Post on 17-Apr-2015
SPGJerson KelmanDiretor-Geral
Belo Horizonte04 de julho de 2008
FIEMG
Desafios da ANEEL e do Sistema Elétrico Nacional
Para que servem as agências reguladoras?
Principais desafios da regulação do Setor Elétrico
Temas
1)Viabilizar investimentos em infra-estrutura, com longos prazos de maturação
2)Mitigar falhas de mercado
o consumidor não pode escolher o prestador de serviço (monopólio natural)
o consumidor pode escolher o prestador de serviço, mas não pelo método de “tentativa e erro”
existe a possibilidade de ocorrência da “tragédia do uso do bem comum”
Para que servem as agências reguladoras?
Independência decisória do “árbitro” (agência
reguladora) só existe com autonomia
administrativa
A agência reguladora pode decidir
discricionariamente, mas tem a obrigação de
explicar a racionalidade de cada decisão
A não decisão é também uma decisão
O regulador é o árbitro da concessão
AGÊNCIA
• Modicidade Tarifária • Qualidade do serviço
• Remuneração adequada• Cumprimento dos contratos
• Regras claras e estáveis
• Controle da Inflação
• Universalização
Consumidores/Sociedade
GovernoPrestadores de serviço
Captura do regulador
Idealmente a Agência deveria contar com servidores com suficiente experiência para entender os três pontos de vista
(CLT)
No entanto, a contratação é dirigida para profissionais em início de carreira
(RJU)
Aneelograma
Onde for necessária – sob previsão legal REGULAMENTAÇÃO
Orientar e prevenir – aplicar penalidades quando for indispensável
Solução de conflitosMEDIAÇÃO
Delegação do Poder Concedente (*)
Leilões de energia
Leilões para novos
empreendimentos (G e T) (*)
Autorizações(*)(*) Poder Concedente exercido pelo Governo Federal, por meio do MME, responsável por assegurar o abastecimento de energia elétrica
Competências da ANEEL: Regularo funcionamento do Setor Elétrico
FISCALIZAÇÃO
Fonte: MME - 2006
Renovável
Não renovável
Brasil0
20
40
60
80
100
Mundo
14
86
4555
%
OCDE 2003 –7,1%
MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA
PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Considerando Autoprodução e Importação de Itaipu.
Mundo: 2003
Brasil: 2005
Carvão1,6%
Gás Natural
4,1%Biomassa
3,9%
Der. Petróleo2,8%
Nuclear2,2%
Hidráulica85,4%
Biomassa0,8%
Nuclear15,7%
Hidráulica16,3%
Outras Renováveis 1,1% Carvão
39,9%
Petróleo6,9%
Gás Natural19,3%
10,7
89,382,2
17,8
0
20
40
60
80
100
Brasil (2005) Mundo (2003)
Fontes nãorenováveis
Fontesrenováveis
João Pessoa
Jacui
Porto Alegre
Florianópolis
Curitiba
São Paulo
Rio de Janeiro
Paraíbado Sul
Uruguai
Vitória
BeloHorizonte
Itaipu
Grande
Paranaíba
Paraná/Tietê
Campo Grande
Iguaçu
Tocantins
Belém
São Francisco
Parnaíba
São Luís
Teresina
Fortaleza
Natal
Recife
Maceió
Aracajú
SalvadorCuiabá
Goiânia
Brasília
Paranapanema
Argentina
GeraçãoCapacidade instalada = 92.865 MW
• Hidroelétrica = 71.060 MW - 76,5 %
• Térmica convencional = 19.798 MW - 21,3 %• Nuclear = 2.007 MW - 2,2 %
2000 usinas 15% privadas
Produção = 431 TWh/ano (55% da América do Sul)
Consumo 56,3 milhões unidades
Transmissão 84.512 km26 concessionárias60% privadas
Sistema Isolado
O sistema elétrico brasileiro
Distribuição64 concessionárias80% privadas
BIOMASSA
SOLAR
PCH
EÓLICO R$ 200 a 250 / MWh
R$ 1500 a 3000 / MWh
R$ 100 a 150 / MWh
R$ 100 a 200 / MWh
Fonte: MME (Junho/2005)
UHE R$ 80 a 120 / MWh
UTE GÁS NATURAL R$ 120 a 190 / MWh
UTE CARVÃO R$ 130 a 160 / MWh
NUCLEAR R$ 130 a 170 / MWh
RECURSOS ENERGÉTICOS - CUSTOS
ENERGIA HIDRÁULICA
Aproveitamento do Potencial Hidrelétrico no Mundo
Fonte: EPE 2006
Observações:1. Baseado em dados do World Energy Council, considerando usinas em operação e em construção, ao final de 1999.2. Para o Brasil, dados do Balanço Energético Nacional, EPE, 2005 e Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica, EPE, 20063. Os países selecionados detém 2/3 do potencial hidráulico desenvolvido do mundo.4. O potencial tecnicamente aproveitável corresponde a cerca de 35% do potencial teórico média mundial)
100
83
64
61
60
55
45
37
21
18
16
11
6
4
1
26,0
0 20 40 60 80 100
França
Alemanha
Japão
Noruega
Estados Unidos
Suécia
Itália
Canadá
BRASIL
Índia
Colômbia
China
Rússia
Peru
Indonésia
Congo
4,0
ESTIMATIVA DO POTENCIAL DE EMISSÕES DE CO2 NA ATMOSFERA CONSIDERANDO UTES DE AJUSTE
0
50
100
150
200
250
300
Milh
õe
s d
e T
on
ela
da
s d
e C
O2
I: Base 40,0 44,6 52,4 64,2 71 94 102 102 103 106
II: I - Madeira 40,0 44,6 52,4 64,2 71 98 120 143 177 180
III: II - Belo Monte 40,0 44,6 52,4 64,2 71 98 120 157 212 243
IV: III - UHEs do Norte 40,0 44,6 52,4 64,2 71 98 125 174 253 283
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fonte: EPE
Relatório do Banco MundialProcesso trifásico
Relatório do Banco MundialProcesso trifásico
O Brasil é um dos poucos países, senão o único, a ter um processo trifásico, com procedimentos separados para a concessão das licenças em diferentes estágios.
Tal formato contribui para transferir, repetir ou re-introduzir conflitos, gerando assim um alto grau de incertezas, longos atrasos, e com custos de transação igualmente altos.
Relatório do Banco MundialMinistério Público
Relatório do Banco MundialMinistério Público
A autonomia ilimitada conferida a integrantes do Ministério Público, que não encontra paralelo nos países examinados no âmbito do Estudo, é importante fator para a falta de previsibilidade e cumprimento com os cronogramas do processo de licenciamento ambiental, pois permite que seus membros participem de atos técnicos ou administrativos típicos do órgão ambiental.
Relatório do Banco MundialO medo dos servidores
Relatório do Banco MundialO medo dos servidores
As entrevistas com atores envolvidos no processo de licenciamento ambiental para empreendimentos hidrelétricos, revelaram o temor dos funcionários de órgãos licenciadores em sofrer possíveis penalidades impostas pelas Leis de Crimes Ambientais (Lei Federal nº 9.605/98) e Improbidade Administrativa (Lei Federal nº 8.429/92).
Tal lei, a qual tem precedente em poucos países (se houver), confere responsabilidade penal objetiva à pessoa dos agentes públicos, neste caso do agente licenciador, i.e., mesmo por atos praticados de boa-fé em circunstâncias complexas.
Relatório do Banco MundialRisco = Custo
Relatório do Banco MundialRisco = Custo
Os riscos de natureza ambiental e social – seja para obtenção das três licença exigidas, à incertezas nos custos de mitigação – geram riscos para os investidores, os quais levam a tarifas mais altas para os consumidores.
Um aumento de risco, independente de sua origem, se traduz em uma maiores expectativas de retorno. As incertezas regulatórias se traduzem em custos mais altos para os consumidores de energia e para a sociedade brasileira em geral.
Relatório do Banco MundialBrasil X Chile
Relatório do Banco MundialBrasil X Chile
Despacho térmico (t = 1 hora) - problema
T1
10 MW
8 $/MWh
T2
5 MW
12 $/MWh
T3
20 MW
15 $/MWh
Demanda = 20 MWh/h
Despacho térmico - solução
T1
10 MW
8 $/MWh
T2
5 MW
12 $/MWh
T3
20 MW
15 $/MWh
Demanda = 20 MWh/h
10 MW 5 MW
Custo = 10*8 + 5*12 + 5*15 = $215
Venda = 20*15 = $300
5 MW
Custo marginal= 15 $/MWh
Despacho hidrotérmico - 1 estágio
T1
10 MW
8 $/MWh
H1
10 MW
720 hm3
10 MWh/hm3
T2
5 MW
12 $/MWh
T3
20 MW
15 $/MWh
Demanda = 20 MWh/h
10 MW ?
10 MW ?
Custo = 10*8 = $80
?
Custo marginal = 12 $/MWh
?
O sistema hidrotérmico
CemigFurnasAES-TietêCESPCDSA
Camargos
Rio Grande
Igarapava
V.Grande
São SimãoItumbiara
Corumbá I
Emborcação
Rio Paranaíba
Itutinga
Funil Grande
Furnas
M.Moraes
Estreito
Jaguara
P. Colômbia
Marimbondo
Água Vermelha
C. Dourada
Nova Ponte
Rio Paraná
I. Solteira
Jupiá
P.Primavera
Itaipu
Interdependência de Usinas em Cascata
Miranda
Múltiplos proprietários
Diversidade hidrológica
Transmissão de grandes blocos de energia
Despacho centralizado
ONS
Custo marginal médio mensal(preço spot)
Racionamento
0
100
200
300
400
500
600
700
set/0
0
jan/0
1
mai
/01
set/0
1
jan/0
2
mai
/02
set/0
2
jan/0
3
mai
/03
set/0
3
jan/0
4
mai
/04
set/0
4
jan/0
5
mai
/05
set/0
5
jan/0
6
mai
/06
set/0
6
jan/0
7
PL
D M
édio
(R
$/M
Wh
)
SE/CO S NE N
Venda no spot é muito volátil contratos de longo prazo (PPA’s)
SPG
Lições de 2001 Contratos de longo prazo (PPA’s) são essenciais para a construção de novas usinas
O planejamento é necessário para identificar novos locais para hidroelétricas (inventário e estudo de viabilidade); criação da EPE
Competição pelo mercado e não no mercado
SPG
Distribuidoras são obrigadas a assinar contratos de longo
prazo com geradores
A-3
Geradores novosContratos: 15 – 30 anos
Geradores velhosContratos: 3 – 15 anos
Leilões de ajusteContratos de até 2 anos
Ano do início do suprimento
A
A-5 A-1
ACR
Geração
Consumidoreslivres
Consumidorescativos
Consumidoreslivres
DistribuiçãoTransmissão
Tarifa de Tarifa de distribuiçãodistribuição
TUSTTUST TUSD TUSD
TUSTTUST
TUSTTUST
PPA (energia)
PPA (energia)
Relações entre agentes e consumidores
PPA’s
• Energia vendida em contrato de longo prazo não pode ultrapassar energia assegurada (hidro) ou garantia física (térmica)
• Energia assegurada, ou garantia física, corresponde, conceitualmente, ao de demanda que o sistema pode atender, com a mesma confiabilidade, devido à entrada da nova usina
Falta gás?Resolução 231/2006
MOTIVAÇÃO
Não atendimento do despacho por ordem de mérito de diversas usinas térmicas nos meses de agosto e setembro de 2006 devido a falta de combustível.
Disponibilidade do TC+GN e bicombustível - PMO abr/08 - SIN
2.991
6.7706.770
6.137
5.006
6.773
5.938
4.287
2.103
3.399
5.357 5.556
6.193
4.118
6.189 6.189
7.7177.7177.6667.523
7.7177.910 7.910 7.910
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
1º SEM 2008 2º SEM 2008 1º SEM 2009 2º SEM 2009 1º SEM 2010 2º SEM 2010 1º SEM 2011 2º SEM 2011
MW
me
d
UTEs GN e bicombustível UTEs TC
Disponibilidade máxima
- 4.532- 3.379
- 2.711- 1.779
- 1.580 - 1.136 - 1.140 - 1.140
* Fonte ONS
Termo de compromisso Petrobras e ANEEL - maio de 2007
Meu posicionamento em janeiro de 2008 foi alarmista?
* Nota: Em dezembro de 2000 existia apenas um patamar de déficit no valor de 684,00 R$/MWh.
PMO_dez/2007PMO_dez/2000
PMO - Risco de qualquer déficit (%)
0,005,00
10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,0045,00
2007 2008 2009 2010 2011
SE/CO S NE NPMO_dez/2007
PMO - Risco de qualquer déficit (%)
0,005,00
10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,0045,00
2000 2001 2002 2003 2004
SE/CO S NE NPMO_dez/2000
PMO - Risco de déficit > 5% do mercado (%)
0,005,00
10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,0045,00
2000 2001 2002 2003 2004
SE/CO S NE NPMO_dez/2000
PMO - Risco de déficit > 5% do mercado (%)
0,005,00
10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,0045,00
2007 2008 2009 2010 2011
SE/CO S NE NPMO_dez/2007
Quando há uma ameaça de faltar batata(verdadeira ou falsa)...
... a demanda aumenta e o preço sobe
Porém o computador não é influenciável por notícias de jornal
Fonte: MME - 2006
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA
72%
19%
5%3%1%
0%
Alocação do Consumo
Distribuidor
Consumidor Livre
Auto-Produtor
Gerador
Produtor Independente
Comercializador
Classe dos Agentes
Consumo Registrado [MWmédio]
%
Distribuidor 35.635,71 72,36%
Consumidor Livre 9.420,12 19,13%
Auto-Produtor 2.465,50 5,01%
Gerador 1.272,69 2,58%
Produtor Independente
407,14 0,83%
Comercializador 47,79 0,10%
TOTAL 49.250,54 100%
CEMIG- Composição da Receita sem Impostos
Energia Requerida35,53%
Compra de Energia37,12%
Transporte8,18%
Encargos13,14%
Perdas Não Técnicas1,59%
Remuneração do Capital11,23%
Depreciação8,97%
Custos Operacionais21,36%
CEMIG- Composição da Receita com Impostos
Encargos9,35%
Energia Requerida25,28%
Perdas Não Técnicas1,13%Remuneração do Capital
7,99%
Depreciação6,38%
Transporte5,82%
PIS/COFINS6,50%
Custos Operacionais15,20%
ICMS22,36%
Compra de Energia26,41%
SPG
Estrutura tarifária
Justiça tarifária?
Populismo tarifário
Muito Obrigado!SGAN – Quadra 603 – Módulos “I” e “J”
Brasília – DF – 70830-030TEL. 55 (61) 2192-8600
Ouvidoria: 144www.aneel.gov.br