Tendências mercado e preço de energia elétrica no horizonte de 2015 a 2025

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


Curto e médio prazo

Longo prazo




► 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

5

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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

GW

mé

dio

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

Temário


Curto e médio prazo

Longo prazo




► Conclusões

7

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90

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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

GW

mé

dio

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





► Conclusões

9

Metodologia para projeção de PLD

Simulação

ComercialPLD

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

PMOBase de

Dados

Newave

Conversor de

Dados Projeção de

CVU

10

1. CAR: impacto do atraso das UTEs

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Base

Atraso

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Jan

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Base

Atraso

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Jan

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2

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Jul-

13

Sep

-13

No

v-1

3

% E

arM

ax

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





► Conclusões

17

Metodologia para projeção de tarifas

18

Cenários de reembolso do custo de combustível,

compras e vendas na CCEE, Encargo do Serviço do Sistema, Encargo de Reserva e Alívio das

Exposições dos CCEARs

Projeção da demanda de

energia por distribuidora

Simulação da

Contabilização na CCEE

Cenários de geração, CMO

e PLD

Portfólio de contratos

(preço e volume)

Renovação da energia

existente (preço e 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)

Balanço Contratual Simulação do 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

23

18 11 14

22 13

11

14 9

9

8

7 6 8

8

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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

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

142

136

142

127

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2011 2012 2013 2014 2015

R$/

MW

h de

Mai

o de

201

1

Caso BaseConcessões a 60 R$/MWh

Tarifa de energia sem componentes financeiras, RTE, PIS/COFINS ou ICMS.

Concessões a 90 R$/MWh

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2012

Histograma da TE Média Brasil Caso Concessões a 60 R$/MWh

26

Tarifa de energia sem RTE, componentes financeiras, PIS/COFINS ou ICMS

Valores mais “prováveis” Valores mais “prováveis”

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Pro

ba

bil

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de

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5%

10%

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ba

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ên

cia

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

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)

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





► 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

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11

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%

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x <

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x ≥2

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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.

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x ≥2

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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.

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60

60

≤ x

< 7

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≤ x

< 8

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≤ x

< 9

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≤ x

< 1

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Estimativa de preço para o ACL no SE (Caso Concessões a 60 R$/MWh – Histograma de preços para 2014)

36


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

129

82

91

98

105 112

140

157 156 156

140

-

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40

60

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100

120

140

160

180

200

2011 2012 2013 2014 2015

R$

/MW

h d

e M

aio

de

20

11

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%

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x ≥2

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Estimativa de preço para o ACL convencional no SE (Caso Concessões a 90 R$/MWh– Histograma para 2012 e 2013)

38


média” 132 R$/MWh, o histograma

mostra que a faixa de preços mais

prováveis está entre 80 e 90 R$/MWh.

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x <

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x ≥2

50





média” 133 R$/MWh, o histograma

mostra que a faixa de preços mais

prováveis está entre 90 e 100 R$/MWh.

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x ≥2

50




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





► 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

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[email protected]

+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.

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mailto:[email protected]






Documents

Tendências mercado e preço de energia elétrica no horizonte de 2015 a 2025