liberalizaÇÃo do mercado elÉtrico geraÇÃo por autoprodutores impactos e perspectivas professor:...
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LIBERALIZAÇÃO DO MERCADO ELÉTRICO
GERAÇÃO POR AUTOPRODUTORES Impactos e Perspectivas
Professor: Adilson de Oliveira (coordenador)
INEE - 27 de novembro 2014
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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
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r MW
hPEDRA DE TOQUE: PREÇO SPOT
contrato
Fonte: Elaboração própria a partir de dados BCB e Nord Pool Spot
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20140
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Nova Velha Média ponderada
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PREÇO DA ENERGIA (REGULADO)
Fonte: Elaboração própria a partir de ANEEL, CCEE e IBGE
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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
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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
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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
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DESCOLAMENTO DO CUSTO DE EXPANSÃO
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Custo de expansão PLD
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Fonte: Elaboração própria com dados da CCEE.
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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
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REDUÇÃO DA RESERVA HIDRELÉTRICA
Fonte: Adaptação de D’Araújo (2014)
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13613
14431
21465
Geração térmica máxima em MWméd
CVU
s em
R$/
MW
hParque gerador térmico (2017)
7 GW
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DESEQUILÍBRIO ESTRUTURAL?
• Despacho térmico a plena capacidade desde o início de 2014
• ONS prevê continuidade nesse despacho por mais dois anos
• Preço da energia muito acima do custo de expansão
• Problemas– Insensibilidade do mercado ao PLD– Paralisia da contratação de energia
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DESEQUILÍBRIO ESTRUTURAL
• Oportunidade significativa– Realinhamentodo PLD com custo de expansão
• Térmicas gás natural, 70% fator de capacidade (R$ 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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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Obrigado pela
Atenção