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LIBERALIZAÇÃO DO MERCADO ELÉTRICO
GERAÇÃO POR AUTOPRODUTORES Impactos e Perspectivas
Professor: Adilson de Oliveira (coordenador)
INEE - 27 de novembro 2014
GRANDE TRANSFORMAÇÃO
• Século XX: Concessionárias monopolistas– Explorar economias de escala e de aglomeração– Círculo virtuoso de custos cadentes– Máquina elétrica indutora do crescimento econômico
• Século XXI: coordenação separada (econômica X física )– Recuperar trajetória virtuosa de custos– Redução nos custos
• Geração e comercialização (concorrência)• Transação (liberdade para a contração de energia)
– Mercado atacadista de energia • Preços contratados (expectativas)• Preço spot (conjuntura)
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PLD
- R
$ po
r MW
hPEDRA DE TOQUE: PREÇO SPOT
contrato
Fonte: Elaboração própria a partir de dados BCB e Nord Pool Spot
BRASIL
• Mercado atacadista peculiar– Coordenação do uso dos reservatórios hidrelétricos
• complexa → expectativas subjetivas
– Solução adotada → gestão econômica centralizada• ONS determina o despacho das centrais• Energia assegurada para o parque gerador• Preço spot (PLD) calculado por modelos
computacionais→ despacho térmico• ICB para comparar preços de térmicas com hidrelétricas
(leilões)
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Nordpool Brasil SE/CO
R$ p
or M
Wh
NORDPOOL X BRASIL
EVOLUÇÃO DO PARQUE GERADOR
• Planejado pela EPE–Estimativa da demanda (5 anos)–Oferta de energia assegurada repartida–Equilíbrio estrutural para risco de 5%
• Leilões de energia para mercado regulado
EVOLUÇÃO DO PARQUE GERADOR
Evolução da Potência SIN Tipo 2001 2004 2009 2011
Hidrelétrica (%)
Reservatório80,45 74,28 74,34
40,24Fio d'água 26,21PCH 4,29Itaipu Brasil 9,27 7,67 7,63 6,64Total 89,71 81,95 81,97 77,38
Nuclear (%) Total 2,89 2,44 2,19 1,91
Termelétrica (%)
Óleo 1,97 2,11 2,25 3,15Carvão 2,07 1,72 1,54 1,68Gás/GNL 3,02 9,58 10,52 8,79Diesel 0,33 0,04 0,90 1,08Outros 0,00 2,16 0,21 0,71Biomassa 0,00 0,00 0,04 4,03Total 7,39 15,61 15,45 19,44
Eólica (%) Total 0,00 0,00 0,39 1,27Capacidade Instalada (GW) 68,0 82,2 91,7 105,3
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20130.00
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Brasil EUA Kentucky Texas
Dóla
res
TARIFAS: BRASIL E EUA
Fonte: Elaboração própria com dados EIA, BCB e ANEEL
PARCELA ENERGIA NOS CUSTOS INDUSTRIAIS
Setor: 1996 2012Prod. Min. N.Met. 15,9% 21,6%Metalurgia 16,3% 22,7%Prod. Metal. 3,3% 4,6%AlimBebid 4,0% 5,9%Químicos 5,1% 10,9%Borrachas e Plást 5,2% 8,8%Celulose 8,1% 12,1%Prod. Madeira 9,5% 12,0%Têxteis 8,1% 12,9%
Fonte: Elaboração Própria a partir de dados do IBGE
PREÇO DA ENERGIA (REGULADO)
• Solução pragmática para a saída do racionamento– Energia nova: custo de expansão do sistema– Energia velha: acomodar a entrada de energia
nova– Preço: média ponderada
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20140
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Nova Velha Média ponderada
R$/M
Wh
PREÇO DA ENERGIA (REGULADO)
Fonte: Elaboração própria a partir de ANEEL, CCEE e IBGE
PREÇO DA ENERGIA (REGULADO)
• Oportunidade significativa (curto prazo)– Renovação de concessões em duas etapas
• Primeira etapa: licitação das centrais pelo custo do serviço• Segunda etapa: energia das centrais oferecida em leilões
nos dois mercados (livre e regulado)• Ágios entre os dois preços seriam destinados à redução dos
encargos
• Mérito: eliminar expectativas de preços para a energia das concessões vincendas muito abaixo do custo de expansão do sistema
PREÇO DA ENERGIA (REGULADO)
• Oportunidade significativa (longo prazo)– Leilões regionais por fonte de energia– Ampliação do parque gerador com gás natural– Limite para importação de energia
PREÇO DA ENERGIA (LIVRE)
• Solução pragmática para a saída do racionamento– Energia velha: canalizada para o mercado livre– Preço da energia do mercado livre mitigado pelo
PLD– Forte migração de consumidores cativos para o
mercado livre• Problema: descolamento do custo de
expansão
DESCOLAMENTO DO CUSTO DE EXPANSÃO
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20140
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Custo de expansão PLD
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Fonte: Elaboração própria com dados da CCEE.
ORIGEM DO PROBLEMA
• Energia assegurada–Despacho térmico irrelevante nos períodos
pluviométricos favoráveis–Despacho térmico intenso nos períodos de
estiagem–Redução da capacidade relativa de reservar
energia–Custo operacional elevado do parque gerador
térmico
REDUÇÃO DA RESERVA HIDRELÉTRICA
Fonte: Adaptação de D’Araújo (2014)
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0 2500 5000 7500 10000 12500 15000 17500 20000 22500
3188
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14431
21465
Geração térmica máxima em MWméd
CVU
s em
R$/
MW
hParque gerador térmico (2017)
7 GW
DESEQUILÍBRIO ESTRUTURAL?
• Despacho térmico a plena capacidade desde o início de 2014
• ONS prevê continuidade nesse despacho por mais dois anos
• Preço da energia muito acima do custo de expansão
• Problemas– Insensibilidade do mercado ao PLD– Paralisia da contratação de energia
DESEQUILÍBRIO ESTRUTURAL
• Oportunidade significativa– Realinhamentodo PLD com custo de expansão
• Térmicas gás natural, 70% fator de capacidade (R$ 170- R$ 250) para a base
• Térmicas a óleo para atendimento apenas da ponta
– Reorganização do mercado atacadista• Ampliação do mercado livre• Padronização de contratos
– Segmentação da energia acumulada nos reservatórios• Minimização do risco de racionamento (CNPE)• Redução do custo do despacho térmico
SimulaçõesResultados das simulações para a carga de energia elétrica da
indústria anual
Fonte: Elaboração própria
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020185000190000195000200000205000210000215000220000225000
Pessista PIB fraco e Transformação Estrutural PIB retomada e Status QuoOtimista
TRANSMISSÃO
Oportunidade significativa para a redução de custos– Expansão da transmissão programada antes da
geração– Critérios
• Geopolítica• Disponibilidade de recursos energéticos• Confiabilidade regional
– Reorganização empresarial• Empresas regionais de transmissão• Tarifa teto incentivada
Simulações EconômicasImpactos no período de 2014 a 2020-
Cenários Pessimista e Otimista
Fonte: Elaboração própria
Setores Impacto na renda
(milhões) Impacto no número de
Empregos Impacto nos Tributos
(milhões)
Pessimista Otimista Pessimista Otimista Pessimista Otimista
Agropecuária -19 2.889,50 -1.111 168.911 -0,6 84,9
Indústria -274,4 41.700,30 -1.752 266.251 -12,9 1.966,80
Serviços -73,9 11.225,50 -1.700 258.383 -2,9 441
Total -367,2 55.815,30 -4.563 693.545 -16,4 2.492,80
CONCLUSÕES
• Competitividade das tarifas elétricas é fator determinante do ritmo da atividade industrial–Novo arcabouço institucional provocou
trajetória crescente das tarifas industriais– Tarifas deixaram de ser competitivas– Status quo: produção industrial ficará
estagnada até o final da década
RECOMENDAÇÕES 1
• Recuperar competitividade das tarifas industriais – Eliminar PIS/Cofins nas tarifas industriais–Minimizar encargos, com recursos da
relicitação de concessões vincendas –Reorganizar sistema de transmissão• Planejamento ex-ante da transmissão• Concessionárias regionais• Tarifa teto incentivada
RECOMENDAÇÕES 2
• Mudanças no mercado atacadista–Ampliar acesso ao mercado livre–Padronizar e diversificar contratos– Segmentar energia dos reservatórios• Bem público: minimização do risco de abastecimento• Bem privado: minimização do custo do despacho
– Centrais térmicas com gás natural• 70% de fator de capacidade• Preço competitivo para o gás natural
CENÁRIO OTIMISTA
• Incremento significativo da atividade industrial (8,9% até 2020)– Forte contribuição para o crescimento
econômico–Aumentos significativos (diferenças entre
cenários)• Renda: R$ 56,2 bilhões• Tributos: R$ 2,5 bilhões• Empregos: 698 mil
Obrigado pela
Atenção