B3/A4). A relação com o preço do consumo rural (B3/B2)) varia um pouco entre as concessionárias. Para a iluminação pública a relação com a B3 é fixa (B3/B4a). A estrutura dos níveis de preços dos segmentos de baixa tensão está resumida na tabela abaixo. Vê-se que a categoria residencial mostra a maior variabilidade, porém ainda restrita - dentro de 20%, e apenas 10% desconsiderando os dois casos extremos. Indicador Faixa de Valores Empresas Razão B1 / A2 2,46-3,03 Baixo-CEMAT; Alto-CPFL Excluindo extremos 2,61-2,89 Baixo-Várias;Alto-Light Razão B1 normal / B1 100 kwh 1,67 Razão B1 / B3 0,94-1,16 Baixo-CEMAT; Alto-CPFL Excluindo extremos 1,00-1,11 Baixo-Várias;Alto-Light Razão B3 / A4 1,35-1,38 Baixo-CERJ Razão B3 / B2 (Coop Elet Rural) 2,17-2,26 Baixo-AES-Sul; Alto-todas Razão B3 / B4a (Iluminação Púb-Rede) 1,94 O setor comercial tem uma relação quase fixa com as tarifas de média e alta tensão e serve como referência para os outros setores não residenciais. Os descontos são substanciais para o setor residencial de baixa renda, a iluminação pública e o setor rural (cooperativas de eletrificação e irrigação). Em relação ao setor residencial padrão os descontos de baixa renda são: Para até 30 kwh/mês:. 65% em relação ao residencial padrão Para 31-100 kwh/mês: 40% em relação ao residencial padrão Para 101- (x) kwh/mês (varia 140-200 kwh) mês: 10% em relação ao residencial padrão Em relação à tarifa comercial padrão (B3) de baixa tensão os descontos são: Rural:. 31-37% Cooperativa:. 54-56% Irrigação :.. 40-42% Iluminácão pública rede de distribuição: 48,5% Há também subsídios no Estado de Rio Grande do Sul para Cooperativas Rurais na tensão A3 (69 kv). Como discutido no capítulo A Evolução das Tarifas de Fornecimento, os indicadores de cada concessionária analisada se mantiveram fixos no tempo. Acreditamos que a estrutura tarifária em 1998 era idêntica à estrutura de hoje. Para média e alta tensões a tabela mostra o grande efeito de escala do consumo, como também ilustra a grande diferença nos preços efetivos da energia durante as horas da Ponta e fora da Ponta. Os efeitos da estrutura tarifária sobre preços são analisados no capítulo Traduzindo Tarifas em Preços Tarifas Horosazonais. Com a rápida desvalorização do Real nos últimos meses, os preços em US$ ficaram baixos, especialmente para os grandes consumidores (A1 e A2) cujos preços hoje são muito baratos. Por exemplo, na A2, o preço médio é US$ 26-32, enquanto Fora da Ponta é apenas US$ 18-22. No entanto, em termos da inflação interna, estão relativamente altas especialmente para os consumidores de baixa tensão. A evolução do valor das tarifas em US$ e R$ constantes está abordada no capítulo A Evolução das Tarifas de Fornecimento. 7

Características das Tarifas de Fornecimento Há duas grandes categorias de tarifas: as convencionais aplicadas na baixa e média/alta tensão e as horosazonais aplicadas até hoje apenas na média/alta tensão. Alta e Média Tensões : Tarifas Convencionais As tarifas convencionais de média e alta tensão discriminam um preço para demanda (R$/MW por mês) e outro para consumo (R$/MWh). A demanda é medida a cada 15 minutos. A demanda paga é a demanda contratada. É do tipo take or pay, paga-se a contratada ainda se o consumo for menor. Se a demanda efetiva for maior que a contratada, será a base de cálculo para 12 meses depois. Acima de uma certa margem paga-se a tarifa de ultrapassagem. As tarifas convencionais consideram apenas a demanda máxima, sem referência a quando ocorre. O mesmo acontece com o consumo, cujo preço é independente da hora do dia ou da estação do ano. Segue um exemplo da estrutura da tarifa. Estrutura da Tarifa Convencional Caso CEMIG Tarifa Vigente a partir de abril de 2001 Caso Tarifa Convencional Fator de Demanda Consumo Subgrupo Carga (%) (R$/kW) (R$/MWh) A2 (88 a 138 kv) 85% 19,02 47,88 A3 (69 kv) 75% 20,50 51,60 A3a (30 kv a 44 kv) 60% 7,10 104,18 A4 (2,3 kv a 25 kv) 60% 7,37 108,01 AS (Subterrâneo) 45% 10,89 113,04 A Tarifa Convencional quase não se aplica. Em condições onde o fator de carga total = fator de carga na ponta é sempre mais cara que a tarifa horisazonal Azul equivalente. Comparação das Tarifas Convencional e Horosazonal Azul Caso Fator de Preço Médio (R$/MWh) Subgrupo Carga (%) Convencional Horosazonal-Azul A2 (88 a 138 kv) 85% 78,5 65,4 A3 (69 kv) 75% 89,0 75,1 A3a (30 kv a 44 kv) 60% 120,4 98,3 A4 (2,3 kv a 25 kv) 60% 124,8 107,1 AS (Subterrâneo) 45% 146,2 142,6 Para as tensões A3a, A4 e AS aproxima-se o efeito da Tarifa Verde Horosazonal. De fato, a Tarifa Verde parece parece ser uma continuação mais sofisticada da política anterior em relação a essas tensões, devido ao baixo preço da demanda e alto preço do consumo. Alta e Média Tensões : Tarifas Horosazonais São predominantes entre consumidores de alta e média tensão. Diferenciam preços para a demanda (kw) e o consumo (kwh) durante a Ponta e fora do horário da Ponta. O horário de Ponta tem três horas em dias úteis, escolhidas pela concessionária entre 17:00 até 21:00 horas. Também há uma sinalização sazonal do preço da enegia (kwh) consumida. A época seca estende de maio até o final de novembro e o preço é um pouco mais alto do que durante a época úmida. 8

Há duas séries de tarifas horosazonais: (1) a Tarifa Azul, aplicada em todas as tensões a partir de 2,3 kv; (2) a Tarifa Verde, aplicada apenas nas tensões AS, A4 e A3a. O exemplo abaixo mostra a estrutura. Tabela 1 : Tarifas Horosazonais Caso: Light Resolução 428 de 06/11/ 2000 (ANEXOS I, II e III) ANEXO II - vigora entre 07/02/2001 e 06/11/2001 Demanda (R$/kW) Consumo (R$/MWh) Ponta Fora de Ponta Subgrupo Ponta F. Ponta Seca Úmida Seca Úmida Azul A1 (230 kv ou mais) 10,56 2,21 60,22 52,65 42,62 36,18 A2 (88 a 138 kv) 11,37 2,63 63,82 59,53 45,73 41,96 A3 (69 kv) 15,23 4,17 72,30 64,12 49,82 42,99 A3a (30 a 44 kv) 17,82 5,94 116,93 108,25 55,61 49,14 A4 (2,3 a 25 kv) 18,48 6,14 121,25 112,19 57,64 50,94 AS (Subterrâneo) 19,34 9,45 126,88 117,41 60,33 53,31 Verde A3a (30 kv a 44 kv)... 5,94 529,19 520,50 55,61 49,14 A4 (2,3 kv a 25 kv)... 6,14 548,61 539,63 57,64 50,94 AS (Subterrâneo)... 9,45 574,13 564,72 60,33 53,31 Ambas as tarifas horosazonais penalizam o consumo durante as horas de ponta. A Tarifa Verde difere em penalizar principalmente o consumo (R$/MWh) no horário da ponta, sem aumentar o preço da demanda (R$/MW). Em certas situações pode ser vantajosa para o consumidor ver Traduzindo Tarifas em Preços. Em seu formato básico, as tarifas horosazonais são complexas para se comparar. Portanto, utilizou-se cenários simplificados para calcular valores em R$MWh para fins de comparação. Apenas a tarifa Azul está resumida na tabela principal de Tarifas Vigentes. Tarifas convencionais de baixa tensão As tarifas são publicadas em R$/MWh, não havendo tarifas distintas para a demanda (kwh) e o consumo energético (kwh). Uma tarifa horosazonal ( amarela ) está sendo proposta para certos segmentos do mercado de baixa tensão, mas ainda não foi implementada. Há grandes diferenças entre os preços para os diversos setores de baixa tensão. Há duas categorias padrão: Residencial (B1) : serve de referência para descontos de baixa renda e consumo; Comercial B3- Demais classes ): serve de referência para os descontos para consumo rural (B2) e iluminação pública (B4). Os descontos estão descritos no capítulo Tarifas Vigentes de Fornecimento. 9

Traduzindo as Tarifas em Preços Tarifas Horosazonais Há uma grande diferença nos preços pagos pela energia. Como mostra o resumo Tarifas Vigentes, a tensão da conexão (mais alta para consumidores maiores) e o setor de consumo são fatores importantes. As comparações gerais das tarifas vigentes para os casos de média e alta tensão são muito simplificadas para facilitar comparações gerais do comportamento dos preços. Aqui analisamos os preços em mais detalhe, para ilustrar o impacto dos fatores que contribuem às diferenças sobre estes. Consideramos primeiro a escala do consumo, depois o fator de carga geral, finalmente, o perfíl da carga. O enfoque principal da análise é a tarifa horosazonal azul. Nas tarifas horosazonais o perfíl do consumo em relação às horas de ponta e for a de ponta é importante (diferente da tarifa convencional) Na Tarifa Azul o parâmetro principal na formação do preço da ponta é o preço alto da capacidade (demanda ou kw) Na Tarifa Verde (apenas para A3a, A4 e sua variante AS) o parâmetro principal na formação do preço da ponta é o preço alto do consumo (kwh) durante o horário da Ponta. Favorece os consumidores neste nível de tensão com uma demanda máxima alta, porém transitória (fator de carga baixa) na Ponta. Já foi utilizado como uma tarifa de backup na prática por alguns autoprodutores.. Todos os casos apresentados são da Light, baseado nos valores constando na Resolução 428 de 06/11/ 2000 (Anexo II). A escala (tensão) do consumo A escala do consumo é sem dúvida o fator mais importante diferenciando os preços pagos pelos consumidores. Os custos são bem mais baixos para os consumidores maiores, independente do perfíl do consumo. A Tabela 2 compara os preços médios para as diferentes tensões, todos com os mesmos parâmetros de perfíl de carga. Tabela 2 : Impacto sobre o preço médio do aumento da tensão Fator de Carga Total e na Ponta 85% 75% 60% 45% A1 (230 kv e mais) 100% 100% 100% 100% A2 (88 a 138 kv) 110% 110% 110% 110% A3 (69 kv) 129% 130% 132% 134% A3a (30 a 44 kv) 155% 157% 159% 162% A4 (2,3 a 25 kv) 161% 162% 165% 168% Demanda máxima e fator de carga igual na Ponta e Fora da Ponta. Fonte: 2001Sensitivity Assim, com um fator de carga de, digamos, 60%, o preço médio sobe 65% na A4 em relação à A1. Evidentemente, um FC de 60% é baixo para consumidores em A1 (e muitas vezes alto para os de A4). Mas se tiverem o mesmo perfíl de carga, o consumidor menor ainda pagaria 65% a mais, neste caso. Nas tensões A3/A4 há um efeito mais acentuado com fatores de carga mais baixos. 10

Fator de carga total A Tabela 3 mostra o impacto sobre o preço médio do aumento do fator de carga total. Os parâmetros do perfíl da carga são os mesmos da Tabela 2. Tabela 3 : Impacto do aumento do fator de carga sobre o preço Fator de Carga Total e na Ponta 85% 75% 60% 45% A1 (230 kv e mais) 100% 104% 114% 129% A2 (88 a 138 kv) 100% 104% 114% 129% A3 (69 kv) 100% 105% 116% 135% A3a (30 a 44 kv) 100% 105% 117% 135% A4 (2,3 a 25 kv) 100% 105% 117% 135% Fonte: 2001Sensitivity. O efeito do fator de carga total é menor que o efeito da escala, porém substancial. É um pouco mais acentuada para as tensoões A3 e A4. A tendência entre os consumidores em tensões menores é ter fatores de carga mais baixos também. Portanto, os efeitos frequentemente são multiplicativos para esta classe. Preço na ponta e o efeito do perfil da carga Nas tarifas horosazonais, a energia é relativamente cara durante a Ponta. A Tabela 4 compara os preços na Ponta com a média fora da Ponta, com base na Tarifa Azul. As condições são as mesmas das tabelas anteriores. Tabela 4 - Preços na Ponta e Fora da Ponta Fator de Carga Razão Preço na Ponta / Ponta For a de Ponta 85% 75% 60% 45% 85% 75% 60% 45% A1 (230 kv e mais) 259,5 286,4 343,6 438,8 5,84 6,37 7,46 9,15 A2 (88 a 138 kv) 280,0 309,0 370,5 473,0 5,66 6,17 7,21 8,82 A3 (69 kv) 360,7 399,4 481,8 619,2 6,55 7,13 8,29 10,04 A3a (30 a 44 kv) 455,3 500,6 597,1 757,8 7,09 7,63 8,70 10,29 A4 (2,3 a 25 kv) 471,9 519,0 618,9 785,6 7,09 7,63 8,70 10,30 Fora de Ponta 85% 75% 60% 45% A1 (230 kv e mais) 44,4 45,0 46,1 47,9 A2 (88 a 138 kv) 49,5 50,1 51,4 53,6 A3 (69 kv) 55,0 56,0 58,1 61,7 A3a (30 a 44 kv) 64,2 65,6 68,6 73,7 A4 (2,3 a 25 kv) 66,5 68,0 71,1 76,3 Fonte: 2001Sensitivity Os valores na tabela são ilustrativos das grandes diferenças entre o preço efetivo da enegia na Ponta e fora da Ponta. A diferença é maior nas tensões mais baixas (A3a-A4) e aumenta com a redução do fator de carga. Na tensão A4 muitos consumidores têm fatores de carga baixos e portanto enfrentam uma diferença de ~10 vezes no preço Ponta e Fora de Ponta. Na Tarifa Azul o custo da demanda é o fator predominante no alto custo da Ponta. Como mostra a tabela, o preço por MWh na Ponta sobe substancialmente com a redução do fator de carga. Portanto o incentivo 11

principal é reduzir a demanda máxima. Simplesmente reduzir o consumo de energia é muito menos interessante. A tabela 5 ilustra o peso do fator demanda no preço médio por MWh nos casos utilizados nas tabelas acima. Nas tensões A3/A4 consumidores muitas vezes terão fatores de carga mais baixos e em consequência custos de demanda equivalente a metade. Tabela 5 : Peso da Tarifa de Demanda no Preço Médio Total Fator de Carga Total e na Ponta 85% 75% 60% 45% A1 (230 kv e mais) 33,2% 36,0% 41,3% 48,4% A2 (88 a 138 kv) 33,0% 35,9% 41,1% 48,2% A3 (69 kv) 39,0% 42,0% 47,6% 54,7% A3a (30 a 44 kv) 39,7% 42,8% 48,3% 55,4% A4 (2,3 a 25 kv) 39,7% 42,7% 48,3% 55,4% Fonte: 2001Sensitivity / %Demand; O custo médio da energia é portanto sensível ao perfil de carga. A Tabela 6 ilustra o efeito de modular a carga. Neste caso, supõe-se uma redução de 20% na Ponta e a manutenção do FC. É um exemplo de deslocamento de carga, sem nenhuma reação no consumo total de energia. Tabela 6 : Impacto da Redução da Demanda Máxima na Ponta no Preço Médio R$/MWh R$/MWh Redução do Preço Médio com a Caso A B Redução da Demanda Máxima (A B) Demanda Máxima Ponta/Fora de Ponta 1,00 0,80 Fator de Carga Total e na Ponta 60% 60% Azul A1 (230 kv e mais) 71,5 66,3 7,2% A2 (88 a 138 kv) 78,7 73,1 7,1% A3 (69 kv) 94,4 86,9 7,9% A3a (30 a 44 kv) 113,8 104,5 8,1% A4 (2,3 a 25 kv) 117,9 108,3 8,2% Fonte: 2001Sensitivity. A Tarifa Verde abre a possibilidade de reduzir o preço médio em relação à Tarifa Azul quando tiver.um fator de carga menor na Ponta, como ilustrada na Tabela 7. Tabela 7 : Comparação da Tarifa Azul e Verde na Tensão A4 Preço Médio R$/MWh Fator de Carga Total 60% 60% FC na Ponta 60% 45% Azul 117,9 116,6 Verde 124,5 113,4 Caso : Demanda máxima (kw) na Ponta = Fora da Ponta. Acreditamos que a estrutura tarifária vigente introduz distorções sérias na sinalização realista dos custos do fornecimento da energia. Há um enfoque exagerado sobre energia na ponta e a demanda de modo geral. Com o efeito catalisador da crise de energia elétrica, está se espalhando a geração distribuída na ponta que já era econômicamente viável para muitos consumidores. A proliferação de geradores a diesel representa um tremendo desperdício de recursos, que muitas vezes substitui soluções mais racionais. Ganha-se todos os lucros na redução da ponta. Além deste custo à sociedade, começa representar uma ameaça ao equilíbrio financeiro da concessionária no serviço prestado a muitos consumidores antes lucrativos. As pressões da crise abrem a possibilidade de uma reestruturação básica das tarifas elétricas algo que não acontece desde 1985. 12

A Evolução das Tarifas de Fornecimento A perspectiva histórica oferece, no ambiente econômicamente e politicamente instável do Brasil, a calibração do significado dos valores nominais publicados para as concessionárias nas numerosas Resoluções da ANEEL e da conjuntura resumida na tabela Tarifas Vigentes. Por exemplo, há defasagens no ajuste das tarifas, que podem ter impactos importantes na comparação entre concessionárias numa determinada data. Apresenta-se a seguir informações sobre a evolução dos preços a partir de duas perspectivas. Primeiro, acompanhamos a evolução recente das tarifas das concessionárias, utilizando alguns indicadores. Depois, resumimos informações sobre os preços médios, com horizontes históricos mais longos. Evolução recente das tarifas das concessionárias Acompanha-se os preços nominais por concessionária desde o início de 2000 no Anexo C. Num ambiente macro-econômico instável, os preços nominais precisam ser corrigidos para muitas análises. Dois tipos de índice de correção são importantes: a inflação interna e relações cambiais. Nos Anexos D, Preços Mensais Corrigidos 2000 e E, Preços Mensais Corrigidos 2001, 12 indicadores são acompanhados mensalmente desde o início de 2000, destacando quatro: A2, A4, Residencial e Residencial baixa renda (31-100 kwh/m). O índice de inflação escolhido foi o IPC-Brasil (ou IPC-DI) da Fundação Getúlio Vargas (ver a discussão abaixo no item Índices de inflação interna ). O índice cambial é o US$. No Anexo F encontra-se o Resumo dos Preços Corrigidos 2000-01, que sintetiza a evolução dos preços neste período. Devido à falta de qualquer mudança na estrutura da tarifa neste período, é possível acompanhar a evolução das tarifas com apenas um indicador. Foi escolhida a tarifa horosazonal Azul categoria A4. Evidentemente, um indicador é uma simplificação. O fator de carga e a demanda, por exemplo, são constantes. A Tabela 8 mostra as valores médios do indicador A4 nos anos 2000 e 2001 (até o fim de agosto) para as 21 concessionárias na amostra. Acompanha a evolução dos valores em US$ e com os valores corrigidos pelo IPC-Brasil. Para um número menor de concessionárias o horizonte histórico foi estendido até 1998 na Tabela 9. 3 As tabelas mostram que há diferenças entre as concessionárias tanto em relação ao nível tarifário como em sua evolução no tempo. Em relação ao nível relativo dos preços das concessionárias, as diferenças não são muito grandes. Por exemplo, são bem menores que a variação entre concessionárias nos EUA. Um dos principais fatores de variação é regional. Espera-se no futuro uma diferenciação crescente entre os níveis tarifários das concessionárias. Há diferenças importantes entre as concessionárias em relação à evolução dos preços no tempo. Entre 1998 e 2001 (até agosto), os preços corrigidos pela inflação aumentaram de um mínimo de 3% e um máximo de 27% na amostra da Tabela 9. Enquanto os preços corrigidos pela inflação interna aumentaram, os preços traduzidos em US$ correntes caíram dramaticamente entre 21% e 36% na amostra da Tabela 9. Esta defasagem entre preços internos e em dólar é uma dos grandes problemas enfrentando a política tarifária. 3 A amostra ainda está pequena. O website da ANEEL não permite o "download" dos anexos quantitativos das Resoluções do ano 1997. 13

Tabela 8 Preços Corrigidos A4 : 2000-2001 Correção Cambial US$ Correção Inflação IPC-DI Concessionária US$/MWh R$ 1998 /MWh 2000 2001 Variação 2000 2001 Variação até agosto até agosto Sudeste Light 65,6 61,6-6,2% 106,6 114,9 7,8% Metropolitana 67,2 60,9-9,4% 109,1 114,1 4,5% CERJ 60,0 61,3 2,2% 97,5 114,4 17,4% CEMIG 65,1 60,5-7,0% 105,6 113,4 7,4% Bandeirantes 67,6 61,4-9,2% 109,8 114,5 4,3% Elektro 67,2 60,6-9,9% 109,1 113,1 3,7% CPFL 64,4 59,3-7,9% 104,5 111,2 6,4% Sul COPEL 58,9 54,8-7,0% 95,5 102,6 7,4% CELESC 55,4 52,5-5,2% 90,0 98,1 9,1% AES-Sul 68,0 64,4-5,3% 110,3 120,8 9,5% CEEE 63,5 59,5-6,3% 103,2 111,0 7,6% RGE 68,3 63,7-6,6% 110,8 119,5 7,9% Centro Oeste CEB 60,2 55,8-7,4% 97,8 104,2 6,5% CEMAT 73,6 67,9-7,7% 119,4 127,3 6,6% Nordeste CELPE 54,1 49,4-8,9% 87,8 92,4 5,2% COELBA 62,6 57,5-8,1% 101,6 107,8 6,1% CELB 52,6 49,2-6,5% 85,4 92,0 7,7% SAELPA 56,8 51,0-10,2% 92,2 95,3 3,4% COELCE 61,1 56,2-8,0% 99,1 105,2 6,2% Norte Celtins 65,0 59,8-7,9% 105,5 111,9 6,1% CELPA 64,5 60,2-6,7% 104,8 112,5 7,4% Tabela 9 : Preços Corrigidos A4 1998-2001 Preço em US$/MWh 1998 1999 2000 2001 Variação 1998-2001 Light 77,8 65,6 61,6-20,8% CEMIG 77,0 65,1 60,5-21,4% CPFL 79,0 64,4 59,3-24,9% CEEE 84,2 63,5 59,5-29,3% COELBA 85,2 62,6 57,5-32,5% CELPE 77,7 54,1 49,4-36,4% Preço em R$ 1998 /MWh Constantes (IPC-DI) 1998 1999 2000 2001 Variação 1998-2001 Light 90,2 106,6 114,9 27,4% CEMIG 89,4 105,6 113,4 26,8% CPFL 91,7 104,5 111,2 21,3% CEEE 97,7 103,2 111,0 13,6% COELBA 98,8 101,6 107,8 9,1% CELPE 90,1 87,8 92,4 2,6% 14

Acompanhamento dos ajustes tarifários Em princípio, os ajustes de tarifa seriam feitos anualmente. Em 1997, foram publicadas resoluções de ajuste para quase todas as concessionárias na amostra. 4 Depois, algumas concessionárias não receberam ajustes normais durante 1, 2 ou 3 anos. Há uma grande diferença entre as concessionárias em relação ao número de Resoluções e seus Anexos desde 1997. O processso da concessão de ajustes complicou-se a partir de 1999, quando houve o Reposicionamento Tarifário em junho, consequência da desvalorização do Real no início daquele ano. Ajustou-se todas as tarifas na amostra. Em 2000 surgiram as categorias de revisão e redução aplicadas em diversas conscessionárias. Revisões foram ocasionados por um ajuste do Confins, no valor de 1% concedido em maio e junho de 1999 para diversas concessionárias. Reduções de diversos pequenos valores foram impostas em muitas concessionárias em junho de 1999. Muitas das Reduções foram aplicadas em concessionárias que também tiveram Revisões positivas. Nesses casos, a ANEEL juntou as duas medidas numa única Resolução. 5 Ao mesmo tempo que proliferaram Resoluções com ajustes excepcionais, houve um grande aumento no uso de anexos nas Resoluções da ANEEL. No período 1997/98, a norma foi uma Resolução sem Anexo. Já em 2000 os Anexos são normais. Aparece também um novo tipo de Anexo, com ajustes para baixo no final do prazo da Resolução que servem de base para o cálculo porcentual da próxima Resolução. As reduções são minúsculas, tipicamente entre 0,17 0,24%. Este tipo de Anexo não é universal, porém é comun. Os micro-ajustes (geralmente negativos) apenas aumentam um pouquinho o valor porcentual publicado no próximo ajuste tarifário. Não têm impacto direto sobre o preço pago pelo consumidor. Este tipo de Anexo bizantino é um exemplo da complexidade envolvida no acompanhamento das tarifas elétricas desde 1999. Seu acompanhamento sistemático pode dar alguma luz adicional sobre a dinâmica das negociações tarifárias entre as concessionárias e a ANEEL. 4 Infelizmente, nenhum dos anexos quantitativos das resoluções podem ser acessados no registro de ajustes da ANEEL. 5 As Notas juntas às Resoluções na base de dados da ANEEL não são muito claras. Apenas reproduzem releases para a imprensa na época, sem referência à hibridização que ocorreu. 15

Evolução geral dos preços da energia elétrica A análise das tarifas por concessionária deve ser complementada por uma abordagem mais geral da evolução dos preços da energia elétrica. Uma fonte é a série publicada pela ANEEL que mostra valores médios anuais por região e setores de consumo desde 1995. As grandes categorias na série da ANEEL misturam diversas tarifas. Na categoria residencial, por exemplo, há o segmento padrão e os segmentos de baixa renda. No industrial estão incluídas diversas tensões e perfis de carga do consumo elétrico. No entanto esta série de informações permite um acompanhamento geral dos preços e das diferenças regionais. A Tabela 10 mostra a evolução dos preços corrigidos no Brasil nos setores residencial, comercial e industrial. A Tabela 11 compara os preços corrigidos pela inflação nas cinco regiões em 1995, 1998 e 2000. As tabelas mostram que houve um aumento significativo no preço médio da energia entre 1995 e 1997. Quase todo o aumento foi concentrado no setor residencial (Tabela 10B). O nível tarifário ficou estável em 1998, aumentando um pouco em termos de inflação interna e caindo um pouco em termos de US$. Em 1999 o nível tarifário caiu drasticamente em termos de US$ (29%), enquanto aumentou-se o nivel 6% em termos de inflação interna. Em 2000 recuperou-se um pouco em termos cambiais, porém o enfraquecimento do Real em 2001 trouxe uma nova queda apenas parcialmente registrada na série da ANEEL (disponível até maio). Desde 1998 os três setores de consumo tiveram mudanças parecidas no nível tarifário refletindo a já observada falta de mudanças na estrutura tarifária desde aquele ano. Abra-se um horizonte maior na Figura 1, que mostra a evolução da média anual dos preços corrigidos pela inflação entre 1970 e 2000. A partir de 1976, houve uma tendência de queda até 1993, interompida por alguns aumentos temporários. Em abril daquele ano, o nível histórico mais baixo foi alcançado. Houve uma forte recuperação dos preços até o início do Plano Real em meados de 1994. O Plano Real congelou as tarifas durante mais de um ano. Devido à inflação residual ainda substancial, o valor corrigido caiu substancialmente neste período. Uma consequência pouco comentada desta política é que o preço médio anual em 1995 foi ainda mais baixo que em 1993, supostamente o ano do fundo do poço. Ao mesmo tempo, o mesmo preço médio valia US$ 65 naquele ano. Este valor tinha um significado especial naquela época. Desde 1993 circulavam estimativas que US$ 65 representava um razoável ponto de equilíbrio financeiro. Portanto, o nível tarifário muito baixo em termos dos preços internos não teve repercussões negativas maiores na época. Contribuiu também a dificuldade de enxergar o impacto dos índices de inflação interna sobre a tarifa média. 6 A Figura 2 mostra a evolução mensal dos preços médios entre 1986 e 1995. Ilustra-se com mais detalhe a narrativa acima. Ilustra-se também as grandes oscilações de preços que os consumidores enfrentaram nestes dez anos. Parece mais o gráfico de uma Bolsa de Valores. Evidentemente, oscilações deste tamanho dificultavam enormemente investimentos pelos consumidores em medidas de racionalização energética. No final de 1995, iniciou-se o aumento sistemático dos preços da eletricidade em relação à inflação já retratado nas Tabelas 10 e 11. No entanto, pela perspectiva histórica maior da Figura 1, o patamar alcançado ficou mais ou menos no mesmo nível do início dos anos 90. 6 Com a introdução do Plano Real em 1994, houve uma ruptura nas séries estatísticas mantidas pelo Eletrobrás sobre o preço da energia elétrica. Alegou-se na época a importância de eliminar a memória da inflação. De qualquer forma, a reconstrução de séries consistentes de preços corrigidas pela inflação antes e depois do início do Plano Real foi muito dificultada.

Tabela 10A Evolução dos Preços Médios 1995-2001 : Setor Residencial, Industrial e Comercial Preços Corrigidos pela Inflação IPC-Brasil (FGV) e pelo US$ (corrente) Setor Correção 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 * Residencial US$/MWh 83,1 106,1 111,1 108,7 76,7 86,8 82,9 R$1998 /MWh 101,1 119,6 124,7 126,2 132,7 141,0 148,3 Industrial US$/MWh 47,5 50,2 50,7 48,7 34,8 38,8 36,0 R$1998 /MWh 57,8 56,6 56,8 56,5 60,2 63,0 64,4 Comercial US$/MWh 93,1 99,1 100,2 96,2 67,0 74,7 69,9 R$1998 /MWh 113,3 111,7 112,4 111,6 116,0 121,3 125,1 Total US$/MWh 64,9 74,1 76,2 74,6 52,9 59,3 56,2 R$1998 /MWh 79,0 83,5 85,5 86,6 91,5 96,3 100,5 * Apenas até maio de 2001 Tabela 10B Evolução dos Preços Médios 1995-2001 : Relações Porcentuais Setor Correção 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 * Residencial US$/MWh 76% 98% 102% 100% 71% 80% 76% Industrial US$/MWh 98% 103% 104% 100% 71% 80% 74% Comercial US$/MWh 97% 103% 104% 100% 70% 78% 73% Total US$/MWh 87% 99% 102% 100% 71% 79% 75% Residencial R$1998 /MWh 80% 95% 99% 100% 105% 112% 118% Industrial R$1998 /MWh 102% 100% 101% 100% 107% 112% 114% Comercial R$1998 /MWh 102% 100% 101% 100% 104% 109% 112% Total R$1998 /MWh 91% 96% 99% 100% 106% 111% 116% * Apenas até maio de 2001 Tabela 11A Comparação Regional em 1995, 1998 e 2000 Preços Corrigidos pela Inflação IPC-Brasil (FGV) R$1998 /MWh Setor Ano Norte Nordeste Sudeste Sul C-Oeste Brasil Residencial 2000 138,1 131,3 144,5 139,2 138,1 141,0 1998 133,7 124,5 125,2 129,4 126,0 126,2 1995 106,4 89,7 103,7 100,2 101,5 101,1 Industrial 2000 40,9 50,0 66,6 71,6 72,8 63,0 1998 34,9 45,2 59,3 67,3 67,6 56,5 1995 34,6 55,0 59,1 72,7 65,8 57,8 Comercial 2000 131,0 111,7 128,4 121,5 127,2 121,3 1998 129,5 108,8 110,6 112,1 113,8 111,6 1995 123,8 111,8 111,6 117,6 114,8 113,3 Tabela 11B Comparação Regional: Relações Porcentuis de 1998 e 2000 com 1995 Setor Ano Norte Nordeste Sudeste Sul C-Oeste Brasil Residencial 2000 130% 146% 139% 139% 136% 139% 1998 126% 139% 121% 129% 124% 125% Industrial 2000 118% 91% 113% 98% 111% 109% 1998 101% 82% 100% 93% 103% 98% Comercial 2000 106% 100% 115% 103% 111% 107% 1998 105% 97% 99% 95% 99% 98% 17

Figura 1 Evolução do Preço Médio Anual da Eletricidade R$ Corrigido US$ R$ de 1998/ MWh 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 US$ Corrente/ MWh Figura 2 - Preço Médio Mensal da Eletricidade, 1986-1995 R$Corrigido US$ R$ de 1998/ MWh 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 75 70 65 60 55 50 45 40 35 US$ Corrente/ MWh 40 30 jan-86 jan-87 jan-88 jan-89 jan-90 jan-91 jan-92 jan-93 jan-94 jan-95 Mês/Ano 18

Índices de inflação interna Como consequência de décadas de inflação alta, há uma grande número de índices de inflação no Brasil. A Gazeta Mercantil, por exemplo, publica 16 índices recolhidos de quatro fontes. Para o acompanhamento dos preços desde 1995 utilizamos um índice de preços ao consumidor o IPC Brasil (ou DI) da Fundação Getúlio Vargas. Para a análise histórica de horizonte mais longo, utilizamos um índice geral de preços o IGP-DI da FGV. Nos contratos de concessão de energia elétrica, o índice utilizado é o IGP-M da FGV. Na Tabela 12 comparamos os três índices mais o IPCA do IBGE, utilizado pelo Banco Central. Tabela 12 - Evolução de Quatro Índices de Inflação : 1995-2001 Índice Fonte 1995 médio 1998 médio 1995 médio até 1998 médio até 08/2001 até 08/2001 IPC-DI FGV 32,6% 19,0% 57,7% IPCA IBGE 27,7% 18,4% 51,2% IGP-M FGV 17,6% 36,7% 60,8% IGP-DI FGV 24,5% 37,1% 70,8% A tabela mostra diferenças significativas no comportamento dos índices. Os índices de preço ao consumidor (IPC-DI e IPCA) aumentaram mais que os índices gerais (IGP-M e IGP-DI) até 1998, enquanto o inverso aconteceu depois. Para os fins de cálculo do ajuste tarifário, o IGP-M está aumentando mais rapidamente que os índices ao consumidor, especialmente o IPCA. Este efeito estatístico é mais uma dificuldade no equacionamento tarifário. Geralmente, na mídia e na política, pesam mais os índices de preços ao consumidor. O aumento das tarifas em relação à inflação ocorrido até agora já está amplamente noticiado. 19

ANEXOS Arquivo: Preco_El_Anexos.xls Anexo A: Resoluções sobre Tarifas por Concessionária Anexo B: Tarifas Vigentes Agosto de 2001 Inclui Ajustes publicados até 31 de agosto, 2001 Anexo C: Preços Nominais e Estrutura Tarifária: 2000-2001 Anexo D: Preços Mensais Corrigidos : 2000 D-1: Quatro Indicadores de Preços D-2: Doze Indicadores de Preço por Concessionária Anexo E: Preços Mensais Corrigidos : 2001 E-1: Quatro Indicadores de Preços E-2: Doze Indicadores de Preço por Concessionária Anexo F: Resumo dos Preços Corrigidos : 2000-01 20