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Preços de Energia
1
Triunfo Participações e Investimentos
30 de novembro de 2011
Temário
► Balanço estrutural de oferta e demanda
► Preço de energia no mercado de curto prazo
► Tarifa de energia no mercado regulado
► Preço da energia no mercado livre convencional
► Conclusões
2
Temário
► Balanço estrutural de oferta e demanda
 Curto e médio prazo
 Longo prazo
► Preço de energia no mercado de curto prazo
► Tarifa de energia no mercado regulado
► Preço da energia no mercado livre convencional
► Conclusões
3
Balanço estrutural de oferta x demanda
►A comparação oferta x demanda não pode ser feita em
termos de potência instalada x demanda máxima
►Razão: hidrelétricas e térmicas de mesma potência produzem
quantidades muito diferentes de energia sustentável (“firme”,
medida em MW médio)
 Hidrelétrica de Furnas: Potência de 1.312 MW e Firme de 598 MWmed
(Firme / Potência = 45,6%)
 Usina nuclear de Angra 2: Potência de 1.309 MW e Firme de 1.205
MWmed (92%)
► Comparação feita em energia firme
 Conceitos semelhantes: Garantia física, Energia Assegurada
4
Premissas do cenário de oferta: 2011 - 2015
(curto e médio prazos)
► A oferta estrutural a cada ano é calculada como a soma das garantias físicas de
todas as usinas que estavam em operação naquele ano
► Atraso de 2 anos das termelétricas a óleo e conversão para gás
 Atraso de 2 anos nas UTEs a OC previstas para entrada em Jan/2011 (A-3/08)
 Substituição das UTEs a OC previstas para entrada em Jan/2013 (A-5/08) por blocos genéricos de
UTEs a GN entrando em Jan/2015
► Implantação do Proinfa com a última usina entrando em operação em 2013
► Ajuste no cronograma das usinas do rio Madeira
 Santo Antonio: Dezembro 2012
 devido ao atraso na linha de transmissão que ligará as usinas do rio Madeira ao subsistema
Sudeste/Centro Oeste. A linha está prevista para entrar em operação em Setembro de 2012
► Produção de fontes renováveis (PCH, biomassa e eólica) 15% abaixo do esperado
 Basicamente diferença entre o P50 e o P90 da produção
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2011 2012 2013 2014 2015
Reserva 0.6 1.0 1.5 2.0 2.2
Oferta Garantida 60.8 63.7 69.2 73.0 76.4
Dem 60.0 61.5 65.1 68.5 71.4
GWmédio
1 - Dem = Requisito de Energia, incluindo as demandas da ANDE, bombas da Light e consumo de Itaipu.
2 - Requisito de Energia e Energia Assegurada de 2011 = média entre os meses de setembro e dezembro de 2011.
Balanço de garantia física do SIN
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Temário
► Balanço estrutural de oferta e demanda
 Curto e médio prazo
 Longo prazo
► Preço de energia no mercado de curto prazo
► Tarifa de energia no mercado regulado
► Preço da energia no mercado livre convencional
► Conclusões
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2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Reserva 2.2 2.9 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
Indicativas 0.8 1.7 2.9 5.3 7.5 9.2 10.7 13.1
Projeto Estruturante 0.0 0.0 0.0 0.7 2.0 4.1 6.1 7.2
Oferta Garantida 77.8 79.6 81.7 82.2 82.2 82.2 82.2 82.2
Dem 74.4 77.6 80.9 84.4 87.9 91.7 95.5 99.0
GWmédio
Necessidade de nova oferta pós 2016
É necessário contratar 20,3 GW médios para
atender o crescimento da demanda até 2023
8
Premissas: expansão de longo prazo baseada em: hidroelétrica, gás natural, renováveis & projetos estruturantes e considerando aspectos regulatórios. Belo Monte
em Dez-2016, Angra III em Jun-2017. Projetos estruturantes nacionais (São Luiz do Tapajós, Jatobá, Jardim do Ouro e nuclear no NE) e internacionais (Peru e
Argentina) entre 2019 e 2023. Sobra estrutural de 3% de garantia física no longo prazo (oriunda de estudos da PSR com o modelo ESTD)
Temário
► Balanço estrutural de oferta e demanda
► Preço de energia no mercado de curto prazo
► Tarifa de energia no mercado regulado
► Preço da energia no mercado livre convencional
► Conclusões
9
Metodologia para projeção de PLD
Simulação
Comercial
PLD
Plataforma PLD
Volumes
Iniciais
Níveis Meta
Conjunto de
CAR Bianuais
SDDP
Base de dados de
Longo Prazo
Cálculo da
CAR e
Níveis Meta
Política Encadeada
VV
V
V
V
PMO
Base de
Dados
Newave
Conversor de
Dados Projeção de
CVU
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1. CAR: impacto do atraso das UTEs
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Base
Atraso
CAR SE 2011 CAR SE 2012
CAR NE 2011 CAR NE 2012
Impacta também
a CAR 2013-2014
2. Representação da atualização da CAR
12
3. Reajuste do CVU das UTEs e o PLD
► A CCEE é o agente responsável pelo cálculo do reajuste do CVU das térmicas
que será utilizado na configuração utilizada para cálculo do PLD
 A maioria dos CVUs é reajustado de acordo com a média dos últimos 12 meses do
preço internacional dos combustíveis
► O valor reajustado é utilizado durante os 5 anos de simulação, ou seja, o
procedimento não considera uma projeção de preço do combustível
 Por exemplo, atualmente as térmicas a óleo que ganharam o leilão com CVU de cerca
de 220 R$/MWh, estão com CVU da ordem de 240R$/MWh.
► Uma projeção correta do PLD deveria considerar o processo de reajuste do
combustível.
 Este processo pode ser considerado em cada uma das rodadas encadeadas para a
representação da CAR
13
Fonte: EIA 2011
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Petróleo
(US$/bbl)
85 88 90 93 97 100 103 105 108 111 113 115 117
Henry Hub
(US$/MMBtu)
4.6 4.6 4.7 4.7 4.8 4.8 4.9 4.9 5.0 5.2 5.4 5.5 5.7
Carvão Imp.
(US$/ton)
75 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80
14
4. Simulação dos Níveis Meta (POCP)
Simulação* do mês t até novembro para
verificar se o nível meta é atingido (ou
superado), considerando 80% do valor
esperado das vazões entre maio e julho
e 90% entre agosto e novembro
Simulação do Sistema
Hidrotérmico do mês t
SDDP@PSR
Período seco
Viola o nível
meta
Sim
Não
t=t+1
Sim
Não
t=t+1
Geração térmica por
Ordem de Mérito
Geração fora da ordem de
mérito considerando todos
os recursos disponíveis até
atingir a meta
• Para cada série hidrológica, aplica-se o seguinte procedimento:
PLD Sudeste
15
Conclusões: PLD
► Os maiores drivers para aumento de PLD em 2013 e 2014 estão nos
atrasos das usinas termoelétricas contratadas em leilões anteriores e,
principalmente, na redução da produção das renováveis, que possuem
impacto na revisão da CAR e nível meta
► Os anos de 2013-2014 são os de maior vulnerabilidade
► Preocupação com o sinal econômico do preço de curto prazo (não reflete
o acionamento das térmicas devido aos procedimentos de segurança);
necessidade de aperfeiçoamento do procedimento de CAR
16
Temário
► Balanço estrutural de oferta e demanda
► Preço de energia no mercado de curto prazo
► Tarifa de energia no mercado regulado
► Preço da energia no mercado livre convencional
► Conclusões
17
Metodologia para projeção de tarifas
18
Cenários dereembolsodo custo de combustível,
comprase vendas na CCEE,Encargo do Serviço do
Sistema,Encargode Reservae Alívio das
Exposiçõesdos CCEARs
Projeção dademandade
energia pordistribuidora
Simulaçãoda
Contabilizaçãona CCEE
Cenários degeração,CMO
e PLD
Portfólio de contratos
(preço e volume)
Renovaçãoda energia
existente (preçoe volume)
Encargos Setoriais+
Impostos + Componentes
Financeiras+ RTE
Evolução da tarifa de
energia de cada
Distribuidora
Banco de Dados de
Contratos
BDCONT@PSR
Energia nova a contratar
(volume)
Preço de energia nova
(CME)
BalançoContratual Simulaçãodo Sistema
Hidrotérmico
SDDP@PSR
SCE@PSR
Aspectos representados na projeção de tarifas
19
► Desequilíbrios contratuais até 2012 valorados ao leilão de ajuste (limite VR) e
diferenças ao PLD
► Quotização das energias de Angra I e Angra II a partir de 2013 (Lei 12.111/2010)
► Política de sobrecontratação para as distribuidoras de 1,5%
► Efeito da Resolução Normativa no 165/2005 para os geradores em atraso
► Descasamento Financeiro Eletronuclear – Furnas
► Encargo de Serviço do Sistema: custo associado ao despacho térmico fora da
ordem de mérito, devido à CAR e aos Níveis Meta.
► Encargo de Energia de Reserva: pagamento aos geradores contratados pelo
governo através de Leilões de Reserva
► Efeito da renovação das concessões nos preços de energia existente
Imbroglio das Concessões x Mega Leilão
20
17,008 avg MW
Mega leilão de
2004
16,379 MW médios
Contratado com as
distribuidoras
1,325 MW médios
Pré contratados no
mercado livre
(8%)
8,852 MW médios
Concessões
vencendo
(54%)
1,475 MW médios
Angra I e Angra II
(9%)
4,727 MW médios
“Disponível”
(29%)
3,147 MW médios
Geradores federais
(19%)
1,066 avg MW
Geradores
Estaduais
(7%)
514 avg MW
Geradores Privados
(3%)
Mega Leilão
2004
Montante Atual Breakdown Breakdown
“Disponível”
Avaliação simplificada (“preço regulatório”)
► Custos operacionais: considerado os custos registrados nos demonstrativos
financeiros de 2009 e 2010;
► Custos de transmissão: custo médio registrado nos demonstrativos financeiros;
► Encargos setoriais: calculados conforme as regras regulatórias (P&D, TSFSEE,
CFUHR etc.);
► Investimentos ainda não depreciados: considerado o valor contábil registrado no
imobilizado líquido;
► Depreciação: linear por mais 20 anos sobre o imobilizado líquido;
► WACC: 6% ao ano;
► PIS/COFINS: 9,25%.
21
Preços regulatórios das principais geradoras
22
66 63
89
61 59
FURNAS CHESF CESP CEEE CEMIG
Preço Regulatório (R$/MWh)
Chesf, Cesp e Furnas
respondem por quase 90%
da GF que expira em 2015
Breakdown dos preços regulatórios
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9
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6
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6 5
66
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59
FURNAS CHESF CESP CEEE CEMIG
O&M
Transmissão
Encargos Setoriais (RGR, TFSEE, CFURH e P&D)
Serviço de Capital
PIS/COFINS
Os custos de O&M são superiores ao
valor de referência (9,2 R$/MWh)
24
Projeção de Tarifas – Casos Analisados
Cenários Racional Descrição
Concessões a
60 R$/MWh
Governo privilegia
modicidade tarifária
Energia de concessões em vencimento a partir
de 2015 recontratadas por 60 R$/MWh
(referência: Teles Pires);
Energia remanescente (demais geradores
existentes) recontratada a 90 R$/MWh;
Preço médio da energia existente = 70
R$/MWh.
En. Existente
a 90 R$/MWh
Governo privilegia
capacidade de investimento
das empresas
Toda energia existente recontratada a 90
R$/MWh.
Projeção da Tarifa de Energia – Média Brasil*
25
* média ponderada pelo mercado da TE das 15 maiores distribuidoras de energia do país, a saber: Ampla, Bandeirante, CEEE, Celesc, Celpe,
Cemig, Coelba. Coelce, Copel, CPFL Paulista, CPFL Piratininga, Elektro, Eletropaulo, Light e RGE.
127
132
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2011 2012 2013 2014 2015
R$/MWhdeMaiode2011
Caso Base
Concessões a 60 R$/MWh
Tarifade energiasemcomponentesfinanceiras,RTE,PIS/COFINSouICMS.
Concessões a 90 R$/MWh
0%
10%
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30%
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0
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x<120
120≤x<125
125≤x<130
130≤x<135
135≤x<140
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145≤x<150
150≤x<155
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160≤x<165
165≤x<170
170≤x<175
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x>180
Probabilidade
Frequência
2013
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0
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x<120
120≤x<125
125≤x<130
130≤x<135
135≤x<140
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145≤x<150
150≤x<155
155≤x<160
160≤x<165
165≤x<170
170≤x<175
175≤x<180
x>180
Probabilidade
Frequência
2012
Histograma da TE Média Brasil
Caso Concessões a 60 R$/MWh
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Tarifa de energia sem RTE, componentes financeiras, PIS/COFINS ou ICMS
Valores mais “prováveis”
Valores mais “prováveis”
0%
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Probabilidade
Frequência
2015
0%
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0
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160≤x<165
165≤x<170
x>170
Probabilidade
Frequência
2014
Histograma da TE Média Brasil
Caso Concessões a 60 R$/MWh
27
Tarifa de energia sem RTE, componentes financeiras, PIS/COFINS ou ICMS
Valores mais
“prováveis”Valores mais
“prováveis”
Tarifa de Energia Média Brasil
Caso Concessões a 60 R$/MWh
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Efeito da Resolução
165/05. Queda da tarifa
em 2014 devido ao atraso
já superior à 12 meses
Entrada em operação das térmicas atrasadas do A-5 de 2008 em
julho de 2014, aumentando o custo de compra de energia das
distribuidoras (repasse dos custos reais dos CCEARs)
Tarifa de Energia Média Brasil
Energia Existente a 90 R$/MWh
29
Conclusões: tarifa de energia no ACR
► As principais componentes que introduzem incerteza nas tarifas de energia são:
 Despacho termelétrico: O custo da contratação elevada de contratos por disponibilidade nos últimos
Leilões de Energia Nova.
 PLD: Distribuidoras que estão involuntariamente subcontratadas, e portanto foram autorizadas a
repassar os custos da compra da energia para sua tarifa, compram energia ao Preço de Liquidação
das Diferenças no mercado de curto prazo.
 Encargo de Serviço do Sistema: custo associado ao despacho térmico fora da ordem de mérito,
devido à CAR e aos Níveis Meta.
 Encargo de Energia de Reserva: pagamento aos geradores contratados pelo governo através de
Leilões de Reserva
► Incerteza nos valores das tarifas projetadas para o período 2013/2015:
 Entrada das térmicas à óleo, efeito da resolução 165
 Recontratação da energia existente (volume e preço)
30
Temário
► Balanço estrutural de oferta e demanda
► Preço de energia no mercado de curto prazo
► Tarifa de energia no mercado regulado
► Preço da energia no mercado livre convencional
► Conclusões
31
Fatores que influenciam os preços no mercado livre
convencional
► Balanço entre oferta e demanda de energia no mercado livre: impacta no valor do lastro
► Perspectivas dos PLDs: afeta disposição a pagar dos consumidores
► Evolução das Tarifas de Energia das Distribuidoras: representa um custo de oportunidade
para o consumidor: a única certeza que um consumidor tem hoje é a de poder retornar ao
mercado regulado em cinco anos. Parte importante da precificação de contratos
► Porte do consumidor
 Grande porte: autoprodução é opção, custo de oportunidade é o mínimo entre TE e autoprodução
 Pequeno e médio porte: segmento mais suscetível às incertezas de preço
► Aversão ao risco do gerador: determinará a “disposição a contratar”, i.e., um gerador apenas
30% contratado tende a cobrar um prêmio menor por seus contratos em relação a um
gerador mais contratado
► Indexação: afeta decisão do consumidor de contratar “agora” ou “no futuro” e prazo
contratual
32
Estimativa de preço para o ACL
33
► Os preços de energia no mercado livre foram estimados através de um
curva forward de preços que considera o custo de oportunidade (dado
pela Tarifa de Energia) de um consumidor e sua máxima disposição a
pagar por um contrato de energia no ACL
 Foram simulados contratos de oito anos de duração para assinatura “hoje”;
 Desconto sobre a TE de 10%;
 Incidência de PIS/COFINS com alíquota de 5,5%;
 Spreads sobre o PLD
• 5 R$/MWh para PLDs até 50 R$/MWh;
• 10 R$/MWh para PLDs acima de 50 R$/MWh e menores ou iguais a 140 R$/MWh;
• 15 R$/MWh para PLDs acima de 140 R$/MWh.
103
111
116
119
117115
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122
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-
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2011 2012 2013 2014 2015
R$/MWhdeMaiode2011
Média Mediana Percentil 25% Percentil 75%
Estimativa de preço para o ACL – contratos de 8 anos no SE
(Caso Concessões a 60 R$/MWh)
34
Observa-se que os preços médios
de energia são superiores aos
preços medianos em todos os
anos. Isso significa que a média está
capturando cenários de preços muito
elevados porém pouco prováveis.
0%
5%
10%
15%
20%
0
5
10
15
20
25
30
35
40
x<60
60≤x<70
70≤x<80
80≤x<90
90≤x<100
100≤x<110
110≤x<120
120≤x<130
130≤x<140
140≤x<150
150≤x<160
160≤x<170
170≤x<180
180≤x<190
190≤x<200
200≤x<210
210≤x<220
220≤x<230
230≤x<240
240≤x<250
x≥250
Probabilidade (%)Frequência
Preço de Contrato (R$/MWh)
Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2012
Estimativa de preço para o ACL no SE
(Caso Concessões a 60 R$/MWh – Histograma de preços para 2012 e 2013)
35
Embora o preço para 2012 seja “em
média” 128 R$/MWh, o histograma mostra
que a faixa de preços mais prováveis está
entre 70 e 80 R$/MWh.
0%
5%
10%
15%
20%
0
5
10
15
20
25
30
35
40
x<60
60≤x<70
70≤x<80
80≤x<90
90≤x<100
100≤x<110
110≤x<120
120≤x<130
130≤x<140
140≤x<150
150≤x<160
160≤x<170
170≤x<180
180≤x<190
190≤x<200
200≤x<210
210≤x<220
220≤x<230
230≤x<240
240≤x<250
x≥250
Probabilidade (%)Frequência
Preço de Contrato (R$/MWh)
Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2013
Embora o preço para 2013 seja “em média” 128
R$/MWh, o histograma mostra que a faixa de preços
mais prováveis está entre 80 e 90 R$/MWh.
0%
5%
10%
15%
20%
0
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40
x<60
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x≥250
Probabilidade (%)Frequência
Preço de Contrato (R$/MWh)
Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2014
Estimativa de preço para o ACL no SE
(Caso Concessões a 60 R$/MWh – Histograma de preços para 2014)
36
Embora o preço para 2014 seja “em
média” 130 R$/MWh, o histograma mostra
que a faixa de preços mais prováveis está
entre 90 e 100 R$/MWh.
107
115
121
124 123
118
132 133
136
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98
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140
157 156 156
140
-
20
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180
200
2011 2012 2013 2014 2015
R$/MWhdeMaiode2011
Média Mediana Percentil 25% Percentil 75%
Estimativa de preço para o ACL – contratos de 8 anos no SE
( Caso Concessões a 90 R$/MWh)
37
Observa-se que os preços médios de energia são
superiores aos preços medianos em todos os
anos. Isso significa que a média está capturando
cenários de preços muito elevados porém pouco
prováveis.
0%
5%
10%
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20%
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230≤x<240
240≤x<250
x≥250
Probabilidade (%)Frequência
Preço de Contrato (R$/MWh)
Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2012
Estimativa de preço para o ACL convencional no SE
(Caso Concessões a 90 R$/MWh– Histograma para 2012 e 2013)
38
Embora o preço para 2012 seja “em
média” 132 R$/MWh, o histograma
mostra que a faixa de preços mais
prováveis está entre 80 e 90 R$/MWh.
0%
5%
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230≤x<240
240≤x<250
x≥250
Probabilidade (%)Frequência
Preço de Contrato (R$/MWh)
Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2013
Embora o preço para 2013 seja “em
média” 133 R$/MWh, o histograma
mostra que a faixa de preços mais
prováveis está entre 90 e 100 R$/MWh.
0%
5%
10%
15%
20%
0
5
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15
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x<70
70≤x<80
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90≤x<100
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190≤x<200
200≤x<210
210≤x<220
220≤x<230
230≤x<240
240≤x<250
x≥250
Probabilidade (%)Frequência
Preço de Contrato (R$/MWh)
Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2014
Estimativa de preço para o ACL convencional no SE
(Caso Concessões a 90 R$/MWh– Histograma para 2014)
39
Embora o preço para 2014 seja
“em média” 136 R$/MWh, o
histograma mostra que a faixa de
preços mais prováveis está entre
100 e 110 R$/MWh.
40
Conclusão: preços no ACL convencional
► Os preços no ACL convencional são bastante influenciados pela oferta, demanda,
tarifa de energia, perspectiva hidrológica e disposição a contratar do gerador
► Atualmente há bastante oferta neste mercado e os preços para os próximos anos
devem estar próximos a 90 R$/MWh (dependendo da oferta e demanda)
► Outros fatores de influência:
 A energia da AES Tietê estará disponível ao mercado em 2016
 Geradores “fugindo” de preços reduzidos nos leilões A-1 a partir de 2012
 A expansão do ACL pode ser acompanhada por uma descontratação da energia existente, o que
manteria a sobra de energia no ACL e, consequentemente, não aumentaria os preços.
► A ampliação do ACL (atualmente em discussão) pode atenuar a tendência de
queda de preços mas não acreditamos que possa reconduzir os preços para
valores acima de 130R$/MWh
Temário
► Balanço estrutural de oferta e demanda
► Preço de energia no mercado de curto prazo
► Tarifa de energia no mercado regulado
► Preço da energia no mercado livre convencional
► Conclusões
41
Conclusões: oferta e demanda
► Atenção em 2013-2014
 Atrasos + entrada das eólicas + transmissão e distribuição de SP
 Depende do crescimento da demanda e da hidrologia
 O atendimento à ponta passa a ser um tema a monitorar
► Na expansão, a energia hidrelétrica deverá continuar como “âncora”
 Preocupações: licenciamento, tendência para usinas de baixa queda e a fio d’água,
mudança climática e redução da disposição de “briga” por parte do governo devido às
eólicas
 PCHs devem enfrentar dificuldades crescentes
 A biomassa e a eólica são opções “mainstream” e competidoras diretas
 Preocupação: variabilidade na produção de energia
 A geração termelétrica é um componente importante na expansão econômica do
sistema de geração: despachabilidade passa a ser cada vez mais importante com a
entrada de recursos não despacháveis no sistema
42
Conclusões: preços de energia
► Preços no mercado livre convencional influenciados pela oferta, demanda, tarifa de energia,
perspectiva hidrológica e disposição a contratar do gerador
 Na visão da PSR, atualmente há bastante oferta neste mercado e os preços para os próximos anos deve estar na
casa dos 90 R$/MWh.
 A energia da AES Tietê estará disponível ao mercado em 2016 e geradores “fugindo” de preços reduzidos nos leilões
A-1 a partir de 2012
► Preocupação com o sinal econômico do preço de curto prazo (não reflete o acionamento das
térmicas devido aos procedimentos de segurança)
43
www.psr-inc.com
psr@psr-inc.com
+55 21 3906-2100
+55 21 3906-2121
Muito obrigado
Este estudo foi elaborado dentro da melhor técnica, considerando as mais
recentes informações disponíveis no mercado. No entanto, a evolução
dinâmica dos diversos aspectos que afetam direta ou indiretamente o Setor
Elétrico Brasileiro em geral, e o valor do PLD em particular, tais como
parâmetros econômicos, demanda, projeções de demanda, premissas
adotadas pelo ONS pela CCEE, cronogramas das usinas, critérios
operativos, procedimentos de cálculo, Curva de Aversão ao Risco,
despachos fora da ordem de mérito, restrições elétricas intempestivas e
outros, podem afetar as projeções aqui apresentadas.
frank@psr-inc.com rodrigo@psr-inc.com

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Preços de Energia: Balanço de Oferta e Demanda, PLD e Tarifas Reguladas

  • 1. Preços de Energia 1 Triunfo Participações e Investimentos 30 de novembro de 2011
  • 2. Temário ► Balanço estrutural de oferta e demanda ► Preço de energia no mercado de curto prazo ► Tarifa de energia no mercado regulado ► Preço da energia no mercado livre convencional ► Conclusões 2
  • 3. Temário ► Balanço estrutural de oferta e demanda  Curto e médio prazo  Longo prazo ► Preço de energia no mercado de curto prazo ► Tarifa de energia no mercado regulado ► Preço da energia no mercado livre convencional ► Conclusões 3
  • 4. Balanço estrutural de oferta x demanda ►A comparação oferta x demanda não pode ser feita em termos de potência instalada x demanda máxima ►Razão: hidrelétricas e térmicas de mesma potência produzem quantidades muito diferentes de energia sustentável (“firme”, medida em MW médio)  Hidrelétrica de Furnas: Potência de 1.312 MW e Firme de 598 MWmed (Firme / Potência = 45,6%)  Usina nuclear de Angra 2: Potência de 1.309 MW e Firme de 1.205 MWmed (92%) ► Comparação feita em energia firme  Conceitos semelhantes: Garantia física, Energia Assegurada 4
  • 5. Premissas do cenário de oferta: 2011 - 2015 (curto e médio prazos) ► A oferta estrutural a cada ano é calculada como a soma das garantias físicas de todas as usinas que estavam em operação naquele ano ► Atraso de 2 anos das termelétricas a óleo e conversão para gás  Atraso de 2 anos nas UTEs a OC previstas para entrada em Jan/2011 (A-3/08)  Substituição das UTEs a OC previstas para entrada em Jan/2013 (A-5/08) por blocos genéricos de UTEs a GN entrando em Jan/2015 ► Implantação do Proinfa com a última usina entrando em operação em 2013 ► Ajuste no cronograma das usinas do rio Madeira  Santo Antonio: Dezembro 2012  devido ao atraso na linha de transmissão que ligará as usinas do rio Madeira ao subsistema Sudeste/Centro Oeste. A linha está prevista para entrar em operação em Setembro de 2012 ► Produção de fontes renováveis (PCH, biomassa e eólica) 15% abaixo do esperado  Basicamente diferença entre o P50 e o P90 da produção 5
  • 6. 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 2011 2012 2013 2014 2015 Reserva 0.6 1.0 1.5 2.0 2.2 Oferta Garantida 60.8 63.7 69.2 73.0 76.4 Dem 60.0 61.5 65.1 68.5 71.4 GWmédio 1 - Dem = Requisito de Energia, incluindo as demandas da ANDE, bombas da Light e consumo de Itaipu. 2 - Requisito de Energia e Energia Assegurada de 2011 = média entre os meses de setembro e dezembro de 2011. Balanço de garantia física do SIN 6
  • 7. Temário ► Balanço estrutural de oferta e demanda  Curto e médio prazo  Longo prazo ► Preço de energia no mercado de curto prazo ► Tarifa de energia no mercado regulado ► Preço da energia no mercado livre convencional ► Conclusões 7
  • 8. 40 50 60 70 80 90 100 110 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Reserva 2.2 2.9 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 Indicativas 0.8 1.7 2.9 5.3 7.5 9.2 10.7 13.1 Projeto Estruturante 0.0 0.0 0.0 0.7 2.0 4.1 6.1 7.2 Oferta Garantida 77.8 79.6 81.7 82.2 82.2 82.2 82.2 82.2 Dem 74.4 77.6 80.9 84.4 87.9 91.7 95.5 99.0 GWmédio Necessidade de nova oferta pós 2016 É necessário contratar 20,3 GW médios para atender o crescimento da demanda até 2023 8 Premissas: expansão de longo prazo baseada em: hidroelétrica, gás natural, renováveis & projetos estruturantes e considerando aspectos regulatórios. Belo Monte em Dez-2016, Angra III em Jun-2017. Projetos estruturantes nacionais (São Luiz do Tapajós, Jatobá, Jardim do Ouro e nuclear no NE) e internacionais (Peru e Argentina) entre 2019 e 2023. Sobra estrutural de 3% de garantia física no longo prazo (oriunda de estudos da PSR com o modelo ESTD)
  • 9. Temário ► Balanço estrutural de oferta e demanda ► Preço de energia no mercado de curto prazo ► Tarifa de energia no mercado regulado ► Preço da energia no mercado livre convencional ► Conclusões 9
  • 10. Metodologia para projeção de PLD Simulação Comercial PLD Plataforma PLD Volumes Iniciais Níveis Meta Conjunto de CAR Bianuais SDDP Base de dados de Longo Prazo Cálculo da CAR e Níveis Meta Política Encadeada VV V V V PMO Base de Dados Newave Conversor de Dados Projeção de CVU 10
  • 11. 1. CAR: impacto do atraso das UTEs 11 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Jan-11 Mar-11 May-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Jan-12 Mar-12 May-12 Jul-12 Sep-12 Nov-12 %EarMax Base Atraso 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Jan-12 Mar-12 May-12 Jul-12 Sep-12 Nov-12 Jan-13 Mar-13 May-13 Jul-13 Sep-13 Nov-13 %EarMax Base Atraso 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Jan-11 Mar-11 May-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Jan-12 Mar-12 May-12 Jul-12 Sep-12 Nov-12 %EarMax Base Atraso 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Jan-12 Mar-12 May-12 Jul-12 Sep-12 Nov-12 Jan-13 Mar-13 May-13 Jul-13 Sep-13 Nov-13 %EarMax Base Atraso CAR SE 2011 CAR SE 2012 CAR NE 2011 CAR NE 2012 Impacta também a CAR 2013-2014
  • 12. 2. Representação da atualização da CAR 12
  • 13. 3. Reajuste do CVU das UTEs e o PLD ► A CCEE é o agente responsável pelo cálculo do reajuste do CVU das térmicas que será utilizado na configuração utilizada para cálculo do PLD  A maioria dos CVUs é reajustado de acordo com a média dos últimos 12 meses do preço internacional dos combustíveis ► O valor reajustado é utilizado durante os 5 anos de simulação, ou seja, o procedimento não considera uma projeção de preço do combustível  Por exemplo, atualmente as térmicas a óleo que ganharam o leilão com CVU de cerca de 220 R$/MWh, estão com CVU da ordem de 240R$/MWh. ► Uma projeção correta do PLD deveria considerar o processo de reajuste do combustível.  Este processo pode ser considerado em cada uma das rodadas encadeadas para a representação da CAR 13 Fonte: EIA 2011 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Petróleo (US$/bbl) 85 88 90 93 97 100 103 105 108 111 113 115 117 Henry Hub (US$/MMBtu) 4.6 4.6 4.7 4.7 4.8 4.8 4.9 4.9 5.0 5.2 5.4 5.5 5.7 Carvão Imp. (US$/ton) 75 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80
  • 14. 14 4. Simulação dos Níveis Meta (POCP) Simulação* do mês t até novembro para verificar se o nível meta é atingido (ou superado), considerando 80% do valor esperado das vazões entre maio e julho e 90% entre agosto e novembro Simulação do Sistema Hidrotérmico do mês t SDDP@PSR Período seco Viola o nível meta Sim Não t=t+1 Sim Não t=t+1 Geração térmica por Ordem de Mérito Geração fora da ordem de mérito considerando todos os recursos disponíveis até atingir a meta • Para cada série hidrológica, aplica-se o seguinte procedimento:
  • 16. Conclusões: PLD ► Os maiores drivers para aumento de PLD em 2013 e 2014 estão nos atrasos das usinas termoelétricas contratadas em leilões anteriores e, principalmente, na redução da produção das renováveis, que possuem impacto na revisão da CAR e nível meta ► Os anos de 2013-2014 são os de maior vulnerabilidade ► Preocupação com o sinal econômico do preço de curto prazo (não reflete o acionamento das térmicas devido aos procedimentos de segurança); necessidade de aperfeiçoamento do procedimento de CAR 16
  • 17. Temário ► Balanço estrutural de oferta e demanda ► Preço de energia no mercado de curto prazo ► Tarifa de energia no mercado regulado ► Preço da energia no mercado livre convencional ► Conclusões 17
  • 18. Metodologia para projeção de tarifas 18 Cenários dereembolsodo custo de combustível, comprase vendas na CCEE,Encargo do Serviço do Sistema,Encargode Reservae Alívio das Exposiçõesdos CCEARs Projeção dademandade energia pordistribuidora Simulaçãoda Contabilizaçãona CCEE Cenários degeração,CMO e PLD Portfólio de contratos (preço e volume) Renovaçãoda energia existente (preçoe volume) Encargos Setoriais+ Impostos + Componentes Financeiras+ RTE Evolução da tarifa de energia de cada Distribuidora Banco de Dados de Contratos BDCONT@PSR Energia nova a contratar (volume) Preço de energia nova (CME) BalançoContratual Simulaçãodo Sistema Hidrotérmico SDDP@PSR SCE@PSR
  • 19. Aspectos representados na projeção de tarifas 19 ► Desequilíbrios contratuais até 2012 valorados ao leilão de ajuste (limite VR) e diferenças ao PLD ► Quotização das energias de Angra I e Angra II a partir de 2013 (Lei 12.111/2010) ► Política de sobrecontratação para as distribuidoras de 1,5% ► Efeito da Resolução Normativa no 165/2005 para os geradores em atraso ► Descasamento Financeiro Eletronuclear – Furnas ► Encargo de Serviço do Sistema: custo associado ao despacho térmico fora da ordem de mérito, devido à CAR e aos Níveis Meta. ► Encargo de Energia de Reserva: pagamento aos geradores contratados pelo governo através de Leilões de Reserva ► Efeito da renovação das concessões nos preços de energia existente
  • 20. Imbroglio das Concessões x Mega Leilão 20 17,008 avg MW Mega leilão de 2004 16,379 MW médios Contratado com as distribuidoras 1,325 MW médios Pré contratados no mercado livre (8%) 8,852 MW médios Concessões vencendo (54%) 1,475 MW médios Angra I e Angra II (9%) 4,727 MW médios “Disponível” (29%) 3,147 MW médios Geradores federais (19%) 1,066 avg MW Geradores Estaduais (7%) 514 avg MW Geradores Privados (3%) Mega Leilão 2004 Montante Atual Breakdown Breakdown “Disponível”
  • 21. Avaliação simplificada (“preço regulatório”) ► Custos operacionais: considerado os custos registrados nos demonstrativos financeiros de 2009 e 2010; ► Custos de transmissão: custo médio registrado nos demonstrativos financeiros; ► Encargos setoriais: calculados conforme as regras regulatórias (P&D, TSFSEE, CFUHR etc.); ► Investimentos ainda não depreciados: considerado o valor contábil registrado no imobilizado líquido; ► Depreciação: linear por mais 20 anos sobre o imobilizado líquido; ► WACC: 6% ao ano; ► PIS/COFINS: 9,25%. 21
  • 22. Preços regulatórios das principais geradoras 22 66 63 89 61 59 FURNAS CHESF CESP CEEE CEMIG Preço Regulatório (R$/MWh) Chesf, Cesp e Furnas respondem por quase 90% da GF que expira em 2015
  • 23. Breakdown dos preços regulatórios 23 18 11 14 22 13 11 14 9 9 8 7 6 8 8 6 24 27 48 15 26 6 6 8 6 5 66 63 89 61 59 FURNAS CHESF CESP CEEE CEMIG O&M Transmissão Encargos Setoriais (RGR, TFSEE, CFURH e P&D) Serviço de Capital PIS/COFINS Os custos de O&M são superiores ao valor de referência (9,2 R$/MWh)
  • 24. 24 Projeção de Tarifas – Casos Analisados Cenários Racional Descrição Concessões a 60 R$/MWh Governo privilegia modicidade tarifária Energia de concessões em vencimento a partir de 2015 recontratadas por 60 R$/MWh (referência: Teles Pires); Energia remanescente (demais geradores existentes) recontratada a 90 R$/MWh; Preço médio da energia existente = 70 R$/MWh. En. Existente a 90 R$/MWh Governo privilegia capacidade de investimento das empresas Toda energia existente recontratada a 90 R$/MWh.
  • 25. Projeção da Tarifa de Energia – Média Brasil* 25 * média ponderada pelo mercado da TE das 15 maiores distribuidoras de energia do país, a saber: Ampla, Bandeirante, CEEE, Celesc, Celpe, Cemig, Coelba. Coelce, Copel, CPFL Paulista, CPFL Piratininga, Elektro, Eletropaulo, Light e RGE. 127 132 142 136 142 127 132 140 131 136 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 2011 2012 2013 2014 2015 R$/MWhdeMaiode2011 Caso Base Concessões a 60 R$/MWh Tarifade energiasemcomponentesfinanceiras,RTE,PIS/COFINSouICMS. Concessões a 90 R$/MWh
  • 28. Tarifa de Energia Média Brasil Caso Concessões a 60 R$/MWh 28 Efeito da Resolução 165/05. Queda da tarifa em 2014 devido ao atraso já superior à 12 meses Entrada em operação das térmicas atrasadas do A-5 de 2008 em julho de 2014, aumentando o custo de compra de energia das distribuidoras (repasse dos custos reais dos CCEARs)
  • 29. Tarifa de Energia Média Brasil Energia Existente a 90 R$/MWh 29
  • 30. Conclusões: tarifa de energia no ACR ► As principais componentes que introduzem incerteza nas tarifas de energia são:  Despacho termelétrico: O custo da contratação elevada de contratos por disponibilidade nos últimos Leilões de Energia Nova.  PLD: Distribuidoras que estão involuntariamente subcontratadas, e portanto foram autorizadas a repassar os custos da compra da energia para sua tarifa, compram energia ao Preço de Liquidação das Diferenças no mercado de curto prazo.  Encargo de Serviço do Sistema: custo associado ao despacho térmico fora da ordem de mérito, devido à CAR e aos Níveis Meta.  Encargo de Energia de Reserva: pagamento aos geradores contratados pelo governo através de Leilões de Reserva ► Incerteza nos valores das tarifas projetadas para o período 2013/2015:  Entrada das térmicas à óleo, efeito da resolução 165  Recontratação da energia existente (volume e preço) 30
  • 31. Temário ► Balanço estrutural de oferta e demanda ► Preço de energia no mercado de curto prazo ► Tarifa de energia no mercado regulado ► Preço da energia no mercado livre convencional ► Conclusões 31
  • 32. Fatores que influenciam os preços no mercado livre convencional ► Balanço entre oferta e demanda de energia no mercado livre: impacta no valor do lastro ► Perspectivas dos PLDs: afeta disposição a pagar dos consumidores ► Evolução das Tarifas de Energia das Distribuidoras: representa um custo de oportunidade para o consumidor: a única certeza que um consumidor tem hoje é a de poder retornar ao mercado regulado em cinco anos. Parte importante da precificação de contratos ► Porte do consumidor  Grande porte: autoprodução é opção, custo de oportunidade é o mínimo entre TE e autoprodução  Pequeno e médio porte: segmento mais suscetível às incertezas de preço ► Aversão ao risco do gerador: determinará a “disposição a contratar”, i.e., um gerador apenas 30% contratado tende a cobrar um prêmio menor por seus contratos em relação a um gerador mais contratado ► Indexação: afeta decisão do consumidor de contratar “agora” ou “no futuro” e prazo contratual 32
  • 33. Estimativa de preço para o ACL 33 ► Os preços de energia no mercado livre foram estimados através de um curva forward de preços que considera o custo de oportunidade (dado pela Tarifa de Energia) de um consumidor e sua máxima disposição a pagar por um contrato de energia no ACL  Foram simulados contratos de oito anos de duração para assinatura “hoje”;  Desconto sobre a TE de 10%;  Incidência de PIS/COFINS com alíquota de 5,5%;  Spreads sobre o PLD • 5 R$/MWh para PLDs até 50 R$/MWh; • 10 R$/MWh para PLDs acima de 50 R$/MWh e menores ou iguais a 140 R$/MWh; • 15 R$/MWh para PLDs acima de 140 R$/MWh.
  • 34. 103 111 116 119 117115 128 128 130 122 79 87 94 100 105 137 153 151 150 134 - 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 2011 2012 2013 2014 2015 R$/MWhdeMaiode2011 Média Mediana Percentil 25% Percentil 75% Estimativa de preço para o ACL – contratos de 8 anos no SE (Caso Concessões a 60 R$/MWh) 34 Observa-se que os preços médios de energia são superiores aos preços medianos em todos os anos. Isso significa que a média está capturando cenários de preços muito elevados porém pouco prováveis.
  • 35. 0% 5% 10% 15% 20% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 x<60 60≤x<70 70≤x<80 80≤x<90 90≤x<100 100≤x<110 110≤x<120 120≤x<130 130≤x<140 140≤x<150 150≤x<160 160≤x<170 170≤x<180 180≤x<190 190≤x<200 200≤x<210 210≤x<220 220≤x<230 230≤x<240 240≤x<250 x≥250 Probabilidade (%)Frequência Preço de Contrato (R$/MWh) Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2012 Estimativa de preço para o ACL no SE (Caso Concessões a 60 R$/MWh – Histograma de preços para 2012 e 2013) 35 Embora o preço para 2012 seja “em média” 128 R$/MWh, o histograma mostra que a faixa de preços mais prováveis está entre 70 e 80 R$/MWh. 0% 5% 10% 15% 20% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 x<60 60≤x<70 70≤x<80 80≤x<90 90≤x<100 100≤x<110 110≤x<120 120≤x<130 130≤x<140 140≤x<150 150≤x<160 160≤x<170 170≤x<180 180≤x<190 190≤x<200 200≤x<210 210≤x<220 220≤x<230 230≤x<240 240≤x<250 x≥250 Probabilidade (%)Frequência Preço de Contrato (R$/MWh) Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2013 Embora o preço para 2013 seja “em média” 128 R$/MWh, o histograma mostra que a faixa de preços mais prováveis está entre 80 e 90 R$/MWh.
  • 36. 0% 5% 10% 15% 20% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 x<60 60≤x<70 70≤x<80 80≤x<90 90≤x<100 100≤x<110 110≤x<120 120≤x<130 130≤x<140 140≤x<150 150≤x<160 160≤x<170 170≤x<180 180≤x<190 190≤x<200 200≤x<210 210≤x<220 220≤x<230 230≤x<240 240≤x<250 x≥250 Probabilidade (%)Frequência Preço de Contrato (R$/MWh) Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2014 Estimativa de preço para o ACL no SE (Caso Concessões a 60 R$/MWh – Histograma de preços para 2014) 36 Embora o preço para 2014 seja “em média” 130 R$/MWh, o histograma mostra que a faixa de preços mais prováveis está entre 90 e 100 R$/MWh.
  • 37. 107 115 121 124 123 118 132 133 136 129 82 91 98 105 112 140 157 156 156 140 - 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 2011 2012 2013 2014 2015 R$/MWhdeMaiode2011 Média Mediana Percentil 25% Percentil 75% Estimativa de preço para o ACL – contratos de 8 anos no SE ( Caso Concessões a 90 R$/MWh) 37 Observa-se que os preços médios de energia são superiores aos preços medianos em todos os anos. Isso significa que a média está capturando cenários de preços muito elevados porém pouco prováveis.
  • 38. 0% 5% 10% 15% 20% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 x<70 70≤x<80 80≤x<90 90≤x<100 100≤x<110 110≤x<120 120≤x<130 130≤x<140 140≤x<150 150≤x<160 160≤x<170 170≤x<180 180≤x<190 190≤x<200 200≤x<210 210≤x<220 220≤x<230 230≤x<240 240≤x<250 x≥250 Probabilidade (%)Frequência Preço de Contrato (R$/MWh) Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2012 Estimativa de preço para o ACL convencional no SE (Caso Concessões a 90 R$/MWh– Histograma para 2012 e 2013) 38 Embora o preço para 2012 seja “em média” 132 R$/MWh, o histograma mostra que a faixa de preços mais prováveis está entre 80 e 90 R$/MWh. 0% 5% 10% 15% 20% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 x<70 70≤x<80 80≤x<90 90≤x<100 100≤x<110 110≤x<120 120≤x<130 130≤x<140 140≤x<150 150≤x<160 160≤x<170 170≤x<180 180≤x<190 190≤x<200 200≤x<210 210≤x<220 220≤x<230 230≤x<240 240≤x<250 x≥250 Probabilidade (%)Frequência Preço de Contrato (R$/MWh) Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2013 Embora o preço para 2013 seja “em média” 133 R$/MWh, o histograma mostra que a faixa de preços mais prováveis está entre 90 e 100 R$/MWh.
  • 39. 0% 5% 10% 15% 20% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 x<70 70≤x<80 80≤x<90 90≤x<100 100≤x<110 110≤x<120 120≤x<130 130≤x<140 140≤x<150 150≤x<160 160≤x<170 170≤x<180 180≤x<190 190≤x<200 200≤x<210 210≤x<220 220≤x<230 230≤x<240 240≤x<250 x≥250 Probabilidade (%)Frequência Preço de Contrato (R$/MWh) Histograma - Preços de Contratos de 8 anos para 2014 Estimativa de preço para o ACL convencional no SE (Caso Concessões a 90 R$/MWh– Histograma para 2014) 39 Embora o preço para 2014 seja “em média” 136 R$/MWh, o histograma mostra que a faixa de preços mais prováveis está entre 100 e 110 R$/MWh.
  • 40. 40 Conclusão: preços no ACL convencional ► Os preços no ACL convencional são bastante influenciados pela oferta, demanda, tarifa de energia, perspectiva hidrológica e disposição a contratar do gerador ► Atualmente há bastante oferta neste mercado e os preços para os próximos anos devem estar próximos a 90 R$/MWh (dependendo da oferta e demanda) ► Outros fatores de influência:  A energia da AES Tietê estará disponível ao mercado em 2016  Geradores “fugindo” de preços reduzidos nos leilões A-1 a partir de 2012  A expansão do ACL pode ser acompanhada por uma descontratação da energia existente, o que manteria a sobra de energia no ACL e, consequentemente, não aumentaria os preços. ► A ampliação do ACL (atualmente em discussão) pode atenuar a tendência de queda de preços mas não acreditamos que possa reconduzir os preços para valores acima de 130R$/MWh
  • 41. Temário ► Balanço estrutural de oferta e demanda ► Preço de energia no mercado de curto prazo ► Tarifa de energia no mercado regulado ► Preço da energia no mercado livre convencional ► Conclusões 41
  • 42. Conclusões: oferta e demanda ► Atenção em 2013-2014  Atrasos + entrada das eólicas + transmissão e distribuição de SP  Depende do crescimento da demanda e da hidrologia  O atendimento à ponta passa a ser um tema a monitorar ► Na expansão, a energia hidrelétrica deverá continuar como “âncora”  Preocupações: licenciamento, tendência para usinas de baixa queda e a fio d’água, mudança climática e redução da disposição de “briga” por parte do governo devido às eólicas  PCHs devem enfrentar dificuldades crescentes  A biomassa e a eólica são opções “mainstream” e competidoras diretas  Preocupação: variabilidade na produção de energia  A geração termelétrica é um componente importante na expansão econômica do sistema de geração: despachabilidade passa a ser cada vez mais importante com a entrada de recursos não despacháveis no sistema 42
  • 43. Conclusões: preços de energia ► Preços no mercado livre convencional influenciados pela oferta, demanda, tarifa de energia, perspectiva hidrológica e disposição a contratar do gerador  Na visão da PSR, atualmente há bastante oferta neste mercado e os preços para os próximos anos deve estar na casa dos 90 R$/MWh.  A energia da AES Tietê estará disponível ao mercado em 2016 e geradores “fugindo” de preços reduzidos nos leilões A-1 a partir de 2012 ► Preocupação com o sinal econômico do preço de curto prazo (não reflete o acionamento das térmicas devido aos procedimentos de segurança) 43
  • 44. www.psr-inc.com psr@psr-inc.com +55 21 3906-2100 +55 21 3906-2121 Muito obrigado Este estudo foi elaborado dentro da melhor técnica, considerando as mais recentes informações disponíveis no mercado. No entanto, a evolução dinâmica dos diversos aspectos que afetam direta ou indiretamente o Setor Elétrico Brasileiro em geral, e o valor do PLD em particular, tais como parâmetros econômicos, demanda, projeções de demanda, premissas adotadas pelo ONS pela CCEE, cronogramas das usinas, critérios operativos, procedimentos de cálculo, Curva de Aversão ao Risco, despachos fora da ordem de mérito, restrições elétricas intempestivas e outros, podem afetar as projeções aqui apresentadas. frank@psr-inc.com rodrigo@psr-inc.com