O modelo elétrico e a descapitalização do setor

O modelo elétrico e a descapitalização do setor Pilares ameaçados Roberto Pereira d Araujo Diretor do ILUMINA Realização: Patrocínio:

1 - O Brasil sabe das políticas que foram impostas à Eletrobrás? Perda de contratos em 2003, apesar de preços mais baixos e queda do mercado proibição de buscar alternativas. Energia firme liquidada no mercado por até R$ 4/MWh. Patrocínio ao crescente mercado livre. Leilão liquidação (2004) compulsório por 8 anos. Parcerias minoritárias com retornos duvidosos. MP 579 Intervenção heterodoxa. Redução tarifária sem diagnóstico. Perda de capacitação técnica.

R$/MWh jan/13 jul/12 jan/12 jul/11 jan/11 jul/10 jan/10 jul/09 jan/09 jul/08 jan/08 jul/07 jan/07 jul/06 jan/06 jul/05 jan/05 jul/04 jan/04 jul/03 jan/03 jul/02 jan/02 Mercado livre - PLD 500 400 300 Eletrobrás descontratada, proibida de buscar compensações e liquidando energia firme por até R$ 4/MWh! 3 anos de um verdadeiro BOLSA MW. 200 100 0 Fonte: CCEE

R$/MWh jan/13 jul/12 jan/12 jul/11 jan/11 jul/10 jan/10 jul/09 jan/09 jul/08 jan/08 jul/07 jan/07 jul/06 jan/06 jul/05 jan/05 jul/04 jan/04 jul/03 jan/03 jul/02 jan/02 Nord pool x PLD 500 400 3.500% 2.100% 300 200 10 x mais volátil do que o NORD POOL 100 0 Fonte: CCEE e nordpool.com

R$/MWh jan/13 jul/12 jan/12 jul/11 jan/11 jul/10 jan/10 jul/09 jan/09 jul/08 jan/08 jul/07 jan/07 jul/06 jan/06 jul/05 jan/05 jul/04 jan/04 jul/03 jan/03 jul/02 jan/02 Nord pool x PLD 500 400 "Aquela festa de um CMO a R$ 15/MWh ou a R$ 18/MWh acabou", afirmou Hermes Chipp. (Estado de S.P 30/11) 300 200 10 x mais volátil do que o NORD POOL Térmicas à toda? De repente? 100 0 Fonte: CCEE e nordpool.com

Efeito MP 579 Sobre a Eletrobrás Algum exemplo similar no planeta? -13% -70% -20%

2 - A redução tarifária foi uma exigência ligada à competitividade da indústria brasileira. Essa dependência é aceitável? Se tal fosse verdade, as indústrias da Itália (+60%) e do Japão (-10%) estariam falidas. Se S. Antônio, Jirau, Teles Pires e Belomonte são os paradigmas para afirmar que a energia das empresas da Eletrobrás estão caras (FIESP)... Então, tomando como parâmetro o custo dessas usinas, o consumidor já teria pago 80% do investimento das usinas amortizadas.

Italy Slovak Republic Brazil Japan Turkey Czech Republic Ireland Belgium Netherlands Luxembourg United Kingdom Poland Portugal Denmark Greece France Mexico Switzerland Sweden Finland Chinese Taipei Norway Canada United States 0,300 0,250 0,200 0,150 O efêmero efeito da MP 579, já sendo neutralizado por aumentos tais como as bandeiras tarifárias. US$/kWh Lei 12.783/2013 Aqui estava o Brasil em 1995 0,100 0,050 - Fonte Key World 2011 International Energy Agency

FIRJAN já reclama outra vez da tarifa brasileira

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 $R/MWh Aumento tarifa média 1995 2012 (~ 60% da final) 350 300 Reforma 250 mercantil 200 Observação: Anos bases anteriores a 1995 mostram aumentos ainda maiores! 72 % de aumento real! 150 100 IPCA 50 0 10

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 R$/MWh Aumento tarifário da Indústria (cativo) 1995-2012 280,00 230,00Reforma mercantil 180,00 108 % de aumento real! 130,00 IPCA 80,00 30,00 11

R$ 799,29 por 1340 kwh Tarifa final 0,5963 R$/kWh 1 Can$ = R$ 2,2 Can$ 0,27/kWh Pós redução R$/kWh 0,462 Can$ 0,22/KWh 12

Can $ 99,38 por 1200 kwh Tarifa final 0,082 Can $ /kwh Impostos e encargos incluídos! 0,22/0,082 = 2,68 + 268 %! 13

Um Sintoma da enfermidade do setor elétrico. A Cesp, que não aderiu à proposta de renovação antecipada das concessões do setor elétrico, é agora uma das geradoras que mais possuem energia disponível, ativo que custa hoje R$ 336 por MWh no mercado de curto prazo. O valor equivale a 100 vezes, aproximadamente, a tarifa que o governo federal havia estabelecido para a energia produzida pelas hidrelétricas da companhia - e que foi recusada pela Cesp no ano passado.

Medida provisória 579 Lei 12.783/2013 Alvo Errado

Medida provisória 579 Lei 12.783/2013 Alvo Errado

Estrutura da tarifa em 2011 segundo a ANEEL Tributos; 25,9% Encargos; 10,9% 36.8% MP 579 Lei nº 12.783, de 2013 Distribuição; 26,5% Transmissão; 5,7% kwh Energia; 31,0% G + T + D ~ 63,2% da tarifa final Fonte: ANEEL (2011) 17

Ninguém fez essa conta? Usinas em questão Energia na conta Nem tudo é hidro Redução se fosse de graça! X X = ~ 80% ~ 20% 22.741 MW ~ 30% 4,8%

Peso do kwh (G) na conta final para alguns países. No Brasil em 2011, era 31%! Qualquer outro país dessa lista teria mais motivos para intervir nesse item!! Fonte: Energy Prices Statistics Eurostat -2012 (http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/energy_price_statistics#furt her_eurostat_information).

Comparação de custos de hidroelétricas (US$/kW) Max: US$ 2250/kW

Variable O&M (includin g fuel) Total System Levelized Cost Capacity Levelized Fixed Transmission Plant Type Factor (%) Capital Cost O&M Investment Dispatchable O&M Technologies das usinas da Conventional Coal 85 64,9 4 27,5 1,2 97,7 Advanced Coal CHESF ~ R$ 6/MWh 85! 74,1 6,6 29,1 1,2 110,9 Advanced Coal with CCS 85 91,8 9,3 36,4 1,2 138,8 1/3! Natural Gas-fired Conventional Combined Cycle 87 17,2 1,9 45,8 1,2 66,1 Advanced Combined Cycle 87 17,5 1,9 42,4 1,2 63,1 Advanced CC with CCS 87 34,3 4 50,6 1,2 90,1 Conventional Combustion Turbine 30 45,3 2,7 76,4 3,6 127,9 Advanced Combustion Turbine 30 31 2,6 64,7 3,6 101,8 Advanced Nuclear 90 87,5 11,3 11,6 1,1 111,4 Geothermal 91 75,1 11,9 9,6 1,5 98,2 Biomass 83 56 13,8 44,3 1,3 115,4 Non-Dispatchable Technologies US$ 10/MWh Wind 33 82,5 9,8 0 3,8 96 Solar PV1 25 140,7 7,7 0 4,3 152,7 Solar Thermal 20 195,6 40,1 0 6,3 242 Hydro2 53 76,9 4 6 2,1 88,9

Após tantas intervenções heterodoxas, como continuamos a ter tarifa não condizentes com sistemas de base hidrelétrica? I. Carga tributária sobre a energia elétrica sai incólume. II. O kwh encarece em função da necessidade de uso de geração térmica (cara no Brasil). III. A questão da garantia está no vórtice entre dissidências entre operação e planejamento. IV. Interesses comerciais impedem uma revisão completa do modelo mercantil.

jan/00 jan/01 jan/02 jan/03 jan/04 jan/05 jan/06 jan/07 jan/08 jan/09 jan/10 jan/11 jan/12 jan/13 GWh Um retrato da evolução da reserva integrada. 190.000 180.000 170.000 160.000 150.000 140.000 130.000 120.000 110.000 100.000 90.000 80.000 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 Reserva Carga TWh 40 300 12% 65 12% 520

1953 1944 1963 1968 1939 1962 1975 1970 1996 1949 1976 1978 1991 1972 2000 1973 1998 1947 2009 1979 1992 GWh... não dá para culpar S. Pedro! 1.000.000 900.000 * Dados até outubro 800.000 700.000 600.000 2012 2013 * 2010 2009 2011 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 -

Estoque está ficando cada vez mais curto!

Decréscimo da capacidade de regularização 2003-2011 Arm max /Carga mensal Diminuição da capacidade de regularização Fonte: Elaboração própria a partir de dados históricos da operação (ONS)

Mudança estrutural não percebida? Reserva/(Carga-G não hidr) Reserva/Carga

Não estamos conseguindo encher os reservatórios 30% acima da média Ao encher os reservatórios, é normal sair pelo ladrão!

jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 2012: O ano dos indícios. 100.000 90.000 80.000 70.000 60.000 Carga total em GWh Energia natural total em GWh Mau humor de S. Pedro MP 579 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 Energia Natural GWh Carga GWh 29

jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 GWh Estranhas Coincidências 10.000 Geração Térmica MP 579 9.000 8.000 7.000 Mau humor de S. Pedro Menos GT? 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 30

O que está sendo adotado no Brasil nada tem a ver com o conceito de serviço público.

Como é possível amortizar ativos, reduzindo tarifas continuamente, sem intervenções? Company ROE Company ROE Alabama Power 13.75% Aquila Inc MO 10.25%* Arizona Public Service 10.75%* Ameren UE MO 10.20%* Entergy AR 11.00% Sierra Pacific Power NV 10.60%** Oklahoma Gas & Electric AR 10.00%* Unitil Energy Systems NH 9.67%** Pacific Gas & Electric CA 11.35% Central Hudson Gas & Electric NY 9.60%** Southern California Edison 11.50% Duke Energy Carolinas NC 12.25%*** San Diego Gas & Electric 11.10% Progress Energy Carolinas SC 12.75%*** Public Service Co CO 10.50%** South Carolina Electric & Gas 11.00%*** Progress Energy FL 11.75% Entergy Gulf States TX 10.95% Maine Public Service 10.20%** PacifiCorp UT 10.25%** Potomac Electric Power MD 10.00%* Green Mountain Power VT 10.25%** Delmarva Power & Light MD 10.00%* Appalachian Power VA 10.00% Detroit Edison 11.00% Puget Sound Energy WA 10.40%*** Consumers Energy MI 10.70% PacifiCorp WA 10.20%*** Interstate Power & Light MN 10.39%** Avista WA Avista WA Northern States Power MN 10.54%** APCo/Wheeling (AEP Utilities) WV 10.50%*** Entergy Mississippi 11.05%*** MonPower/PE (APS Utilities) WV 10.50%*** Mississippi Power 12.98%*** Wisconsin Power & Light 10.80%* Kansas City Power & Light MO 11.25%** Wisconsin Public Service 10.90%* Fonte:R. Mihai Cosman CPUC Energy Division. (***) Ferc response, (**) 2007, (*) 2006 Public Utilities Fortnightly

A maioria dos estados americanos permanecem sob o return rate regulation, que nada mais é do que o nosso antigo regime de serviço pelo custo, desmontado a partir de 1995.

Grato pela paciência. Roberto Pereira d Araujo roberto@ilumina.org.br Realização: Patrocínio: