CRISE DE ENERGIA E PERSPECTIVAS PARA O FUTURO 2 9 D E A B R I L D E

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1 CRISE DE ENERGIA E PERSPECTIVAS PARA O FUTURO 2 9 D E A B R I L D E

2 PERSPECTIVAS DE RESTRIÇÃO NO ABASTECIMENTO DE ENERGIA ITEMIZAÇÃO APRESENTAÇÃO OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

3 PERSPECTIVAS DE RESTRIÇÃO NO ABASTECIMENTO DE ENERGIA ITEMIZAÇÃO APRESENTAÇÃO OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

4 APRESENTAÇÃO DO GRUPO A América ESCO S/A pertence a um grupo econômico com atuação em diversos segmentos como geração e distribuição de energia, construção civil, incorporação, shopping centers, mineração, siderurgia e construção pesada, representando um faturamento anual total do grupo superior a R$ 4,0 bilhões.

5 PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS - Gestão de Energia Em 2011 o grupo adquiriu a Interlight Esco S/A, empresa de consultoria na área de energia desde 2001, que passou a ser denominada América Esco S/A. Pioneira em consultoria em energia elétrica Pioneira na estruturação de projetos de geração de energia Mais de 50 clientes consumidores em diversos segmentos Mais de 80 pontos gerenciados 90% dos consumidores são incentivados Gestão de energia para consumidores Representação na CCEE e gestão junto a distribuidoras e concessionárias de energia Consultoria estratégica para redução de custos com aquisição de energia elétrica Gestão de Contratos e Riscos Projeção e análise de cenários econômicos e energéticos Representação comercial e gestão CCEE de geradores Realização de leilões de compra e venda de energia Acompanhamento e analise de impactos regulatórios

6 GERAÇÃO DO GRUPO - Alguns Ativos de Geração Mais de 80 MW de geração hidráulica. São 11 PCHs e 12 CGHs em operação e 2 PCHs e 3 CGHs em construção. Capacidade será dobrada em 8 anos.

7 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA - Comercialização de Energia 5ª maior comercializadora independente do País em energia incentivada MW médios Incentivada Convencional 110 MW médios MW médios a cada mês

8 PERSPECTIVAS DE RESTRIÇÃO NO ABASTECIMENTO DE ENERGIA ITEMIZAÇÃO APRESENTAÇÃO OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

9 CONDIÇÕES ESTRUTURAIS O SUPRIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA É MUITO DEPENDENTE DE CHUVAS Países com boa hidrografia para geração de energia utilizam fortemente a geração hidráulica No Brasil, cerca de 74% da geração total de energia elétrica vem de fontes hidráulicas. Esta dependência continuará por muito tempo (será cerca de 71% daqui a 5 anos e 68% daqui a 10 anos) Do total de geração hidráulica, 70% depende da região Sudeste/Centro- Oeste, o que faz com que os rios desta região atendam a cerca de 50% de toda a energia elétrica fornecida. Daí a importância dos reservatórios do SE/CO O conjunto de todos os reservatórios do País vem perdendo proporcionalmente capacidade de regularização, devido a restrições ambientais. Esta perda relativa continuará, fazendo com que a caixa d água fique proporcionalmente menor

10 CONDIÇÕES ESTRUTURAIS TENDÊNCIA É DE USINAS COM POUCO OU NENHUM ARMAZENAMENTO Perda da capacidade de regularização Mais dependente de afluência em cada período Ainda mais térmicas para energia e ponta

11 OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL A MEDIDA E A LEI A MP 579, posteriormente Lei , estabeleceu os critérios para a renovação de concessões de geração, transmissão e distribuição que venciam a partir de Para as concessões de Geração, estabeleceu: Possibilidade de antecipação da renovação para janeiro de 2013 (ou devolução no prazo já estabelecido). Caso antecipado, a tarifa de venda de energia média passa a ser de R$ 32,90/MWh, cobrindo apenas o O&M das usinas. Energia passa para o mercado Cativo na forma de cotas de garantia física e de potência para as distribuidoras. Distribuidoras assumem riscos hidrológicos (exposição no MCP) considerando o MRE, com direito de repasse destes riscos à tarifa do consumidor final. Lastro contratual das cotas corresponde a 95% da garantia física das usinas cotistas

12 OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL A ADESÃO E OUTROS DÉFICITS Após o anúncio da MP 579, algumas geradoras (principalmente CESP, CEMIG e COPEL) não aderiram à renovação antecipada das concessões de geração, resultando em mais de MW médios a menos no total previsto pelo governo. Ainda em 2012 terminou o prazo dos contratos de leilões antigos correspondentes a cerca de MW médios. O Governo não realizou o A-1 de 2012 para ajustar o déficit resultante, visto acreditar que haveria 100% de adesão à renovação antecipada. As distribuidoras de energia tem sua energia contratada pelo Governo Federal em leilões centralizados e o custo com energia é repassado diretamente a consumidores. Assim, as distribuidoras não tem responsabilidade se ficarem descontratadas pela não realização de leilões (exposição involuntária).

13 OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL HOUVE UM DESARRANJO NO SETOR ELÉTRICO Como nem todos aderiram à 579, e o governo não promoveu leilão de compra, as distribuidoras ficaram expostas involuntariamente em cerca de MW médios em 2013 e tiveram que adquirir energia no curto prazo a custos elevados. O desconto prometido ficou comprometido. Para tentar manter o desconto tarifário, o governo alocou recursos da CDE (Decreto 7.891) foi um ano de hidrologia desfavorável o que elevou custos, e mesmo assim o sinal econômico dado foi de incentivo ao consumo, o que agravou muito a situação. O custo adicional deveria ser repassado em aumento extraordinário aos consumidores de imediato ou as distribuidoras quebrariam por deficiência de caixa. Para que isto não ocorresse (ou repasse e consequente fim da redução prometida ou quebra de distribuidoras) o Governo articulou empréstimos de modo às distribuidoras poderem diluir este aumento em alguns anos.

14 OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL HOUVE UM DESARRANJO NO SETOR ELÉTRICO Quando o Governo acordou para o tamanho do problema promoveu leilões (leilão extraordinário em abril de 2013 que não teve sucesso, leilão de dezembro de 2013 com contratação de menos da metade da exposição e leilão de abril de 2014 que reduziu a exposição ao custo de R$ 270 / MWh por 5 anos). O problema se agravou em 2014 e ainda persistia para 2015, quando o leilão de janeiro conseguiu contratar MW médios por 6 meses ao preço de R$ 387 / MWh. A 579 e todas as medidas subsequentes (CNPE 03 etc.), com a consequente implantação do sistema de cotas, destinação de cotas apenas para o ACR, aumento, alocação e divisão de encargos de forma inadequada, indenizações com critérios questionáveis etc., resultou em um desarranjo em cascata, aumentando a incerteza do mercado, afetando drasticamente a confiança dos agentes e tumultuando o setor, com o aumento da judicialização, desestímulo ao investimento e potencialização dos problemas.

15 OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL OS BLOCOS DE ENERGIA TÉRMICA UTILIZADOS SÃO MAIS CAROS

16 OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL A GERAÇÃO SOFRE COM AJUSTES E ATRASOS Com períodos hidrológicos ruins a crise se agrava e o ONS despacha térmicas poupando água. Os geradores passam a ter prejuízos por causa do ajuste de geração disponível e por perdas por GSF. Os prejuízos são bilionários (estimados R$ 16 bilhões em 2014). Ocorrem atrasos frequentes na entrada de nova geração (mais de 75% de todas as obras de geração leiloadas entre 2005 e 2009 estão atrasadas, com atraso médio de 8 meses). Na transmissão há atraso de 83% nos projetos, com atraso médio de 14 meses. Só entre janeiro e julho de 2014 seriam entregues MW e foram entregues MW.

17 RESUMO DO PANORAMA ATUAL A CONTA É PESADA Não inclui R$ 18,9 bilhões aportados pelo Tesouro Nacional a fundo perdido em 2013 e 2014 que não irão para tarifas. Lembrar ainda que haverá pagamento de indenizações de cerca de R$ 15 bilhões e lembrar que o prejuízo pelo GSF para os geradores será de cerca de R$ 16 bilhões. O valor total passa dos R$ 100 bilhões.

18 OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL ALGUNS NÚMEROS Ebitda Total do setor de distribuição em 2012: R$ 9,3 bilhões Superávit primário do Governo previsto para 2014: R$ 98 bilhões (foi negativo) Superávit primário do Governo previsto para 2015: R$ 66 bilhões MAIS ALGUNS NÚMEROS Indenização de ativos de transmissão (de antes de 2000) estimadas em até R$ 30 bilhões Indenização das concessões em 2015, estimadas de R$ 2 a 9 bilhões (VNR x Contábil) Custos adicionais de térmicas em 2015 estimadas de R$ 10 a 15 bilhões O que é 1 bilhão? 1 segundo é pouco... 1 bilhão de segundos são mais de 31 anos...

19 PERSPECTIVAS DE RESTRIÇÃO NO ABASTECIMENTO DE ENERGIA ITEMIZAÇÃO APRESENTAÇÃO OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

20 RESERVATÓRIOS

21 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

22 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

23 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

24 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

25 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

26 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

27 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

28 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

29 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

30 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

31 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

32 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

33 GERAÇÃO HIDRÁULICA X GERAÇÃO TÉRMICA

34 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

35 CARGA

36 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

37 SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

38 PONDERAÇÕES SOBRE EQUILIBRIO OFERTA X DEMANDA

39 AJUSTES NO CURTO PRAZO PERSPECTIVAS SÃO CRÍTICAS PARA O ATENDIMENTO DA CARGA ORIGINALMENTE PREVISTA CASO HAJA A COMBINAÇÃO DE MAIOR PROBABILIDADE ENTRE CHUVA EFETIVA (ENA) E CARGA PREVISTA, DEVERÁ SER PROMOVIDO O EQUILÍBRIO DE GERAÇÃO X CARGA A ÚNICA POSSIBILIDADE DE EQUILÍBRIO NO CURTO PRAZO É ATRAVÉS DO AJUSTE DA CARGA, SEJA POR REDUÇÃO NATURAL, POR INDUÇÃO, POR RESTRIÇÃO OU POR RACIONAMENTO. SÃO 2 AS QUESTÕES PRINCIPAIS: QUANTO É PRECISO AJUSTAR NA CARGA? POR QUAL FORMA OU COMBINAÇÃO DE FORMAS?

40 TARIFAS E PREÇOS: O MAIOR INCENTIVO / DESINCENTIVO

41 CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO X PLD

42 MERCADO CATIVO: A ESTRUTURA TARIFÁRIA COMPOSIÇÃO BÁSICA DA RECEITA COM DISTRIBUIÇÃO PARCELA A PARCELA B RECEITA TARIFÁRIA COMPRA DE ENERGIA CUSTOS OPERACIONAIS TRANSMISSÃO COTA DE DEPRECIAÇÃO ENCARGOS SETORIAIS REMUNERAÇÃO DO INVESTIMENTO NÃO GERENCIÁVEIS GERENCIÁVEIS

43 MERCADO CATIVO: A ESTRUTURA TARIFÁRIA ENERGIA CONTRATADA 105 % 100 % Margem de 5% (era 3% antes da Lei e Decreto 7.945) LEILÕES DE ENERGIA EXISTENTE LEILÕES DE AJUSTE Acima: sem repasse. Liquidação na CCEE Abaixo: compra no curto prazo para entrega e penalidade (exceto exposições involuntárias) MERCADO PROJETADO LEILÕES DE ENERGIA NOVA CONTRATOS BILATERAIS (ANTIGOS) COTAS (579) PROINFA ITAIPU

44 MERCADO CATIVO: A ESTRUTURA TARIFÁRIA ENERGIA CONTRATADA 105 % 100 % Margem de 5% (era 3% antes da Lei e Decreto 7.945) LEILÕES DE ENERGIA EXISTENTE LEILÕES DE AJUSTE Acima: sem repasse. Liquidação na CCEE Abaixo: compra no curto prazo para entrega e penalidade (exceto exposições involuntárias) MERCADO PROJETADO LEILÕES DE ENERGIA NOVA CONTRATOS BILATERAIS (ANTIGOS) COTAS (579) PROINFA ITAIPU

45 MERCADO CATIVO: A ESTRUTURA TARIFÁRIA ENERGIA CONTRATADA 105 % 100 % Margem de 5% (era 3% antes da Lei e Decreto 7.945) LEILÕES DE ENERGIA EXISTENTE LEILÕES DE AJUSTE Acima: sem repasse. Liquidação na CCEE Abaixo: compra no curto prazo para entrega e penalidade (exceto exposições involuntárias) MERCADO PROJETADO LEILÕES DE ENERGIA NOVA CONTRATOS BILATERAIS (ANTIGOS) COTAS (579) PROINFA ITAIPU Distribuidoras cada vez mais expostas ao PLD

46 MERCADO CATIVO: A ESTRUTURA TARIFÁRIA Evolução das Tarifas Cativas

47 MERCADO CATIVO: A ESTRUTURA TARIFÁRIA Evolução das Tarifas Cativas 76% de aumento

48 TARIFAS CATIVO EVOLUÇÃO E PERSPECTIVAS

49 MERCADO CATIVO: A ESTRUTURA TARIFÁRIA MECANISMO ADICIONAL DE REVISÃO DE TARIFAS Bandeiras Tarifárias Visa adequar tarifas imediatamente (mensalmente) caso o custo de energia se eleve Sinaliza para os consumidores elevação do custo de energia Recompõe o equilíbrio econômico-financeiro para as distribuidoras em intervalos mais curtos BANDEIRA INTERVALO DO CMO+ESS_SE (R$/MWh) ALTERADO ORIGINAL FINAL 2013 AUMENTO NA TE (R$/MWh) ALTERADO ORIGINAL JAN 2015 VERDE < 100 < AMARELA 100 < < VERMELHA ADIADA DE 2013 PARA 2015

50 SINAL DE PREÇOS NO MERCADO LIVRE EVOLUÇÃO DE CURVA DE PREÇOS NO MERCADO LIVRE I50 SE/CO Alteração do teto do PLD

51 PERSPECTIVAS DE RESTRIÇÃO NO ABASTECIMENTO DE ENERGIA ITEMIZAÇÃO APRESENTAÇÃO OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

52 POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS DIFERENÇAS IMPORTANTES RISCO DE DÉFICIT X RISCO DE RACIONAMENTO X RISCO DE APAGÃO Risco de déficit é o risco de não se poder atender a determinada carga em determinado período, usualmente 1 mês. É calculado em simulações e dá a idéia probabilística de haver um possível não atendimento pontual Risco de racionamento é o risco de se ter um racionamento decretado. Racionamento não se faz por um período de 1 mês. Há um dano basal no seu decreto que implica em não fazer sentido durar 1 ou 2 meses. Se prevê uma duração tipicamente entre 3 e 8 meses. Risco de apagão é o risco de em determinado período do dia não se poder atender toda a carga e haver um desligamento, programado ou não, por determinadas horas.

53 POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS DIFERENÇAS IMPORTANTES RACIONAMENTO X RACIONALIZAÇÃO RACIONAMENTO possui regras claras e suporte legal para ações dos órgãos competentes. Representa intervenção direta. RACIONALIZAÇÃO implica em campanhas de redução, economia e eficiência. A redução não é compulsória.

54 POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS RACIONALIZAÇÃO Já está em curso Campanha publicitária via distribuidoras. Medida compulsória e com terminologia controlada Meta de redução de 5% do consumo Para órgãos federais há a medida de monitoramento compulsório do consumo O leque de medidas poderá ser gradativamente ampliado conforme eficácia das medidas já tomadas, comportamento da ENA e da carga.

55 POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS RACIONAMENTO Caso haja uma combinação dos fatos: Medidas de racionalização não produzam resultados em março e abril Carga siga a trajetória prevista no PEN para 2015 Afluência efetiva (ENA) seja baixa implicando em níveis de reservatório abaixo do NSPU extendido (nível de segurança do período úmido rebaixado pelo ONS) em 30 de abril Não haverá alternativa a não ser decretar um racionamento. A expectativa é de que o governo evitará ao extremo um racionamento Dano político é enorme Estimativa é de que 10% de racionamento retraia o PIB em 1% É quase certo já termos 2 anos de recessão seguidos (2014 e 2015), após mais de 70 anos. Anterior (e único na história brasileira) foi em 1930 e 1931 (-2,1%, e -3,3%). O racionamento afundaria ainda mais o País na recessão e extenderia em muitos anos a recuperação.

56 POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS RACIONAMENTO As condições são muito diferentes das de 2001: Potência Térmicas 17% x Hidro 83% Térmicas 30% x Hidro 67% Geração Térmicas 10% x Hidro 90% Térmicas 20% x Hidro 78% Mercado Total 37,8 GW Mercado Total 61,5 GW 16 agentes de geração 698 agentes de geração 5 consumidores no mercado livre consumidores no mercado livre Reservatórios relevantes em 40% Reservatórios relevantes em 16,8% Complexidade maior, riscos maiores de contestações, maior turbulência em um ambiente econômico e político turbulento. Racionamento será a última opção. Hoje é até mais improvável que ocorra. O problema é que se a realidade impuser o racionamento, quanto mais tarde mais severo deverá ser.

57 POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS RACIONAMENTO Será que conseguiremos ultrapassar a montanha? (conseguiremos chegar em novembro com um nível mínimo de reservatórios?)

58 POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS RACIONAMENTO E se passarmos, o que terá depois desta montanha? (como será o período úmido 2015/2016?)

59 PERSPECTIVAS DE RESTRIÇÃO NO ABASTECIMENTO DE ENERGIA ITEMIZAÇÃO APRESENTAÇÃO OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

60 PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES Redução de consumo forçado O impacto do racionamento vai depender muito da forma adotada Como visto em 2001 pode haver diferenças regionais, por atividade econômica, e outras aspectos diferenciados A redução é no consumo e portanto não diretamente em contratos Para o consumidor cativo não há saída jurídica Para o consumidor livre há a possibilidade de judicialização caso contrato não preveja seguir regras de racionamento. Possibilidade de mitigação através de instalação de geração própria. Custo total variando entre 680 e R$/MWh dependendo de aquisição x locação x uso Soluções são caras e de carater temporário Soluções com custo menor possuem prazos extensos e não se aplicariam apenas para um racionamento

61 PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES Alternativas de gerenciamento de custos Medidas de Eficiência energética: acompanhamento e otimização da demanda contratada, fator de potência, entre outras medidas; Mercado livre: buscar a redução de custos a partir da contratação de energia através do gerenciamento adequado das necessidades da unidade consumidora.

62 PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES Alternativas de gerenciamento de custos ACR Ambiente Cativo Vs Ambiente Livre ACL Fornecedor de Energia Distribuidora Distribuidora Tarifa de Energia, Encargos e Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, pagos à distribuidora; Tarifa de Energia, paga diretamente ao fornecedor, Encargos e Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, pagos à distribuidora;

63 PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES E SE NADA ADIANTAR

64 Alex Franz Escritório São Paulo Rua Olimpíadas 200, 5º andar São Paulo SP +55 (11)

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