comissão de minas e energia cÂmara dos deputados · houve retração do mercado de energia...

Comissão de Minas e Energia

CÂMARA DOS DEPUTADOSRequerimento n° 02 de 2019 CLAUDIO ELIAS CARVALHO

Superintendente Adjunto de Gestão Tarifária

Brasília, 04 de junho de 2019

Evolução de Custos, Mercado e

Tarifas

Panorama Brasil

EVOLUÇÃO DA TARIFA MÉDIA (nominal)

10 12 14 18 20 26 21 23 26 33 37 32 15 16 1961 76 82 70 79

9 13 16 19 19 18 18 18 20 21 22 239 10 12

1314 15 35 35

6580 88

93 97 102 110 116 125128 133 151

132157

189

224 206 204216

233

6456

7276 78

83 82 7475

7980

80

77

73

77

77 82 9196

106

00

00 0

0 2 914

8 56

6

10

1039 17

4

30

43

43

1020

22

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550Tarifa Média Nominal Brasil por Componente (R$/MWh)

Encargos (R$/MWh) Transmissão (R$/MWh) Energia (R$/MWh) Distribuição (R$/MWh)

Financeiros (R$/MWh) Bandeiras Tarifárias (R$/MWh) IPCA IGPM

230%

189%

TARIFAS RESIDENCIAIS (GRUPO B1) MÉDIA (R$ / MWh)

525 564 584

REGIÃO SUL REGIÃO SUDESTE REGIÃO CENTRO OESTE

560

REGIÃO NORDESTE

564BRASIL

REGIÃO NORTE

648

Fonte: ANEEL, atualizado em 31.05.2019

O CAMINHO DA ENERGIA ELÉTRICA

CONSUMIDORES

TRANSMISSÃO (T) DISTRIBUIÇÃO (D)

GERAÇÃO (G)

O QUE ESTÁ EMBUTIDO NAS TARIFAS?

GERAÇÃO DE ENERGIA

TRANSMISSÃO

+

DISTRIBUIÇÃO

ENCARGOS SETORIAIS

E

TRIBUTOS

+ +

-

100

200

300

400

500

600

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

TARIFA MÉDIA BRASIL A PREÇOS DE JAN/2019 PELO IPCA (R$/MWH)

EVOLUÇÃO DA TARIFA MÉDIA, EM TERMOS REAIS

Mudança

EstruturalEquilíbrio tarifário

EVOLUÇÃO DA TARIFA MÉDIA, EM TERMOS REAIS

430,39

518,3961,33

33,63 3,05 - 9,99

TARIFA 2012 GERAÇÃO ENCARGOSSETORIAS

TRANSMISSÃO DISTRIBUIÇÃO TARIFA 2018

Desde 2012, a Tarifa Média Brasil

cresceu 20,4% em termos reais

(IPCA).

Custo de Geração:

TARIFA MÉDIA BRASIL (R$/MWH) – PREÇOS DE JANEIRO DE 2019

Encargos Setoriais:

14,25%

7,81%

Transmissão: 0,71%

Distribuição: -2,32%

Fonte: ANEEL

AUMENTO DOS CUSTOS NÃO FOI A ÚNICA RAZÃO PARA O AUMENTO

DAS TARIFAS

A tarifa é resultado de dois fatores principais:

• Custos para remunerar todo o sistema (Geração, Transmissão, Distribuição e Encargos); e

• Mercado de energia.

Portanto, a evolução da tarifa depende da evolução desses dois fatores.

R$

MWh

EVOLUÇÃO DO MERCADO DE ENERGIA

+ 21%

(5 anos)

- 4%

(5 anos)

Com a crise econômica a partir de 2014,

houve retração do mercado de energia

elétrica.

CRISE HÍDRICA

... durante o período entre 2013 e 2018 houve aumento da geração

térmica para evitar níveis ainda mais críticos de armazenamento.Em 2017, foi registrado o pior nível de armazenamento do SIN desde

1996 (histórico de 22 anos). Os níveis observados entre 2014 e 2018

também compõem as piores séries ...

2224199017512443232922982132

4162

1852

4287

2967

6168

10758

14235

15869

11561

12986

11068

6151

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Níveis Críticos de Armazenamento

Fonte: Histórico da Operação (ONS). Elaboração: ANEEL.

Fonte: Histórico da Operação (ONS), Elaboração: ANEEL Fonte: Histórico da Operação (ONS), Elaboração: ANEEL

Patamar após 2013

Patamar antes de 2013

Geração Térmica do SIN (MWmed)

Despacho de Térmicas de Custos Elevados

ANGRA 220,12R$/MWh

1350MW

ANGRA 131,17R$/MWh

640MW PAMPA SUL52,50R$/MWh

345MW

ERB CANDEIAS60,00R$/MWh

17MWNORTEFLU-1

60,60R$/MWh400MW

J.LACERDA A1238,56R$/MWh

100MW CISFRAMA284,91R$/MWh

4MW

PERNAMBU_III386,93R$/MWh

201MW FIGUEIRA486,49R$/MWh

20MW

SYKUE I510,12R$/MWh

30MW

F.GASPARIAN548,04R$/MWh

572MW

R.SILVEIRA723,35R$/MWh

25MW

XAVANTES1268,12R$/MWh

54MW

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1.400

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000

Potência (MW)

Legenda:NuclearGás / GNLCarvãoÓleo Comb./DieselBiomassa / Resíduos

Potência Térmica do SIN (MWmed) x CVU (R$/MWh)

Para economizar água

dos reservatórios foi

necessário despachar o

parque térmico com

custos mais elevados.

Fonte: ONS, Elaboração: ANEEL

EVOLUÇÃO DOS SUBSÍDIOS (ORÇAMENTO CONTA-CDE)

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Bilh

ões

(R

$)

Tarifa (TUSD)Outros Recursos do Tesouro

25 bi

20 bi

15 bi

10 bi

5 bi

30 bi

1,0

8,5

4,6

1,7

11,8

4,6

18,9

6,3

11,9

6,4

9,3

6,6

14,2

5,8

14,1

18,1

25,2

18,315,9

20,0

16,2

4,0

20,2

2019

A nova sistemática da CDE prevê o aporte de recursos da União, o que garantiu a redução de 20% nas tarifas

proposta pela MP 579. No entanto, com o agravamento da crise fiscal, os repasses da União cessaram em 2015,

culminando no aumento das tarifas.

Fonte: ANEEL, SGT

EVOLUÇÃO DOS SUBSÍDIOS (CCC, PLPT e Carvão Mineral)

As despesas relacionadas ao

Carvão Mineral Nacional e ao

PLPT se apresentaram estáveis

nos últimos orçamentos.

Fonte: ANEEL, SGT

A CCC reflete a diferença entre o

custo total de geração nos

sistemas isolados e o custo

médio da energia comercializada

no ACR.

Despesas CCC, Carvão, PLPT

Participação nas tarifas vigentes

(CCC, PLPT, Carvão)

4,7%UNIVERSALIZAÇÃO

2,0 bi

1,0 bi

4,0 bi

0,9 bi

1,1 bi

4,7 bi

0,9 bn

1,2 bn

7,2 bn

1,0 bn

1,0 bn

6,3 bn

1,2 bn

0,9 bn

5,1 bn

0,9 bn

0,8 bn

5,8 bn

10bi

8 bi

6 bi

4 bi

2 bi

0 bi2013 2014 2015 2016 2017 2018

CCC CARVÃO MINERAL

OBS: Não considera restos a pagar de anos anteriores, Verba do MME, CAFT da CCEE e indenizações de

concessões.

2019

6,3 bn

1,1 bn

0,7 bn

7,0 6,7

9,38,3

7,27,5 8,1

0,4 0,5 0,5 0,6 0,8 0,8 0,9 0,6

0,7 0,9 1,1 1,9

3,0 2,3

1,7 2,0

2,8 2,6

2,6

2,9 3,0

2,2 2,1

2,2 2,2

2,5

2,4 2,4

0,5 0,5

0,7 0,7

0,7

0,7 0,8

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Tipo de Descontos Tarifários por ano (R$ bilhões)

Irrigação e Aquicultura Geração Fonte Incentivada Distribuidora Suprida

Consumidor Fonte Incentivada Rural Baixa Renda

Água-esgoto-saneamento

6,45,5

EVOLUÇÃO DOS SUBSÍDIOS (DESCONTOS TARIFÁRIOS)

O custo da política pública

(Desconto no fio) passou de 5,5 bi

em 2013 para 10,4 bi em 2018.

Variação Anual do Subsídio

Consumidor Fonte Incentivada

39,3%

Participação nas tarifas vigentes

(Descontos Tarifários)

6,0%

Fonte: ANEEL, SGT

10,8 10,49,3

8,17,8

Aumento do

Custo de Energia

Fim de contratos EE

12º, 13º Leilões

PLD elevado

RTE 2013

MP 579/12

Lei 12.783/13

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Revisão das Cotas de

GF

Lei 12.783

Port. MME 418/13

REN 818/18 Risco Hidrológico

de Cotas e Itaipu

Lei 12.783/13

Risco Hidrológico

Repactuadas

Lei 13.203/15

Exposição das

Distribuidoras e

acionamento de

térmicas

Não realização do

Leilão A-1 em 2012

Empréstimos

às Designadas

Lei 13.360/16

Port. MME 388/16

RBSE

Lei 12.783

Port. MME 120/16Revisão da CDE

devido aos

Subsídios

Aneel

Descasamento da

Conta Bandeiras

devido ao GSF

01 02

04

05 08

07

06

11

10

09

RTE 2015

AneelRetorno de

Bonificação –

Usinas cotistas

Lei 13.203/15

13

12

15

14

Aporte Parcial

do Tesouro na

CDE

Déficit da CDE03

Dólar Itaipu

Conjuntura

Econômica

Exposição das

Distribuidoras e

acionamento de

térmicas

Condição hidrológica

EV

EN

TO

S A

PÓ

S A

MP

579

/12

Fonte: ANEEL, SGT

DESPESAS ADICIONAIS DESDE A MP 579/12

LEI / DEC Item R$ (2014-2018)Não realização do Leilão

A-1 em 2012Energia 2014 14.630.610.135

Lei 12.783/13 Risco Hidrológico 44.590.000.000

Lei 13.203/15 Usinas Cotistas (Bonificação) 6.959.856.754

Lei 12.783/13 e Port.

MME 120/16Transmissão (RBSE) 13.629.567.358

Dec. 7891/13 Empréstimos (CDE/ACR) 45.471.000.000

Lei 12.783/13 e Port.

MME 418/13Usinas Cotistas (Melhorias) 657.405.568

TOTAL 125.938.439.815

Paga pelo Consumidor

LEI ITEM R$ (2013-2015)

12.783/13 Indenizações Transmissão 10.085.474.972

12.783/13 Indenizações Geração 7.077.666.750

12.783/13 CDE 17.764.676.303

TOTAL 34.927.818.025

Paga pelo Tesouro e RGR

Fonte: ANEEL, SGT

CO

NS

EQ

UÊ

NC

IA

Despesas Adicionais

(2013 – 2018)

198,4 bi

DESPESAS ADICIONAIS DESDE A MP 579/12

LEI / DEC Item R$ (2014-2018)

Crescimentos Subsídios Encargos - subsídios 15.589.717.000

Conjuntura Econômica Itaipu (dólar) 17.164.409.813

Lei 13.360/16 e Port.

MME 388/16

RGR (empréstimos

designadas)4.779.885.450

TOTAL 37.534.012.263

Relacionados com a MP 579/12

Outras Despesas

Relacionados com a MP 579/12

Este cenário potencializou os aumentos tarifários!

Entre 2013 e 2018 tivemos um cenário de aumento de custos acima da inflação e redução de

mercado.

RESULTADO DOS FATORES

Características da Área de

Concessão

Rondônia

TARIFA RESIDENCIAL B1 – REGIÃO NORTE

DISTRIBUIDOR

A

TARIFA

(R$/MWH)

Amazonas 706

Celpa 671

Roraima 635

Tocantins 605

Acre 598

Rondônia 581

Amapá 566

581

RONDÔNIAREGIÃO NORTE

648

RANKING DA TARIFA RESIDENCIAL B1

400

450

500

550

600

650

700

750

Am

E

Eflu

l

Ce

lpa

Ene

l RJ

EFLJ

C

Ce

ma

r

Sulg

ipe

Bo

a V

ista

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mig

-D

EMT

Ligh

t

ELFS

M

Ce

pis

a

EMS

ETO

Elek

tro

Co

cel

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ENF

Forc

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Elet

roca

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Ce

ron

Ch

esp

Uh

en

pa

l

EPB

Hid

rop

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CE

A

EMG

EDP

ES

Ce

lg-D

EDP

SP

De

mei

CE

B-D

IS

CP

FL P

ira

tin

inga

Co

elb

a

Ce

lpe

CP

FL S

an

ta…

CE

EE-D

RG

E SU

L

Ce

al

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Ene

l CE

RG

E

CP

FL P

aulis

ta

Ce

lesc

-DIS

Mu

xEn

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Ien

erg

ia

Co

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Co

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Sul S

ud

este

DM

ED

Elet

rop

au

lo

Co

op

era

lian

ça

22ª POSIÇÃO581,37 R$/MWh

CARACTERÍSTICAS DA ÁREA DE CONCESSÃO DE RONDÔNIA

QUE ELEVAM AS TARIFAS

Baixo consumo por ativos físicos

CARACTERÍSTICAS DA ÁREA DE CONCESSÃO DE RONDÔNIA

QUE ELEVAM AS TARIFASBaixo número de consumidores por ativos físicos

6 7 9 9 10 11 13 13 14 14 14 15 15 16 16 17 17 17 18 18 18 19 19 19 20 20 22 22 23 23 23 24 25 25 27

32

36 39 41

46 46 46 47

54

58 58 60

66

151

CELT

INS

CEM

AT

UH

ENPA

L

CERO

N

ENER

SUL

ELET

ROA

CRE

ELFS

M

CEPI

SA

CELG

IEN

ERG

IA

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L

ELET

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SULG

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CELE

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L

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L

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COEL

CE

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CELP

E

COSE

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lista

HID

ROPA

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A

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ERG

IA

DM

E-PC

DEM

EI

LIG

HT

CEB

EFLJ

C

BAN

DEI

RAN

TE

ELET

ROPA

ULO

n. consumidores / km de redes

CARACTERÍSTICAS DA ÁREA DE CONCESSÃO DE RONDÔNIA

QUE ELEVAM AS TARIFASBaixa participação dos consumidores de Alta Tensão no mercado da concessionária

Reajuste Tarifário de 2018

Rondônia

TARIFA DE ENERGIA 2018 da CERON (com impostos)

ICMS17,70%

Distribuição21,60%

Transmissão1,30%

Subsídios e outras

Políticas Públicas17,60%

Geração de Energia37,50%

PIS/COFINS4,30%

Classe Kwh Alíquota

[0,220] 17%

> 220 20%

Industrial - 17%

Rural - 17%

Demais Classes - 20%

Residencial DISTRIBUIÇÃO

TRANSMISSÃOGERAÇÃO

COMPOSIÇÃO DO ÍNDICE DE REAJUSTE 2018

ÍNDICE SEM

LEILÃOLEILÃO

30,44%

Efeito leilão Redução

1,81%

32,25%

%

Diferimento Proposto

pela ENERGISA – R$

70 MM

Redução de 5,1%

25,34%

Reajuste

Deliberado em

RPO

Retirada da CDE

Decreto, CDE ACR e

Diferimento Adicional (-

7,47%)

25,34%17,87%

ÍNDICE

FINAL

RTA 2018 – EFEITO MÉDIO PERCEBIDO PELO CONSUMIDOR

4,36%

-0,45%

0,56% 0,77%

12,96%

-0,59%

17,87%

Encargos

Setoriais

Custos de

Transmissão

Custos de

Aquisição de

Energia

Custos de

Distribuição

Componentes

Financeiros

Efeito da

Retirada dos

Financeiros

Anteriores

Efeito Médio

Consumidor

GRUPO DE CONSUMOVARIAÇÃO

TARIFÁRIA

AT - Alta Tensão (>2,3 kV) 19,28%

BT- Baixa Tensão (2< 2,3 kV) 17,41%

Efeito Médio AT+BT 17,88%

PRIMEIRO MOTIVO: AUMENTO DOS CUSTOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA EM

2017 E 2018

2009

2017

2018

Aumento do uso de usinas térmicas e do

repasse do risco hidrológico para os

consumidores

FONTE: CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – CCEE – INFO PLD N° 379 – 1° SEMANA DE JANEIRO DE 2019

Níveis de Armazenamento do SIN de 1996 a 2018 [% da Earm Máx]

SEGUNDO MOTIVO: REAJUSTE TARIFÁRIO DE 2017 NÃO REFLETIU TODO O

AUMENTO DO CUSTO DE GERAÇÃO DE ENERGIA

0,00%5,00%

10,00%15,00%20,00%25,00%30,00%35,00%40,00%

CE

A

BO

A V

IST

A

CE

EE

-D

CE

PIS

A

ED

P S

P

CE

AL

DE

ME

I

CPFL…

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B-D

IS

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CE

LG

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B

CO

CE

L

CE

MA

R

HID

RO

PA

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LU

L

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ELE

KT

RO

CH

ES

P

ED

P E

S

ES

E

CE

RO

N

CE

LE

SC

-DIS

CE

LP

E

CE

LP

A

IEN

ER

GIA

Efeitos Médios Processos Tarifários de 2017

26°Posição

8,27%

(7,72% de

flexibilização)

EFEITO MÉDIO AO CONSUMIDOR DAS DESIGNADAS (2016-2018)

397,43

318,06 351,23

388,95 412,97

338,62

393,94 377,85 437,32

492,35 461,05

494,00

581,37

Reajuste

2008

Reajuste

2009

Reajuste

2010

Reajuste

2011

Reajuste

2012

RTE

2013

Reajuste

2013

Reajuste

2014

RTE

2015

Reajuste

2015

Reajuste

2016

Reajuste

2017

Reajuste

2018

B1 - Residencial

IGPM

IPCA

EVOLUÇÃO DAS TARIFAS B1 - RESIDENCIAL

(Var. % de 46,3%)

(Var. % de 74,2%)

(Var. % de 78,0%)

TARIFA SOCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA

ResidencialTotal

Residencial BaixaRenda

% do total

Brasil 71.692.395 9.244.282 12,89%

Norte 4.600.186 932.174 20,26%

Ceron 464.544 43.632 9,39%

Patamar elevado das tarifas é parcialmente compensado pela Tarifa Social.

Descontos Tarifa SocialParcela de Consumo Mensal (PCM) <= 30 kWh => Desconto de 65%. 30 kWh < PCM <= 100 kWh => Desconto de 40%. 100 kWh < PCM <= 220 kWh => Desconto de 10%220 kWh < PCM => 0%

Quem tem direito? -famílias inscritas no Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal-quem recebe o Benefício de Prestação Continuada da Assistência Social – BPC.

Evolução de Custos, Mercado e

Tarifas

Região Norte

CARACTERÍSTICAS DE ATENDIMENTO DA REGIÃO

Região com alta dispersão de consumidores.

Média Norte: 13 Consumidores / km rede

Média Brasil: 22 Consumidores / km rede

Regiões isoladas com geração local de alto

custo.

Geração Térmica: 739 R$/MWh

Média Brasil: 285 R$/MWh

Perdas elevadas.

Média Norte: 22,7% sobre a energia total

Média Brasil: 13,9% sobre a energia total

CUSTO DA GERAÇÃO DE ENERGIAPreço Médio da

Geração nos

Sistemas Isolados

(R$/MWh) - 2018

BALANÇO DE ENERGIA (GWh/2018)

6.594

Balanço líquido de energia gerada e consumida no SIN. 2018

Energia gerada localmente (térmicas).

1.718

1.202 40

2.710

51.135

595

4.614

32.772

874

226

1.075

112.986Energia Gerada no SIN (78% exportada)

31.389

EnergiaConsumida

9.532Energia Isolados(30% da carga)

CUSTO DOS SUBSÍDIOS

Demais

Subsídios da CDE

Subsídios recebidos via

CCC

PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA

23%

Da perda de energia (não

técnica) no Brasil

concentra-se na Região

Norte, que consome 7%da Energia total do país.

É o custo das perdas não

técnicas na Região Norte.

10,7% da Receita das Distribuidoras.Média Brasil: 2,9%

440 milhões não são

reconhecidos na tarifa e são

assumidos pelas Distribuidoras

da Região Norte.

CUSTOS ANUAIS

6,3 bilhões

R$ 182 bilhões/ano

83 milhões de consumidores

916 milhões654 milhões

5,9 bilhões

2,4 bilhões803 milhões 1,4 bilhão

2,96 bi

354 mi

64 mi

731 mi

674 mi78 mi

216 mi

TARIFAS MÉDIAS FINAIS

604 R$/MWh832 R$/MWh (real)

505 R$/MWh

662 R$/MWh1.290 R$/MWh (real)

617 R$/MWh1.007 R$/MWh (real)

552 R$/MWh612 R$/MWh (real)

634 R$/MWh731 R$/MWh (real)

596 R$/MWh827 R$/MWh (real)

596 R$/MWh634 R$/MWh (real)

CFURH – Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos Sistema Elétrico Brasileiro interconecta eletricamente todas as usinas

de geração de energia com potência instalada superior a 30 MW (260 usinas, todas as fontes)

O Despacho centralizado dessa usinas é determinado pelo menor custo de geração, que leva em conta o nível dos reservatórios.

Os Estados e Municípios produtores de energia hidrelétrica são compensados pela utilização dos recursos hídricos.

CFURH – Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

CFURH paga ao Estado de Rondônia Ano 2018

Usinas Pagadoras Valor (R$)

Jirau 27.104.604,51

Rondon II 645.927,82

Samuel 1.319.465,17

Santo Antônio 28.769.062,79

TOTAL 57.839.060,29

CFURH paga aos Municípios do Estado de RondôniaAno 2018

Município Recebedor Valor (R$)

PIMENTA BUENO (RO) 960.394,07

PORTO VELHO (RO) 80.595.926,48

ALTO PARAÍSO (RO) 66.478,71

CANDEIAS DO JAMARI (RO) 1.193.973,20

CUJUBIM (RO) 5.710,33

ITAPUÃ DO OESTE (RO) 648.971,76

TOTAL 83.471.454,55

Total de recursos destinados aos Municípios e ao Estado de Rondônia no ano de 2018:

R$ 141.310.514,84

DESONERAÇÃO TARIFÁRIA

SUBSÌDIOS

01

02

03

O QUE EXPLICA AS TARIFAS E ONDE ATUAR?

EstadoDispersão

(Escala)Consumo

Médio

Geração Térmica

(isolados)Subsídios Perdas

AMAZONAS

RORAIMA

AMAPÁ

PARÁ

RONDÔNIA

ACRE

TOCANTINS

ENDEREÇO: SGAN 603 Módulos I e J - Brasília/DF

CEP: 70830-110

TELEFONE GERAL: 061 2192 8620

OUVIDORIA SETORIAL:167 Brasília, 04 de junho de 2019

CLAUDIO ELIAS CARVALHO

Superintendente Adjunto de Gestão Tarifária