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CEARE24/11/2004

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Novo Modelo Elétrico

Professor Adilson de OliveiraInstituto de Economia

UFRJ

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AGENDA

• Singularidade Brasileira

• O que mudou

• Avaliação

• Alternativa

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Icap: 6145

Dem: 2860

NORTE

Icap: 14036

Dem: 6130

NORDESTE

Icap: 46260

Dem: 26210

SUDESTE

Icap: 17712

Dem: 7440

SUL

Subsistemas

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SINGULARIDADE

• Incertezas– Demanda:

• Crescimento Econômico

– Oferta: • Hidrologia

• Gestão de riscos é crucial

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DEMANDA

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

MW

med

ios

Otimista

Pessimista

16 GWmédios

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OFERTA

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

MW

me

dio

s

Hidr media

Hidr baixa

21 GWmédios

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GESTÃO DE RISCO

• Curto Prazo: – Gestão dos reservatórios

• Médio Prazo: – Expansão– Escolha tecnológica

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O QUE MUDOU

• MME → poder concedente

• ONS → hegemonia estatal na

governança

• CCPE → EPE

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O QUE MUDOU

• Geradoras

– Contratos de longo prazo (regulado)

– Energia Velha X Energia Nova

– Obrigação de demonstrar lastro (mensalmente)

– Condições de acesso ao potencial hidrelétrico para

comercializar no mercado livre fixadas pelo governo

no momento da licitação

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O QUE MUDOU

• Distribuidoras

– Proibida a auto-geração

– Proibida comercialização no mercado livre

– Contratação em pool (leilões)

• Repasse para tarifas: até 103% da demanda

– Concessionárias de serviço de transporte (!)

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O QUE MUDOU

• CCEE (MAE)

– Livre (20%?)→ contratos bilaterais

– Regulado → contratos com pool de

distribuidoras

– Mercado de curto prazo (spot)

• Teto: custo variável das térmicas

• Piso: custo operacional das hidro

• Preço: Semanal

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O QUE MUDOU

• Leilões (VN)– Energia nova

• A+5 → hidrelétricas• A+3 → térmicas

– Energia velha • A+1• não pode ter preço superior à média dos

preços obtidos nos leilões de energia nova

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CONTRATOS

• Energia–Nova: 15 a 30 anos–Velha: 5 a 15 anos

• Indexador: IPCA• Riscos financeiros dos sub-

mercados repassados para consumidores

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CONTRATOS

• Reduções possíveis

–Energia velha

• Consumidores potencialmente livres

• Variações de mercado (4% anuais)

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AVALIAÇÃO

• O risco de racionamento está afastado?

• O novo mercado será capaz de atrair investimentos privados?

• Haverá indução à eficiência econômica?

• Qual será o futuro do mercado regulado?

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RACIONAMENTO

• Contratos de hidrelétricas oferecem energia “assegurada”: 5% de risco de déficit

• Forte incentivo para consumidores livres operarem no mercado diário

• Gestão dos reservatórios realizada com critérios não transparentes

• Haverá térmicas flexíveis?– Desvalorização dos ativos– Condições de suprimento de GN: indefinidas

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INVESTIMENTO PRIVADO

• Distribuidoras– Rentabilidade determinada pelo regulador

(tarifa fio)– Riscos de mercado

• Inadimplência• Consumidores de baixa renda• Sobre-contratação (acima de 103%)

– Tarifas crescentes para os consumidores cativos

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INVESTIMENTO PRIVADO

• Geradoras (mercado regulado)

– Indexador insatisfatório

– Devolução de contratos (energia

velha)

– Risco de inadimplência

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INVESTIMENTO PRIVADO

• Hidrelétricas– Risco ambiental (atrasos na construção)– Revisão da energia “assegurada”

• Térmicas– Ativos subvalorizados– Custo do combustível (squeeze!)– Credibilidade do preço spot

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EFICIÊNCIA ECONÔMICA

• Transmissão– Repasse automático de custos– Custos crescentes

• Geração– Projetos hidrelétricos propostos pela EPE– Projetos estruturantes– Proinfra– Térmicas: desvalorizadas

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REGULADO LIVRE

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ItaipuProinfra

Baixa Renda

Inadim-plência

REGULADO

LIVRE

Adicionalcontrato

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ALTERNATIVA

• Racionamento tornou-se evento inaceitável

–Importância econômica crescente da eletricidade

–Risco tornou-se sistêmico

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GESTÃO DE RISCO

1. Gestão dos reservatórios (curto prazo)

– Energia acumulada nos reservatórios é

um bem público (seguro)

– Deve ser preservada para afastar

possibilidade de racionamento

– Preço da energia ofertada pelas

hidrelétricas deve refletir o custo do

esgotamento do reservatório

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GESTÃO DE RISCO

2. Estratégia de Expansão (médio prazo)– Respeitar política de desenvolvimento do

potencial hidrelétrico

– Térmicas GN com algum grau de inflexibilidade

orientadas para a expansão do mercado

– Térmicas Flexíveis orientadas para o

suprimento em períodos críticos

– Reprogramação continuada da expansão

térmica

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AJUSTES

• Energia velha

• Preservar para a necessidade de subsídios

(Baixa renda, Itaipu, Proinfra, etc)

• ONS

• Tarifa incentivada

• CCEE

• Agenda para a liberação dos consumidores

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QUESTÃO A RESOLVER

• Regulamentação do

mercado do gás natural