Plano da Apresentação

Plano da Apresentação 1. Breve História do Setor Elétrico Brasileiro (SEB). 2. Reestruturação no mundo. 3. Reestruturação no Brasil. 4. O Livre mercado de energia elétrica brasileiro. 5. Alguns aspectos econômicos e operacionais do SEB. 6. Tarifas e competitividade do Mercado Livre. Pag. 2

Os Primórdios (1879 a 1933) 1879 Dom Pedro II concede a Thomas Alva Edison o privilégio de introduzir aparelhos elétricos no Brasil. 1879 Inauguração da iluminação elétrica da Estação Central da Estrada de Ferro Dom Pedro II (atual Central do Brasil). Pag. 4

Os Primórdios (1879 a 1933) 1889 A Companhia Têxtil Bernardo Mascarenhas inaugura a usina MarmelosZero, em Juiz de Fora: 250 kw, 1 kv (atualmente de posse da Cemig, 4 MW). 1921 No Rio de Janeiro, a General Electric inaugura a primeira fábrica de lâmpadas do Brasil. Pag. 5

Características dos Primórdios Forte presença do capital privado estrangeiro (Light, Amforp, etc). Falta de experiência dos poderes públicos na fiscalização do serviço oferecido. Falta de padronização: cada contrato de concessão estabelecia detalhes técnicos particulares. Serviços de eletricidade eram municipais. Pag. 6

O Código das Águas (1934 a 1956) 1934 Publicação do Código das Águas, pelo Governo Provisório da República (instituído após a Revolução de 1930). 1948 Criação da CHESF Companhia Hidrelétrica do São Francisco. 1948 Criação da COPEL Companhia Paranaense de Energia. Pag. 7

O Código das Águas (1934 a 1956) 1948 Primeiro Plano Hidrelétrico do Estado do Paraná. 1951 CNAEE propõe um novo documento regulatório para o Setor Elétrico (encalhou na Presidência da República...) 1955 Criação da CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais, e da CELESC Centrais Elétricas de Santa Catarina. Pag. 8

Características do Código das Águas Quedas d água em águas públicas de uso comum foram incorporadas ao patrimônio da União. Concessões poderiam ser recuperadas a qualquer tempo. Sistema de tarifação: serviço pelo custo. Forte nacionalismo. Criação das primeiras empresas estatais de energia elétrica. Pag. 9

Regulamentação (1957 a 1992) 1957 Publicação do DECRETO 41.019. 1960 Criação do Ministério das Minas e Energia. 1961 Criação das Centrais Elétricas Brasileiras S/A ELETROBRÁS. 1963 Entrada em operação da usina hidrelétrica de FURNAS (1.216 MW). 1965 Plano de Unificação de Frequências. Pag. 10

Regulamentação (1957 a 1992) 1985 Elaboração do Plano de Recuperação Setorial. 1988 Publicação da Nova Constituição da República. 1988 Proposta de um projeto de lei disciplinando as concessões de serviços de utilidade pública (Senador Fernando Henrique Cardoso). Pag. 11

Características da Regulamentação Forte presença estatal no setor. Entre 1968 a 1976 os investimentos no setor elétrico cresceram a taxas elevadas. Após 1978, medidas de combate à inflação provocaram a queda das tarifas de energia em 5% ao ano. Construção de grandes obras de geração (Itaipu, Sobradinho, Angra I, etc.) Início do enfraquecimento do SEB. Comercialização fortemente regulamentada. Pag. 12

Sistema Interligado Sul/SE/CO ELETRONORTE CEMAT (MT) CELG (GO) CEB (DF) LIGHT (RJ) ENERSUL (MS) CERJ (RJ) FURNAS (SE) ELETROPAULO (SP) CEMIG (MG) ITAIPU BINACIONAL ESCELSA (ES) CESP (SP) ELETROSUL CEEE (RS) CPFL (SP) COPEL (PR) CELESC (SC) Pag. 13

Sistema Interligado N/NE CELPA (PA) CEMAR (MA) ELETRONORTE CELTINS (TO) CEPISA (PI) CHESF (NE) COELCE (CE) COSERN (RN) SAELPA (PB) CELPE (PE) CEAL (AL) COELBA (BA) ENERGIPE (SE) Pag. 14

Motivação para a reestruturação Crises cíclicas do petróleo: 1956, 1973, 1980, 1991, 2008. Evolução das tecnologias da informação e da medição de energia. Mudança de modelo mental: comercialização não é mais monopólio natural. Necessidade de redução do tamanho do Estado. Redução dos custos de geração de energia tornou setor mais atraente para pequenos produtores. Pag. 16

Evolução dos preços do petróleo Pag. 17

Evolução dos custos da geração térmica Pag. 18

Reestruturação no Reino Unido 1947 180 empresas incorporadas na CENTRAL ELECTRICITY GENERATING BOARD - CEGB. 1990 Privatização começou pelas distribuidoras. Mercado Spot (EPEW) organizado pela NATIONAL GRID COMPANY. Dois grandes geradores privados: National Power e Power Gen. Pag. 19

Reestruturação no Reino Unido 1999 Offer (órgão regulador) se fundiu ao Ofgas, dando origem ao Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets). 2000 - CEGB dissolvida. 2001 NETA (New Electricity Trade Agreement). EPEW se transformou na Elexon. Bolsas regionais de energia. Geração mais pulverizada. Pag. 20

UK - Capacidade Instalada em 2004 Total: 74 GW Pag. 21

Reestruturação na Noruega Geração 98% Hidrelétrica. Capacidade instalada: 30,5 GW. Sazonalidade de consumo oposta à de afluências. Grande número de empresas de distribuição. Pag. 22

Reestruturação na Noruega 1996 Nordpool primeira bolsa internacional de energia do mundo. Interligação elétrica com Suécia, Finlândia, Dinamarca e Rússia. Comercialização simples e flexível. Concorrência real. Pag. 23

Reestruturação nos EUA 1992 Energy Policy Act. Produtores Independentes. 1996 Open Access. 2001 - Crise na Califórnia. Experiências com vários tipos de operador do sistema (ISO). Avanço da desregulamentação varia de um estado para outro. Pag. 24

Pag. 25

Usinas em operação na América do Norte FONTE: Platts Powermap, McGraw-Hill, 2005. Pag. 26

Capacidade Instalada nos EUA - 2009 Total: 1.100 GW Pag. 27

Por que reestruturar o SEB? Capacidade de investimento exaurida. Inadimplência generalizada. Ingerência nas empresas estatais. Empreendimentos de geração paralizados(mais de 10.000 MW). Pag. 29

Reestruturação (1993 em diante) 1993 Entra em vigor a Lei 8631: reforma tarifária, fim da CRC, volta da RGR. 1995 Entra em vigor a Lei das Concessões. 1995 Primeira concessionária estatal de energia elétrica a ser privatizada: ESCELSA. 1996 Contratação do Projeto RE/SEB e criação da ANEEL. 1998 Conclusão do Projeto RE/SEB. 2000 Mercado Atacadista de Energia MAE. 2004 MAE se transforma na CCEE. Criação da EPE e do CMSE. Pag. 30

Objetivos do Projeto RE-SEB (1996) Liberar onde fosse possível (geração e comercialização). Regulamentar onde ainda não fosse possível liberar. Desverticalizar as empresas do setor. Desenvolver e implementar um ambiente competitivo no Setor Elétrico Brasileiro. Separar a commodity (energia) do serviço (distribuição e transmissão). Pag. 31

Por quê separar a commodity do serviço? Pag. 32

O Sistema Elétrico Pag. 33

Resultados do Projeto RE/SEB O capital estrangeiro privado volta ao setor Privatização. Desverticalização. Separação entre serviço e commodity. Produtores Independentes. Consumidores Livres. Privatização (1995) começou antes da reestruturação (1998). Pag. 34

A Era Lula/Dilma (2004 a 2014) Motivação: não podemos permitir mais um racionamento! Princípios do novo modelo do SEB: Garantia do suprimento. Modicidade tarifária. Competição na geração. Produtores Independentes. Consumidores Livres. Novos agentes setoriais (EPE, CMSE, MME ). Pag. 35

A Era Lula/Dilma (2004 a 2014) Dois ambientes de contratação energética. Ambiente de Contratação Regulada ACR: atendimento a consumidores cativos. Ambiente de Contratação Livre ACL: atendimento a consumidores livres, por meio de contratos livremente negociados. Pag. 36

A Era Lula/Dilma (2004 a 2014) Novos agentes setoriais: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE): substitui o MAE. Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). Mudanças na ANEEL: MME assume definitivamente o poder concedente. Pag. 37

Problemas atuais do SEB Crescimento insuficiente da capacidade instalada. Restrições ambientais cada vez maiores. Matriz elétrica cada vez mais suja. Concessões a vencer. O racionamento de energia na verdade já aconteceu! Pag. 38

Pag. 39

1 Monopólio Verticalmente Integrado GERADOR VENDAS NO POOL GERADOR TRANSMISSOR TRANSMISSOR DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR CONSUMIDORES CONSUMIDORES Exemplos: UK antes de 1990, EUA antes de 1978, Brasil antes de 1998. Pag. 40

2 Competição na Geração GERADOR PRODUTOR INDEPENDENTE AUTOPRODUTOR AGÊNCIA DE COMPRA NO ATACADO DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR CONSUMIDORES CONSUMIDORES CONSUMIDORES Exemplos: Irlanda do Norte após 1992, China após 1985, EUA após 1978. Pag. 41

3 Competição no Atacado AUTOPRODUTOR PRODUTOR INDEPENDENTE GERADOR MERCADO ATACADISTA DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR CONSUMIDORES CONSUMIDORES CONSUMIDORES Exemplos: UK imediatamente após a privatização, US após o Energy Policy Act (EPAct, 1992). Pag. 42

4 Competição no Varejo GERADOR PRODUTOR INDEPENDENTE PRODUTOR INDEPENDENTE AUTOPRODUTOR MERCADO ATACADISTA DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR DISTRIBUIDOR MERCADO VAREJISTA CONSUMIDORES CONSUMIDORES CONSUMIDORES CONSUMIDORES Exemplos: UK, Noruega, Argentina, Austrália (província de Vitória), PJM, Texas e outros estados norte-americanos. Pag. 43

O Modelo Híbrido Ambiente de Contratação Regulada G G Ambiente de Contratação Livre Contratação de Energia no Pool io v s De Desvios D Consumidor Cativo G G s Comercializadora D Consumidor Cativo Pag. 44 Consumidor Livre Consumidor Livre

O Mercado de Energia Elétrica MME Poder Concedente (?) ANEEL Órgão Regulador ONS Operador do Sistema Administrador da Rede de Transmissão CCEE Composto por Agentes de Mercado Pag. 45 Administrador do Mercado Atacadista

Agentes do Mercado Consumidores livres. Produtores Independentes de Energia (PIEs). Autoprodutores (APEs) Agentes Comercializadores de Energia. Pag. 46

Consumidores Livres Pag. 47

Consumidores Livres Devem ser obrigatoriamente membros da CCEE. Garantia de livre acesso ao Sistema de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica. Fiscalização e penalidades por discriminação por parte das distribuidoras. Pagam Tarifa de Uso à concessionária de distribuição ou às empresas de transmissão, conforme o tipo de conexão. Pag. 48

Consumidores Livres x Cativos Tarifa Regulada (Horo-Sazonal) - Típica 6% Consumo Ponta 7% Demanda Fora de Ponta 36 % 51 % Tarifa de Uso + Compra de Energia 65 % Demanda na Ponta Consumo Fora de Ponta Pag. 49 Energia Ponta e Fora de Ponta 15 % Encargos Setoriais / Demais Custos 6% Tarifa de Uso Fora de Ponta 14 % Tarifa de Uso na Ponta

Consumidores Incentivados São aqueles atendidos por fontes de energia alternativa ( incentivada ) no Ambiente de Contratação Livre. Fontes: PCHs, CGHs, biomassa, eólica ou solar, com potência instalada menor ou igual a 30MW. Principal Incentivo: desconto de pelo menos 50% sobre a TUSD fio, na geração e consumo. Pag. 50

Pag. 51

O Sistema Interligado Nacional (SIN) Capacidade instalada: 114,1 GW (abrilo/2010): Hidro: 67,8% Térmica: 26,4% PCHs e CGHs: 3,3% Nuclear: 1,76% Outras: 0,74% Extensa rede de transmissão. Operação centralizada e coordenada. Usinas em cascata. Pag. 52

Operação Hidrotérmica Água tem custo zero (ou quase), mas só se estiver disponível! Afluências futuras dependem da precipitação -> aleatoriedade. Reservatórios são limitados em volume; Decisão de operar uma usina hoje afeta custos futuros. Problema de otimização da operação é complexo. Pag. 53

Despacho Hidrotérmico U s a r h id r á u lic a s PRE SE N T E E c o n o m iz a r h id r á u lic a s Pag. 54

Despacho Hidrotérmico FUT URO A f lu ê n c ia s n o r m a is OK U s a r h id r á u lic a s PRE SE N T E E c o n o m iz a r h id r á u lic a s Pag. 55

Despacho Hidrotérmico FUT URO A f lu ê n c ia s n o r m a is OK U s a r h id r á u lic a s Seca D é f ic it PRE SE N T E E c o n o m iz a r h id r á u lic a s Pag. 56

Despacho Hidrotérmico FUT URO A f lu ê n c ia s n o r m a is OK U s a r h id r á u lic a s Seca D é f ic it PRE SE N T E E c o n o m iz a r h id r á u lic a s Seca OK Pag. 57

Despacho Hidrotérmico FUT URO A f lu ê n c ia s n o r m a is OK U s a r h id r á u lic a s Seca D é f ic it PRE SE N T E A f lu ê n c ia s n o r m a is E c o n o m iz a r h id r á u lic a s V e r t im e n t o Seca OK Pag. 58

Custo de Operação no Curto Prazo Pag. 59

Energia Firme x Energia Garantida Energia Firme: energia média gerada por uma usina durante o período histórico de menor afluência (período crítico); Energia Garantida: energia média que seria gerada caso todos os históricos de afluências possíveis fossem percorridos por uma usina, com um risco de déficit de 5% ao ano. Pag. 60

Energia Assegurada (Garantia Física) Por ocasião do projeto RE/SEB, a energia garantida de todas as usinas foi recalculada e rebatizada como Energia Assegurada. Nome novo para um conceito velho. 2010: Garantia física. Pag. 61

Custo Marginal de Expansão - CME É o custo de geração, em R$/MWh, da próxima unidade geradora nova a ser adicionada a um sistema elétrico por meio de expansão. Pag. 62

Custo Marginal de Operação - CMO É o custo de geração, em R$/MWh, da última unidade geradora existente a entrar em operação em determinado período. Pag. 63

Armazenamento e CMO Pag. 64

R$/MWh Otimalidade da Expansão 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Energia (GWmed) Pag. 65

Lei da Oferta e da Demanda Pag. 66

Oferta da Energia Elétrica Pag. 67

Demanda da Energia Elétrica Pag. 68

Oferta e Demanda de Energia Elétrica Pag. 69

Deslocamento da Curva da Oferta Pag. 70

Conclusão Quando o poço está seco é que conhecemos o valor da água. Benjamin Franklin Pag. 71

Formação de Preços: Loose Pool Geradores informam preços e quantidades. Distribuidores e comercializadores informam demanda. Cada gerador é responsável pelo próprio despacho. Ex.: Reino Unido, Noruega, PJM. Os preços são formados pela livre interação entre oferta e demanda. Pag. 72

Formação de Preços: Tight Pool (Brasil) Geradores hidrelétricos informam os dados técnicos de suas usinas. Geradores termelétricos informam os custos de operação e de combustível, rendimento térmico e disponibilidade. Comercializadores e grandes consumidores informam seus dados de carga. Os preços para cada subsistema são então calculados por meio de um MODELO COMPUTACIONAL (NEWAVE + DECOMP). Pag. 73

Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) É o CMO, calculado por patamar horário (livre, médio e pesado), por submercado (Sul, SE/CO, N e NE) e sujeito a valores mínimo e máximo. Valor mínimo: R$ 12,80/MWh. Valor máximo: R$ 622,21/MWh. O PLD é usado para liquidar as operações mensais da CCEE. Sensível à Curva de Aversão ao Risco (CAR). Pag. 74

Curva de Aversão ao Risco (CAR) Pag. 75

Evolução do PLD SE/CO - 2001 a 2010 Pag. 76

Evolução do PLD Sul - 2001 a 2010 Pag. 77

Evolução do PLD Norte - 2001 a 2010 Pag. 78

Evolução do PLD NE - 2001 a 2010 Pag. 79

Pag. 80

Tarifas e Preços Tarifas: Prestadoras de serviços públicos de transmissão e distribuição de energia elétrica. Reguladas pela ANEEL. Preços: Fornecedores autorizados de energia elétrica (geradores e comercializadores). Negociados livremente entre as partes. Pag. 81

Tipos de Tarifas Cativas no Brasil Convencional Consumidores de alta tensão com demanda até 300 kw. Consumidores de baixa tensão (inclui residencial e rural). Horo-sazonal Consumidores de alta tensão (Grupo A). Pag. 82

Tarifa Horo-Sazonal Componentes tarifários : Horário do dia ( horo ): Ponta e fora de ponta. Período do ano ( sazonal ): Seco e úmido. Pag. 83

Horário de Ponta Período de 3 horas consecutivas, definido pela concessionária e compreendido entre as 17 e 22 horas. Horário de maior consumo de energia. Fora de ponta: tarifas menores para demanda. Ponta: tarifas maiores para demanda. Pag. 84

Curva de carga típica do Sudeste Pag. 85

Brasil x Croácia (2006) Pag. 86

Brasil x Austrália (2006) Pag. 87

Período Úmido Dezembro a abril (5 meses). Consumidores cativos: energia mais barata. Consumidores livres: oferta maior geralmente reduz preços da energia. Pag. 88

Período Seco Maio a novembro (7 meses). Consumidores cativos: energia mais cara. Consumidores livres: oferta menor geralmente aumenta preços da energia. Pag. 89

Afluências em 2010 Pag. 90

Afluências em 2011 Pag. 91

Armazenamentos em 2010 Pag. 92

Armazenamentos em 2011 Pag. 93

Tarifas de Uso Consumidor Livre Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD. Também denominada Tarifa Fio ou TUSD Fio. Publicadas pela primeira vez na Resolução ANEEL 194/1999: Somente uma tarifa de demanda (R$/kW) para cada grupo (A2, A3, A3a, A4 e AS). Tarifas individualizadas por distribuidora. Em dezembro de 2001, ANEEL definiu tarifas individuais por distribuidora. Pag. 94

Tarifas de Energia Consumidor Livre A partir de 2003, consumidores livres conectados a distribuidoras passaram a pagar encargos sob a forma de uma nova tarifa de energia TE, em R$/MWh. Também denominada TUSD Encargos. Calculadas individualmente por distribuidora. Valor único para ponta e fora de ponta. Pag. 95

TUST e TUSD: Consumidores Livres Consumidores livres conectados à Rede Básica (tensão maior ou igual a 230 kv) pagam TUST ao ONS. Consumidores livres fora da Rede Básica pagam TUSD à distribuidora local. Pag. 96

Explosão dos Encargos Setoriais Pag. 97

CCC - Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis Instituída pela Lei 5.899/1973. Paga pelas distribuidoras e consumidores livres. Recursos administrados pela Eletrobrás. Encargo destinado a cobrir os gastos com combustíveis fósseis (carvão, óleo diesel). Pag. 98

Crescimento acumulado da CCC Pag. 99

RGR Reserva Global de Reversão Instituída pelo Decreto 41.019/1957. Paga pelas concessionárias e permissionárias de serviço público, com a finalidade de formar um fundo para pagamento de reversões de concessões. Estima-se que a RGR constitua hoje um fundo superior a R$ 8 bilhões! Prorrogada até 2035... Pag. 100

CDE Conta de Desenvolvimento Energético Instituída pela Lei 10.438/2002. Visa desenvolver a competitividade da energia de PCHs, biomassa, eólicas, gás natural e carvão mineral nacional. Quotas calculadas com base na CCC de 2001. Assim como a CCC, a CDE está incluída na TUST e TUSD de consumidores finais. Dizem que vai acabar em 2022... Pag. 101

PROINFA Instituído pela Lei 10.438/2002 Incentivo à participação da geração de fontes eólicas, biomassa e PCHs. Contratos de 20 anos com a Eletrobrás, com repasse obrigatório para as distribuidoras. Impacto na TUSD de consumidores finais poderá chegar a R$ 5/MWh. Pag. 102

TFSEE Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica Instituída pela Lei 9.427/1996, que criou a ANEEL. Paga por todos os concessionários, autorizados e permissionários dos serviços de energia elétrica. Correspondente a 0,5%do valor do benefício econômico auferido pelo agente. Pag. 103

COFURH Contribuição Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos Instituída pela Lei 7.990/1989. Paga pelos geradores detentores de hidrelétricas em operação comercial cuja capacidade nominal seja superior a 10.000kW. Cálculo: 6,75% da geração valorada pela TAR Tarifa Anual de Referência (R$ 64,65/MWh, em 2010). Pag. 104

ESS Encargo do Serviço do Sistema Instituído pela Lei 10.433/2002, que criou o MAE Mercado Atacadista de Energia. Custos variáveis mensalmente, decorrentes da manutenção da estabilidade e da confiabilidade do sistema em cada submercado. ESS é bastante afetado pelo acionamento das térmicas for a da ordem de mérito. Pag. 105

Transporte de Itaipu Rateio do custo de transporte da quota de energia adquirida da Itaipu Binacional pelas distribuidoras. A tarifa de transporte de Itaipu atualmente é de R$ 3.731/MW (Res. ANEEL 1022/2010). Pag. 106

Taxa da CCEE Repasse de custos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, dividida em duas parcelas: Uma parcela fixa, proporcional ao número de votos do agente na CCEE. Uma parcela variável, proporcional ao volume de energia elétrica transacionado. Pode ser eventualmente nula. Pag. 107

Perdas Técnicas Perdas de energia causadas pelo aquecimento das linhas de transmissão. Variam mensalmente. Pag. 108

Perdas Comerciais Provocadas por ligações clandestinas, auto-religações, cadastros de iluminação pública desatualizados, etc. São consideradas durante o processo de revisão tarifária e agregados à Parcela A (custos não gerenciáveis). Pag. 109

Ufa! É o Fim! Obrigado Pag. 110