Mercado Livre para energia Eólica Novas experiências, aprendizado e crescimento. Excelência para otimizar seus resultados.

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1 Mercado Livre para energia Eólica Novas experiências, aprendizado e crescimento Excelência para otimizar seus resultados.

2 2 Venda de Energia Mercado Regulado Mercado Livre Contratação de longo prazo a preços baixos Preparação para Leilão Incerteza de demanda Acesso a financiamento conhecido Crédito desconhecido Preços mais altos com período de contratação menor Equipe comercial ou comercializadora Single Buyer ou Portfólio de contratos Modelo de financiamento existente e em evolução Crédito conhecido (comprador e Vendedor)

3 4 Gerenciamento de Riscos Evolução dos Leilões Regulados para usinas Eólicas Leilão ACR até 27º LEN (04/2018) Leilão ACR a partir 28º LEN (08/2018) CCEAR por Disponibilidade Apuração da obrigação de entrega: Anual e Quadrienal Dentro do quadriênio pode-se formar saldo de geração para utilização no ano seguinte. As diferenças mensais entre contrato e geração são assumidas pelos compradores. Existem ressarcimentos previstos, caso os vendedores não atendam aos compromissos contratuais anuais e quadrienais. Sazonalização e Modulação: conforme curva carga do comprador. Preço de Lance: R$/ano (Receita Fixa) - Projetos selecionados pelo ICB (considera expectativa de MCP). CCEAR por Quantidade Apuração da obrigação de entrega: Mensal As diferenças mensais entre contrato e geração são assumidas pelos geradores. Risco quantidade/preço mitigados: pela Sazonalização: seguindo perfil da geração com revisões anuais pelo gerador +/- 20% da original. pela Modulação: seguindo o perfil da geração. risco de variação, mensal e horária, do PLD do comprador (igual à Disponibilidade). Preço de Lance: R$/MWh (Preço Unitário) Projetos selecionados pelo menor preço, definido pelo vendedor.

4 R$/MWh 5 Gerenciamento de Riscos Evolução dos Leilões Regulados para usinas Eólicas 300 Preço Médio de Venda EOL - ACR Preço de Venda na data do Leilão Preço de Venda ao IPCA_Dez_2018 Fonte: CCEE, maio/2019.

5 6 Gestão de Riscos

6 7 Matriz Elétrica Brasileira Fonte: EPE PDE2027

7 8 Gerenciamento de Riscos Atualmente qualquer gerador necessariamente deve gerir riscos. Modelo atual talvez não esteja pronto uma penetração tão grande de energia renovável intermitente na matriz de geração. Modelo no restante do mundo demonstra tendência e eventuais caminhos. Reconhecimento dos atributos de cada tipo de geração é iminente. Parques híbridos: Baterias Solar + eólicos

8 R$/MWh Gerenciamento de Riscos 300 Preço Venda - Energia Eólica Preço Venda - ACL I5 Preço Venda - ACR 28º LEN *Antes de 2024 toda geração pode ser vendida no ACL. **Ambos contratos reajustados por IPCA considerando mesma data base. 9

9 MWh R$/MWh 10 Gerenciamento de Riscos Risco de Modulação: Geração Real x Venda Flat R$ 18,21/MWh Geração (MWh) Diferença (R$/MWh) Ganho médio ~R$ 2,6/MWh

10 MWh 11 Gerenciamento de Riscos Risco de Sazonalização: Geração Real x Venda Flat Geração (MWh) NE/NE 2017: R$ 927 mil 2018: R$ mil Venda Flat (MWh) NE/SE 2017: R$ mil 2018: - R$ 728 mil

11 12 Gerenciamento de Riscos Estudo de Caso Real de Gestão Ativa dos Riscos Complexo Eólico: 100 MW Garantia Física Submercado: NE Venda 95% GF em LEN Preço Médio Venda Leilão: ~R$ 165/MWh Estratégias adotadas para mitigação de risco e maximização de retorno: Descontratação de Energia em MCSD (21 meses) Venda da Energia Descontratada no ACL: 65% energia vendida em contrato de incentivada de 21 meses Preço Venda: ~R$ 250/MWh 35% energia para estratégia de Sazonalização combinada com Swap de Fonte.

12 13 Gerenciamento de Riscos Estudo de Caso Real Complexo Eólico: 100 MW Garantia Física Submercado: NE Venda 95% GF em LEN Preço Médio Venda Leilão: ~R$ 165/MWh Estratégias adotadas para mitigação de risco e maximização de retorno: 25% de incremento sobre receita esperada no período ~R$ 115 MM de ganho adicional no horizonte de 21 meses Riscos bem gerenciados se traduzem em maiores retornos!

13 14 Gerenciamento de Riscos RISCO DE MODULAÇÃO RISCO DE SUBMERCADO $ RISCO DE SAZONALIZAÇÃO RISCO REGULATÓRIO RISCO DE CONEXÃO RISCO DE ATRASO

14 15 Financiabilidade ACL

15 16 Financiamento no ACL Participação Máxima Prazo de Amortização Condições de Financiamento (ACR) Até 80% do valor do projeto, limitada ao valor dos itens financiáveis Em função da capacidade do pagamento, limitado a 24 anos Taxa de Juros Preço Base Apoio Direto Apoio Indireto TLP* + 1,3% a.a. + Taxa de risco de crédito TLP* + 1,45% a.a. + Taxa do agente financeiro 90 R$ / MWh * TLP em Maio19 é de 6,49%a.a. Participação Condições de Financiamento (ACL) de 60 a 80% do valor do projeto Prazo de Amortização de 7 a 10 anos Taxa de Juros Preço Base Inflação + spread de crédito (~10 a 14% a.a.) 130 R$ / MWh

16 17 Financiamento no ACL Vantagens do ACL sobre o ACR: I. Preço de venda para o gerador ~40% acima do preço praticado nos últimos leilões de ACR. II. III. IV. Liberdade temporal para iniciar o projeto, isentando a dependência de leilões futuros. Ganho de agilidade, pois mesma contraparte que provém o funding poderá ser a offtaker da energia ( One stop shop ). Garantias mais flexíveis. V. Incremento da TIR ao longo do projeto. Com o gerenciamento do portfólio de energia que poderá ficar livre após o prazo final da dívida a geradora poderá agregar valor aproveitando momento de preço favorável. VI. VII. Maior flexibilidade na utilização dos recursos como por exemplo financiar itens importados. Desembolso em parcela única, não necessitando a comprovação de notas previamente ao desembolso.

17 18 Preço horário

18 19 Preços Horários Desde de 2018, o ONS e a CCEE em fase com o cronograma da CPAMP - Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico, vem trabalhando para a implementação do PLD em base horária para Janeiro de Durante esse período de transição, ambas as instituições vem trabalhando com o processo chamado "Operação Sombra visando a calibração do modelo.

19 Comportamento de um Parque Eólico PARQUE EÓLICO 23/03/ /03/ /03/ /03/ MW 141 MW 127 MW 138 MW Valor Médio: 81 MWmed Valor Médio: 83 MWmed Valor Médio: 48 MWmed Valor Médio: 44 MWmed

20 (R$/MWH) PLD MÁXIMO = R$ 513,89/MWh PLD NORDESTE - PREÇO HORÁRIO PLD MÍNIMO = R$ 42,35/MWh Fonte: Site da CCEE

21 22 Comportamento de um Parque Eólico 2019 X PLD Horário Geração Modulada x Venda Flat [R$] R$40.000,00 R$32.716,54 R$20.000,00 R$- R$(20.000,00) PLD Semanal PLD Horário (s/rede) R$(40.000,00) R$(60.000,00) R$(80.000,00) R$( ,00) R$(90.404,42) Valores simulados para parque eólico típico - PLD março/2019. Fonte: PLD sombra CCEE, março/2019.

22 23 Pontos de Atenção! A volatilidade vista na previsão do Parque Eólico, expõe o Gerador Eólico a uma maior exposição ao PLD. Quais são os impactos contratuais em Agentes Setoriais com a implantação do preço horário? Com a entrada do Preço horário, é esperada uma redução da Geração Térmica fora da ordem de mérito no Nordeste? (o parque térmico amortece parte dessa variabilidade de geração eólica no Nordeste). O Preço horário é uma realidade, há tempo necessário para os Agentes setoriais se adaptarem? É possível haver uma Judicialização decorrente do preço horário? A expansão da transmissão pode mitigar a volatilidade observada ou amortecer a intermitência das eólicas?

23 24 Pontos para discussão Tendência de migração para o ACL? Como a indústria de geração interruptível pode se adaptar ao futuro que está se desenhando? A indústria está pronta para assumir riscos? Qual o papel dos Comercializadores? Bancos serão mais agressivos no Financiamento para o ACL?

24 Excelência para otimizar seus resultados. Obrigado!!!

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