O documento analisa o modelo elétrico brasileiro, comparando as tarifas de energia antes e depois da privatização. Discutem-se também a história do setor elétrico no Brasil e uma proposta para mudar o atual modelo privatizado.

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. 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. 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. 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. 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. “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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. Usinas habilitadas para o
Leilão 03/2008-Aneel
29

30. Usinas habilitadas para o
Leilão 03/2008-Aneel
30

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. 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. 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. Autores
Gustavo Antônio Galvão dos Santos
Eduardo Kaplan Barbosa
José Francisco Sanches da Silva
Ronaldo da Silva de Abreu
34