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létrica
Planejamento e Modelo Energético
Situação do Abastecimento de Energia Elétrica
Mesa Redonda
ABINEE TEC 2003, São Paulo, 7 de outubro de 2003
ABRADEE - Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
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Total: R$ 15.0 bi/ano para2.000 MW de expansão anual
A garantia do abastecimento requerque sejam viabilizados investimentosnão somente em G e T, mas tambémna expansão das redes de distribuição.
Necessidade de Investimentos em Energia Elétrica
Para garantir os contratos com G e T eviabilizar os investimentos nas redesde distribuição é imprescindível que aPolítica Tarifária do Segmento deDistribuição seja aperfeiçoada
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Modelo de Regulação Econômica
A regulação do segmento de Distribuição ainda carece de umamelhor definição
A pro[posta de modelos de regulação econômica é distinta para G, T e D:
- Na Geração e Transmissão => Proposta de Receita Garantida: Novos
investimentos geram receita a partir da data de operação
- Na Distribuição => Não há garantia de receita – a tarifa é fixa => há riscos de
mercado: novos investimentos para aquém ou além dos investimentos
específicos só são refletidos nas tarifas a cada 4 ou 5 anos (Revisões
Tarifárias), mesmo assim, com metodologia ainda não totalmente acabada.
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Para viabilizar os novos investimentos em geração e em distribuição:
Quanto ao risco de mercado
- Novo modelo elimina risco dos geradores através da contratação de longo prazo =>
Transfere, entretanato o risco para as distribuidoras e/ou para os consumidores
Quanto ao risco de crédito
- Contratos com as distribuidoras deverão ter fortes com mecanismos de garantia =>
Por sua vez as distribuidoras assumem sozinhas todo o risco de inadimplência dos
consumidores.
Quanto ao risco regulatório
- A criação (ou modificação) de encargos deve ser acompanhada de compensação
tarifária. (Ex: Universalização, Descontos Tarifas – rural/tusd alternativas, Subsídios Baixa
Renda, ...)
Principais riscos a serem equacionados
O segmento de Distribuição não pode assumir todos os riscosda cadeia de produção do setor elétrico.
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A elaboração de projeções de resultados das distribuidoras para os próximos anos é
afetada de modo significativo pelas incertezas regulatórias, ou seja:
- O atual processo de revisão tarifária ainda não está totalmente concluído;
- A base de remuneração, por exemplo, é provisória. A ANEEL deverá fazer nova
Audiência Pública para estabelecer a metodologia definitiva;
- A metodologia da emprsa de referência está sendo elaborada. Os custos
operacionais regulados nao guardam relação como os custos reais da
concessionária;
- A movimentação de Consumidores Livres vem provocando perdas para as
distribuidoras e o aumento de tarifas para os consumidores cativos;
- A metodologia do Fator X não é suficientemente transparente. É prevista nova A.P..
Na forma atual, extrai das concessionárias possibilidades de geração de valor.
Incertezas na regulação
Conclusão: Há enormes dificuldades de realização deprojeções de resultado, pelas grandes variações verificadas,em função das incertezas regulatórias.
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Conclusões- A segurança no abastecimento de energia dependerá de novos
investimentos em geração, transmissão e distribuição.
- A política tarifária precisará ser aprimorada para possibilitarprevisibilidade do retorno dos investimentos.
- O segmento de distribuição requer neutralidade com relação àsdespesas com parcela A, com a opção de consumidores livres,com os riscos de mercado da geração e com a parcela dainadimplência.
- Novos encargos, descontos tarifários ou obrigações devemsempre vir acompanhados das respectivas fontes de recurso oucompensação tarifária.
Expansão dosExpansão dosExpansão dosExpansão dosServiços deServiços deServiços deServiços deEnergia ElétricaEnergia ElétricaEnergia ElétricaEnergia Elétrica
Luiz Carlos Silveira GuimarãesLuiz Carlos Silveira GuimarãesPresidente da abradeePresidente da abradee ABINEE TEC 2003 - São Paulo, 7 de outubro de 2003ABINEE TEC 2003 - São Paulo, 7 de outubro de 2003
R$ milhões
INVESTIMENTO EM DISTRIBUIÇÃO
2
5.241
11.771
18.002
23.011
28 .207 31.444
-
5 . 0 0 0
1 0 . 0 0 0
1 5 . 0 0 0
2 0 . 0 0 0
2 5 . 0 0 0
3 0 . 0 0 0
1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1 2 0 0 2
Média Anual de 5.240
Fonte : ABRADEE
3
QUALIDADE DO FORNECIMENTO – Média Brasil
27,19
24,05
19,85
17,4416,56
18,1017,2121,68
19,88
17,59
15,2914,55 14,84
13,8210
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
97 98 99 00 01 02 MAI 03
DEC (horas)
FEC (nº interrupções)
Fonte : Aneel Redução de 1997 a 2002 : 33% no DEC e 32% no FEC
4
PESQUISA DE SATISFAÇÃO DO CLIENTE RESIDENCIAL
00 01 02ASC – ANEEL(novembro)
66,262,8
71,2
63,2
69,7
64,5
74,071,7
0
10
20
30
40
50
60
70
80
99 00 01 02 03 ISQP – ABRADEE(março)
UNIVERSALIZAÇÃO DO ATENDIMENTO - PERÍODO : 1966 A 2002
Fonte : ABRADEE
5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02
2.200.000RURAL
5,2
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
44
48
52
66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02
98,3
94,3
73,8
MORADIASSEM ENERGIA
PORCENTUAL DE DOMICÍLIOS PARTICULARESPERMANENTES COM ILUMINAÇÃO ELÉTRICA
EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE CONSUMIDORESDE ENERGIA ELÉTRICA FATURADOS
40,0
71,7
ÁREA URBANA
TOTAL
RURAL
x 106x 106
10
20
30
40
50
300.000URBANA
300.000URBANA
- 52,5 Milhões de Clientes Faturados – 08/03- Os domicílios representam 90 % do total- 2 milhões de novas ligações por ano (média dos últimos 5 anos)
Redução do Estoque de Domicílios Sem Iluminação- 190.000 por ano, nos últimos 5 anos- 250.000 no ano de 2002
Fonte: IBGE / PNAD - Pesquisa Nacional por Amostragem de Domicílios (não inclui a área rural da Região Norte)
19,022,4
37,6
51,1
73,676,3
79,8 81,1
88,891,8 94,8 96,1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1992 1995 1999 2001
% de Domicílios
Telefone Fixo
Água Encanada
Energia Elétrica
BRASIL - ACESSO A SERVIÇOS
Fonte : IBGE / PNAD - Pesquisa Nacional por Amostragem de Domicílios (não inclui a área rural da Região Norte)
6
360
255
231
140128 122 122
8070
60 55 50 47 45 41 3527 27 22 20 15 14 13 10 9 6 1
0
50
100
150
200
250
300
350
400
BA PA M A CE PI M G RO RS PE SP M T AL AC PR TO PB AM SE RN M S ES RR SC GO RJ AP DF
TOTAL BRASIL : 2 MILHÕES
Domicílios Particulares da Área Rural SEM Iluminação Elétrica
Fonte : Censo IBGE, com atualização, complementação e elaboração da Abradee
7
(Agosto 2003)
8
CUSTO PARA UNIVERSALIZAÇÃO DA ÁREA RURAL
Fonte : Abradee
NORTE 512 2.837 5.539
NORDESTE 1.058 3.889 3.674
CENTRO-OESTE 86 1.330 15.519
SUDESTE 206 759 3.683
SUL 138 735 5.328
BRASIL 2.000 9.549 4.775
R$ / UNREGIÃO
Número de
Domicílios
X 103
Milhões
de Reais
NORTE 512 2.837 5.539
NORDESTE 1.058 3.889 3.674
CENTRO-OESTE 86 1.330 15.519
SUDESTE 206 759 3.683
SUL 138 735 5.328
BRASIL 2.000 9.549 4.775
R$ / UNREGIÃO
Número de
Domicílios
X 103
Milhões
de Reais
(Agosto 2003)
TARIFASTARIFASTARIFASTARIFAS
126,19
139,19
158,87
179,79
210,30
56,5463,08
71,03
82,17
95,83
111,60121,62
136,76
156,17
185,26
86,5995,95
108,50
122,79
143,00119,80
54,61
107,99
82,17
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
1997 1998 1999 2000 2001 2002
R$ / MWh
RESIDENCIAL
COMERCIAL
MÉDIA
INDUSTRIAL
Fonte : ABRADEE
10
Valores Correntes - sem ICMS
TARIFA MÉDIA ANUAL DE FORNECIMENTO
111,13108,74
76,70
86,80
76,4971,99
50,66 48,72
34,7638,81
34,96 32,81
100,1896,17
67,01
74,72
66,4463,42
76,23 74,61
52,87
59,28
52,2848,95
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
1997 1998 1999 2000 2001 2002
US$ / MWh
TARIFA MÉDIA ANUAL DE FORNECIMENTO
RESIDENCIAL
COMERCIAL
MÉDIA
INDUSTRIAL
Fonte : ABRADEE
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Valores em US$ - sem ICMS
TARIFA MÉDIA ANUAL DE FORNECIMENTO
Fonte : 1994 : Eletrobrás; 1995 a 2002 (até outubro): Aneel; novembro e dezembro de 2002: estimado pela Abradee.
230,47
211,67219,73 225,28
210,30
103,2695,93 98,24 102,96
95,83
203,83
184,95 189,15195,69
185,26
158,15145,91 150,06 153,86
143,00
222,71
101,52
200,76
152,76
60
90
120
150
180
210
240
1997 1998 1999 2000 2001 2002
R$ / MWh
RESIDENCIAL
COMERCIAL
MÉDIA
INDUSTRIAL
12
Valores Corrigidos pelo IGP-M - sem ICMS
132,10
149,60
174,10
117,40
126,40
142,20
122,20
134,40
185,80
168,40
100,00
116,70
100,00
110,70
100,00
148,30
218,00
100,00
169,80
75
100
125
150
175
200
1997 1998 1999 2000 2001 2002
DÓLAR
IGPM
TARIFA MÉDIA
IPCA
EVOLUÇÃO DE INDICES : DÓLAR – IGPM – IPCA – TARIFA MÉDIA
271,00
108,20
105,40
101,80
101,70
Fonte : ABRADEE
13
VARIAÇÃO PARCELA A, PARCELA B E IGP-M
Fonte : CVM / ABRADEE
145
171
230
126
177
154148
186
117
126
142
242
121
107107
122
102
134
111102100
120
140
160
180
200
220
240
260
1997 1998 1999 2000 2001 2002
PARCELA A
PARCELA B
IGP-M
IPCA
ÍNDICE
14
ÍNDICE 1997 = 100
213
197
152143 141
135131 129
121
107
90 9087 86
82 80 7872
65 6559
0
50
100
150
200(
* )
Japão
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Hungria
Polô
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( *
) M
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o
( * ) dado de 1999 ( * * ) dado de 1998 ( * * * ) dado de 2002
Tarifas Residenciais
Fonte : OECD / CCPE
15
US$ / MWh - Ano 2000
( * ) dado de 1999 ( * * ) dado de 1998 ( * * * ) dado de 2002
Tarifas Industriais
143
89
8279
7067
57 57 5651 50 49 49 47
43 42 40 39 39 3733
0
20
40
60
80
100
120
140
( *
) J
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Itália
Turq
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Core
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Portugal
( *
) A
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Chile
( *
) G
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Hungria
( *
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Fra
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Din
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( *
) M
éxic
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dos U
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os
Bra
sil
Fin
lândia
Polô
nia
( *
* *
) B
rasil
Fonte : OECD / CCPE
16
US$ / MWh - Ano 2000
138,0
194,2
232,4
145,0
152,9
202,1
218,1
240,9
139,5
116,7
149,6
132,1
174,1
151,7
113,5119,0
272,7
130,3
168,5
187,5
192,4
159,9
123,6
100,0
150,0
200,0
250,0
1997 1998 1999 2000 2001 2002
134,1
113,6
102,9
108,4
105,4
101,7
FONTE IPC/FGV
17
ÍNDICES DE VARIAÇÃO DE PREÇOS - PERÍODO 1997/2002
412,24
GÁS DE BUJÃO
ÁGUA E ESGOTO
ÔNIBUS
GASOLINA
ENERGIAELÉTRICA
TEELEFONEE GÁS
QUESTÕESQUESTÕESQUESTÕESQUESTÕES
- CONTAS EM CARTEIRA VENCIDAS HÁ MAIS DE 10 DIAS
47,834,4 37,8 43,6 35,9
47,880,5
35,2 36,0 41,9 46,879,3
304,1347,3
254,0291,1277,3
359,1
-
100,0
200,0
300,0
400,0
1997 1998 1999 2000 2001 2002
GRUPO A GRUPO B PP e IP
R$ x 106
1.640,0 2.193,5
266,5
4.100,0 100,0
%
40,0%53,5%
6,5%
Grupo AGrupo B
PP e IP
TOTAL
FATURAMENTO MÉDIO MENSAL EM 2002 COM ICMSR$ x 106
1.640,0 2.193,5
266,5
4.100,0 100,0
%
40,0%53,5%
6,5%
Grupo AGrupo B
PP e IP
TOTAL
FATURAMENTO MÉDIO MENSAL EM 2002 COM ICMS
Fonte : ABRADEE
INADIMPLÊNCIA - PERCENTUAL EM RELAÇÃO AOFATURAMENTO MENSAL
19
ALÍQUOTA MÉDIA DO ICMS SOBRE A ENERGIA ELÉTRICAFORNECIDA PELAS DISTRIBUIDORAS
20
25,6 25,1
21,0
18,2
12,3
12,7
(0,1)(0,6)
4,0 6,8
-5
0
5
10
15
20
25
30
MT PR BR SP MA
ANO DE 2002 ACRÉSCIMO COM A UNIFICAÇÃO EM 25%
AUMENTO MÉDIO DO VALOR TOTAL DA CONTA DO CONSUMIDOR
21
1,1 1,3 1,7 1,92,7
3,5 3,5 3,74,4
5,3 5,3 5,7 6,1 6,4 6,7 6,8
8,39,1 9,5 9,9
11,1 11,211,7
1,7
12,0
16,9
(0,1)(0,8)
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
MT PR GO AM PA ES TO RS CE SC RJ PE BR BA MG AC AL PI DF SE SP PB MS RR RO RN AP MA
22
Composição do preço final para o consumidor
100 100 100 100 100 100 100 100 100
5 5 7 12 12,5 12,5 15 22
47
Reino
Unido
Portugal EUA Hungria Nova
Zelândia
Irlanda México Espanha Brasil
Tributos
Energia
em R$
105 105 107112 112,5 115
122
147
112,5
Fonte: EIA – Energy Prices and Taxes 2002
23
100 100 100 100
1737
47
Água Gás Telefonia Eletricidade
Composição do preço final para o consumidor
EncargosTributos
Produto ouServiço
117
103
147
137
Fonte: AT Kearney
em R$
3
1.265.894
1.488.626
-76.493 81.425 36.381 82.461
510.679
653.193
1.045.652
1.858.292
2.615.703
1.177.567
651.492
428.351309.277
359
1.366.078
365.749
1.995.580
2.053.951
939.030
3.118.320
675.386
-
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003
SUL / SUDESTE / CENTRO-OESTE
NORTE / NORDESTE
SISTEMA ISOLADO
TOTAL
CCC + CDE – 1998/2003 - Totais Anuais por Região
REGIÃO 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2003 - CDE
TOTAL 675.386 939.030 1.995.580 2.615.703 2.053.951 2.042.761 1.075.558
Fonte : ABRADEE
24
2003 - CCC
25
• Extingue a RGR somente em 2010
Ø Cria a CDE, a ser reajustada anualmente, podendo aumentar tarifa ao consumidor
Ø Subsidia energias alternativas no pagamento da TUSD (> 50%), podendo vender para consumidores “livres” acima de 500 kW
Ø Obriga a contratação de 3.300 MW até abril 2004 de energia do Proinfa, por 20 Anos, distribuindo os custos para os consumidores finais
Ø Idem na 2a Fase do Programa, na proporção estabelecida
Ø Universaliza sem custo a totalidade dos consumidores de BT <50 kW
Ø Institui desconto para 8:30h diárias de irrigação
A Lei 10.43 e o Projeto de Conversão da MP127/2003
Planejamento ePlanejamento ePlanejamento ePlanejamento e
Modelo EnergéticoModelo EnergéticoModelo EnergéticoModelo Energético
Situação do AbastecimentoSituação do AbastecimentoSituação do AbastecimentoSituação do Abastecimento
de Energia Elétricade Energia Elétricade Energia Elétricade Energia Elétrica
Mesa RedondaMesa RedondaMesa RedondaMesa Redonda
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Total: R$ 15.0 bi/ano para2.000 MW de expansão anual
A garantia do abastecimento requerque sejam viabilizados investimentosnão somente em G e T, mas tambémna expansão das redes dedistribuição.
Para garantir os contratos com G eT e viabilizar os investimentos nasredes de distribuição éimprescindível que a PolíticaTarifária do Segmento deDistribuição seja aperfeiçoada
Necessidade de Investimentos em Energia Elétrica
Modelo de Regulação Econômica
A regulação do segmento de Distribuição ainda carece deuma melhor definição
A proposta de modelos de regulação econômica é distinta para G, T e D:
- Na Geração e Transmissão => Proposta de Receita Garantida: Novos
investimentos geram receita a partir da data de operação
- Na Distribuição => Não há garantia de receita – a tarifa é fixa => há
riscos de mercado: novos investimentos para aquém ou além dos
investimentos específicos só são refletidos nas tarifas a cada 4 ou 5 anos
(Revisões Tarifárias), mesmo assim, com metodologia ainda não
totalmente acabada.
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Para viabilizar os novos investimentos em geração e em distribuição:
Quanto ao risco de mercado
- Novo modelo elimina risco dos geradores através da contratação de longo prazo
=> Transfere, entretanato o risco para as distribuidoras e/ou para os consumidores
Quanto ao risco de crédito
- Contratos com as distribuidoras deverão ter fortes com mecanismos de garantia
=> Por sua vez as distribuidoras assumem sozinhas todo o risco de inadimplência
dos consumidores.
Quanto ao risco regulatório
- A criação (ou modificação) de encargos deve ser acompanhada de compensação
tarifária. (Ex: Universalização, Descontos Tarifas – rural/tusd alternativas, Subsídios
Baixa Renda, ...)
Principais riscos a serem equacionados
O segmento de Distribuição não pode assumir todos os riscos da cadeiade produção do setor elétrico.
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A elaboração de projeções de resultados das distribuidoras para os próximos anos é
afetada de modo significativo pelas incertezas regulatórias, ou seja:
- O atual processo de revisão tarifária ainda não está totalmente concluído;
- A base de remuneração, por exemplo, é provisória. A ANEEL deverá fazer nova
Audiência Pública para estabelecer a metodologia definitiva;
- A metodologia da emprsa de referência está sendo elaborada. Os custos
operacionais regulados nao guardam relação como os custos reais da
concessionária;
- A movimentação de Consumidores Livres vem provocando perdas para as
distribuidoras e o aumento de tarifas para os consumidores cativos;
- A metodologia do Fator X não é suficientemente transparente. É prevista nova
A.P.. Na forma atual, extrai das concessionárias possibilidades de geração de
valor.
Incertezas na regulação
Conclusão: Há enormes dificuldades de realização de projeções de resultado,pelas grandes variações verificadas, em função das incertezas regulatórias.
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Conclusões
- A segurança no abastecimento de energia dependerá de novosinvestimentos em geração, transmissão e distribuição.
- A política tarifária precisará ser aprimorada para possibilitarprevisibilidade do retorno dos investimentos.
- O segmento de distribuição requer neutralidade com relação às
despesas com parcela A, com a opção de consumidores livres,com os riscos de mercado da geração e com a parcela dainadimplência.
- Novos encargos, descontos tarifários ou obrigações devemsempre vir acompanhados das respectivas fontes de recurso oucompensação tarifária.
