Apresentacao Cpi Tarifas Energia 01

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Apresentacao Cpi Tarifas Energia 01

  1. 1. O Modelo Elétrico Brasileiro histórico, análise e propostas Análise das Tarifas Energéticas Crescimento do Custo da Energia após a Privatização Comparação Internacional Real Impacto dos Impostos e Encargos História do Setor Elétrico Brasileiro Antes da Estatização Volta à Privatização O apagão O Novo Modelo Privatização e Elevada Rentabilidade Uma Proposta de Mudança do Modelo Atual a) Substituição da “concorrência simulada” por regulação por custos b) Como a Eletrobrás poderá comandar o ganho de eficiência do sistema 1
  2. 2. Comparação da Evolução dos Preços de Energia Elétrica e Índices de Inflação 600 IPCA - Energia elétrica (dez/ 1994=100) Aumento de 398% 500 IGP-M - geral (dez/ 1994=100) IPCA (dez/ 1994=100) 400 Aumento de 236% Variação do rendimento nominal do trabalho 300 200 Aumento de 164% 100 Aumento de 72% (2006) 0 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 19 19 19 19 19 19 20 20 20 20 20 20 20 2
  3. 3. Comparação internacional Key world 2007, dólar maio de 2008 (R$1,75) Tarifas de eletricidade Variação em US$ da 2007 (US$) Tarifa Média tarifa residencial País Indústria Domicílio entre 1998 e 2007 ++ 87% Brasil (conta de luz) * 0,22 0,30 0,25 e 175% desde 1995 Itália 0,24 0,25 0,24 25% Brasil sem impostos ** 0,16 0,21 0,18 idem Dinamarca 0,08 0,32 0,18 52% Reino Unido 0,13 0,22 0,17 83% Portugal 0,12 0,2 0,16 32% Brasil (Aneel)*** 0,14 0,18 0,15 idem Japão 0,12 0,19 0,15 1% Alemanha 0,08 0,21 0,14 33% Espanha 0,09 0,16 0,12 6% Turquia 0,1 0,11 0,11 43% Suíça 0,08 0,13 0,1 -2% Nova Zelândia 0,07 0,15 0,1 107% Finlândia 0,08 0,14 0,1 43% México + 0,09 0,1 0,09 119% França 0,05 0,15 0,09 17% Noruega 0,06 0,12 0,08 81% Estados Unidos 0,06 0,1 0,08 21% Austrália 0,06 0,1 0,08 44% + Coréia do Sul 0,06 0,09 0,07 50% Canadá 0,05 0,07 0,06 23% + Holanda 0,02 0,06 0,04 98% África do Sul 0,02 0,06 0,04 44% + Índia 0,03 47% médias 0,12 0,15 24% 49,6% 3
  4. 4. Comparação Internacional Key world 2007, dólar maio de 2008 (R$1,75) Tarifas energéticas no m undo 0,35 Tarifa Média 0,30 indústria 0,25 residência 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 4
  5. 5. Br as -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200% il 19 95 M N éx ic ov o a Ze + lâ nd H ia ol an Br da as + il R 19 ei 98 (1998-2007) no U ni do N or ue D g in C am a or ar éi c a do a Su l+ m éd ia s Ín di a Au + Áf strá ri c l ia a do Su Tu l rq ui Fi a nl ân Al di em a an h Po a rt u ga l Itá lia Es C ta an do ad s á U Variação das Tarifas Elétricas Comparação Internacional da ni do s Fr an ç Es a pa Período 550% nh a Ja pã o 5 Su íç a Alta do Petróleo no
  6. 6. “Produtividade” de sistemas hidroelétricos País Capacidade em Geração em FC % operação (MW) 1999 TWh Canadá 66 954 341 58% Brasil 57 517 286 57% Venezuela 13 165 61 53% Noruega 27 528 122 51% Suécia 16 192 71 50% Estados Unidos 79 511 319 46% Índia 22 083 82 43% Rússia 44 000 161 42% Áustria 11 647 42 41% México 9 390 32 39% Turquia 10 820 35 37% China 65 000 204 36% Japão 27 229 84 35% França 25 335 77 35% Italia 16 546 47 32% Suiça 13 230 37 32% Espanha 15 580 28 21% Principais países e fatores de capacidade de seus sistemas hidroelétricos. Fontes: Araujo, 2007; Hydropower & Dams World Atlas 2001 Fontes: Araujo, 2007; Hydropower & Dams World Atlas 2001
  7. 7. Países de Base Hidroelétrica Tarifas em US$ 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 Brasil Noruega Canadá 7
  8. 8. A alta tarifa é decorrente de impostos e encargos? ICMS estado do Rio de Janeiro Até 1996 A partir de 1997 18% até 300 kwh 18% 25% acima de 300 kwh obs.: Consumo médio nacional por residência = 142 kwh (2005) 8
  9. 9. A alta tarifa é decorrente de impostos e encargos? Alíquota bruta Alíquota efetiva (*) alíquota alíquota alíquota alíquota até após até após 2002 2002 2002 2002 PIS não- 0,65% 1,65% 0,65% cumulativo 5,55% (**) Cofins não- 3% 7,60% 3% cumulativo (*) líquido da compensação dos insumos (**) estimativa Light S.A 9
  10. 10. A alta tarifa é decorrente de impostos e encargos? Impacto dos Encargos Setoriais De fato de 1998 a 2004 houve aumento no valor dos mesmos. Os encargos são: CCC (Conta de Consumo de Combustíveis); ECE (Encargo de Capacidade Emergencial); CD (Conta de Desenvolvimento Energético); CFURH (Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos); ONS (custeio do ONS); TFSEE (Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica); e RGR (Cota da Reserva Global de Reversão). 10
  11. 11. A alta tarifa é decorrente de impostos e encargos? Em 1998 havia 6 encargos setoriais, cujas alíquotas somavam 3,60%. Em 2004 2 novos encargos foram criados, além de aumentos naqueles já existentes, resultando numa alíquota total de 10,83%. Os encargos setoriais criados e aumentados destinam-se ao custeio do sistema privatizado. 11
  12. 12. A alta tarifa é decorrente de impostos e encargos? 600 IPCA - Preços monitorados - Energia elétrica - Aumento de 398% 1995 = 100 500 Evolução do IPCA-energia sem encargos (a partir de 1998) 400 Aumento de 350% IPCA - 1995 = 100 300 200 Aumento de 164% 100 0 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 19 19 19 19 19 19 20 20 20 20 20 20 20 12
  13. 13. Modelo privado antigo “Light Pré-Eletrobrás” Operação • Atendimento a enclaves urbanos de alta renda • Produção desintegrada próxima ao consumo • Pequenas usinas Regulação • “Claúsula-Ouro” • Capital externo • Produção e distribuição verticalizada (monopólio) Resultados • Tarifas altas • População pobre e pequenas cidades no escuro • Apagões constantes • Incapacidade de atender crescimento da demanda • Dependência do Balanço de pagamentos 13
  14. 14. História do Setor Elétrico Brasileiro - 2 Transição Custo histórico x Cláusula Ouro Enfrentamento dos racionamentos Plano de Metas: Energia como prioridade para o desenvolvimento O Modelo Estatal Interligação dos sistemas Monopólio Natural Planejamento de Longo Prazo Energia limpa, barata e segura 14
  15. 15. Características do sistema interligado brasileiro – En. Natural conf. 2004 300% 300% Em 73% dos casos há 250% 250% alguma diversidade. 200% 200% 150% 150% 100% 100% 50% 50% 0% 0% 1932 1935 1938 1941 1944 1947 1950 1953 1956 1959 1962 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 1932 1935 1938 1941 1944 1947 1950 1953 1956 1959 1962 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 SE SE SUL SUL NE NE N N Fonte: Araujo, 2006.
  16. 16. A marca do setor elétrico brasileiro não é a relevância da hidroeletricidade em sua matriz, mas o fato de constituir um sistema de uma única e grande reserva hídrica compartilhada 5% 20% 70% 6% Fonte: Araujo, 2006. 16
  17. 17. Modelo Público “Planejamento Eletrobrás” Operação • Aproveitamento da Geografia Brasileira • Grandes reservatórios (para regular o fluxo do rio) • Reserva hídrica com gestão compartilhada • Monopólio Natural da Geração (especificidade) Regulação • Regulação por Custo • Empresas públicas Resultados • Tarifas baratas • Processo de universalização do atendimento • Alto Volume de investimento • Baixo risco de desabastecimento • Crescimento da produção antes do crescimento da demanda 17
  18. 18. Modelo FHC Operação • Grandes reservatórios • Aproveitamento da Geografia Brasileira Eletrobrás igual Planejamento • Reserva hídrica com gestão Eletrobrás igual Planejamento compartilhada Regulação • “Dependência do câmbio” (IGP-M) • Capital externo • Tentativa de imitação do Modelo mercantil inglês “desverticalizado” • Falsa Concorrência • Separação entre operação e comercialização • Fraca responsabilidade de abastecimento Resultados • Tarifas muito altas • Colapso do Investimento • Alto risco e apagão 18
  19. 19. Modelo Atual Operação •AproveitamentoigualGeografia Brasileira da Planejamento •Grandes reservatórios Eletrobrás • Reserva hídrica com gestão compartilhada Regulação •Dependência do câmbio (IGP-M) Capital externo • Modelo mercantilModelo FHC igual igual Planejamento Eletrobrás inglês “desverticalizado” • Separação entre operação e comercialização •igual Modelo FHC Responsabilidade de abastecimento Garantida para o “consumo cativo” •Falta de responsabilidade de abastecimento para o “consumidor livre” ( 30% do consumo) Resultados •Tarifas muito caras para “consumidor cativo” •Tarifas baratas para “consumidor livre” • Falta de investimento para abastecer “consumidores livres” •Risco de apagão não desprezível (a altas taxas de crescimento) • Lucros muito elevados para os grandes agentes privados19
  20. 20. Privatização e Elevada Rentabilidade 6,00 5,00 Copel Light Cemig Tractebel 4,00 3,00 Escelsa CPFL Coelba 2,00 1,00 - (1,00) 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 (2,00) (3,00) (4,00) 20 (5,00)
  21. 21. Rentabilidade de empresas de geração e distribuição de energia (12 meses anteriores a julho de 2007) posição 1 2 3 4 5 6 7 8 9 AES ELEKTRO CEMAR COELBA CEBA CPFL COELCE TRACTEBEL AFLUENTE empresa TIETE 99% 48% 37% 37% 36% 34% 31% 29% 29% posição 10 11 12 13 14 15 16 17 MÉDIA AMPLA CEMIG CELESC CELPE EQUATORIAL TERNA ELETRO LIGHT S/A empresa PART PAULO 27% 23% 22% 20% 20% 17% 17% 17% 32% Fonte: www.majershb.com.br 21
  22. 22. Por que a energia é tão cara no Brasil? 1. Incentivo implícito a usinas térmicas (especialmente a óleo combustível). 2. Apropriação privada dos benefícios hidrológicos em afluências acima do planejado (pelos “consumidores livres” e geradoras privadas) 3. Margens de lucro extremamente altas na distribuição (IGP-M e subestimação prévia de “ganhos de produtividade”) 4. Custos de oportunidade dos projetos extremamente altos na geração e transmissão e superestimação prévia de custos especialmente das hidroelétricas (risco alto, poder de mercado, volume grande capital e alto prazo de maturação) 5. Riscos previsíveis pagos quase exclusivamente pelos consumidores cativos 6. Riscos imprevisíveis pagos normalmente pelos consumidores cativos. Pagamento dobrado do risco (ex.: apagão 2001, térmicas ligadas em 2008) 22
  23. 23. Por que a energia é tão cara no Brasil? 7. Preço no “mercado livre” normalmente baixo (subsídio não-planejado a grandes consumidores) 8. Excesso de custos para controle de risco e disputas judiciais 9. Alta frequência de erros de previsão que criam “esqueletos” que acabam sendo pagos pelos consumidores 10.Auto-abastecimento com empresas térmicas do mesmo grupo com custos muito altos (até 2003) 11. Excesso de custos administrativos nas empresas 12. Excesso de custos de regulação 13.Pouco incentivo à inovação na geração e distribuição 14.Pouco incentivo ao repasse de aumentos de produtividade para o consumidor 23
  24. 24. Problemas ambientais do modelo Desincentivo implícito a hidroeletricidade e outras energias limpas com oferta mais incerta ou inconstante (eólica e biomassa) (menor capacidade de regular a oferta, prazos de maturação mais elevados e questões técnicas e institucionais mais complexas) Desincentivo ao gás natural (mais limpo que o óleo e o gás) por incompatibilidade do combustível a uma oferta “sanfona” (gás natural não estocável) Incentivo implícito a combustíveis fósseis mais poluentes e mais caros (óleo combustível, diesel e carvão) (oferta plenamente controlável e simplicidade de construção) 24
  25. 25. Riscos de desabastecimento Governo FHC: distribuidoras podiam contratar 15% da demanda no mercado atacadista Resultado: Falta de investimento e “apagão”. Só há investimento no setor elétrico quando há contratos de longo prazo (maturação de longo prazo) Avanço no Governo Lula: distribuidoras são obrigadas a comprar 100% da energia a longo prazo. Risco ainda existente: Mercado spot chegou a ter 30% e ele não incentiva o investimento em geração Incompatibilidade do gás natural a uma oferta “sanfona” (gás natural não estocável) 25
  26. 26. Problemas para o desenvolvimento brasileiro Estados mais pobres e que precisam se industrializar pagam tarifas ainda mais altas Reduz a competitividade da indústria brasileira (energia chinesa é muito barata) Onera excessivamente o consumidor Prejudica o controle inflacionário (especialmente em momentos em que o dólar sobe) Planejamento frágil: Planejamento, investimento e operação realizado por empresas diferentes, dando margem conflitos e interesses divergentes 26
  27. 27. Distribuição por Bacia do Potencial Hidrelétrico (inventário, viabilidade, proj. básico) ~ 103 GW ~ 500 TWh Atlântico Atlântico Uruguai Uruguai Paraná Paraná 8% Sudeste Sudeste 8% 13% 13% 9% 9% Atlântico Sul Atlântico Sul São Francisco São Francisco 4% 4% 13% 13% Atlântico Leste Atlântico Leste 2% 2% Amazonas Amazonas Tocantins Tocantins 38% 38% 13% 13% ~ 50% na região norte ~ 50% na região norte 27 Fonte: Araujo, 2007
  28. 28. Potenciais Hidroelétricos Capacidade Tecnicamente exploráveis Economicamente % do total Teórica (TWh/ano) exploráveis (TWh/ano) mundial (TWh/ano) China 5 920 1 920 1 260 13% Rússia 2 800 1 670 852 12% Brasil 3 040 1 488 811 10% Canadá 1 289 951 523 7% Congo 1 397 774 419 5% USA 4 485 529 376 4% Tajikistan 527 264 264 2% Etiópia 650 260 260 2% Peru 1 578 260 260 2% Noruega 600 200 180 1% Nepal 727 158 147 1% Estimativa de potenciais hidroelétricos no mundo. Fontes: Araujo, 2007 WEC Member Committees, 2000/2001; Hydropower & Dams World Atlas 2001, supplement to The International Journal on Hydropower & Dams, Aqua-Media International.
  29. 29. Usinas habilitadas para o Leilão 03/2008-Aneel 29
  30. 30. Usinas habilitadas para o Leilão 03/2008-Aneel 30
  31. 31. Propostas para um Novo Modelo Substituição da “concorrência simulada” por regulação por custos custo do serviço + remuneração razoável = valor da tarifa Opção adotada pela maioria dos países, incluindo boa parte a Europa, Canadá, EUA e Ásia. 31
  32. 32. Nossa Proposta: Eletrobrás volta a liderar o sistema A empresa voltará a ser “Blue Chip” Parceria com a Petrobrás Aquisição de empresas do setor com troca de ações Impacto fiscal zero Facilidade: BNDES, Petrobrás, Eletrobrás e empresas estaduais já possuem elevada participação acionária Grande Sinergia: Planejamento, investimento e operação realizado pela mesma empresa Planejamento mais cuidadoso e de maior horizonte com foco em redução de tarifas e controle ambiental Eliminação dos custos de regulação, riscos financeiros, e de mercado excessivos, especulação, de conflitos, diversas administrações independentes Menores margens de lucro e menores custos de oportunidade Possibilidade de queda da tarifa pela metade 32
  33. 33. Bibliografia Porque as Tarifas foram aos Céus? Propostas para o setor Elétrico Brasileiro: Propostas para o Setor Elétrico Brasileiro (Revista do BNDES) http://www.bndes.gov.br/conhecimento/revista/rev2914.pdf Em busca de um Sistema Púbico no Setor Elétrico (Revista Custo Brasil) http://www.revistacustobrasil.com.br/pdf/12/Matéria%2002%20- %20Especial.pdf Energia é o que não falta: Sobre o risco de Racionamento (Revista Inteligência) http://www.insightnet.com.br/inteligencia/38/PDFs/mat_10.pd f 33
  34. 34. Autores Gustavo Antônio Galvão dos Santos Eduardo Kaplan Barbosa José Francisco Sanches da Silva Ronaldo da Silva de Abreu 34

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