Clique para adicionar um título. Setor Elétrico Brasileiro: Cenário atual e perspectivas

Transcrição

1 Clique para adicionar um título Setor Elétrico Brasileiro: Cenário atual e perspectivas

2 Clique Agendapara adicionar um título O Atual Modelo de Comercialização A MP 579 e a Lei O Risco de suprimento As medidas regulatórias anunciadas em 2014 Considerações finais

3 Clique para adicionar um título O Atual Modelo de Comercialização

4 Clique O atual para modelo adicionar de comercialização um título de energia elétrica no Brasil Pilares do modelo: Expansão da oferta - atrair investimentos para garantir a remuneração dos investidores a taxas adequadas e afastar a possibilidade de racionamento. Universalização garantir o acesso, a toda a população brasileira, aos serviços de energia elétrica. Modicidade Tarifária assegurar a cobrança da menor tarifa possível ao consumidor. Sustentabilidade Ambiental assegurar que os projetos de energia elétrica estão sendo desenvolvidos respeitando o meio ambiente. INVESTIDORES Atração de Investimentos CONSUMIDORES Modicidade Tarifária MEIO AMBIENTE Sustentabilidade SOCIEDADE Universalização GOVERNO Impostos Em resumo: Encontrar um ponto de equilíbrio, que acomode as necessidades de todos os agentes envolvidos: consumidores, governo e investidores.

5 Leilões de Ajuste Clique Dois ambientes para adicionar de contratação um título de energia: ACR e ACL Ambiente de Contratação Regulada (ACR) Ambiente de Contratação Livre (ACL) Gerador Existente Novo Gerador Geradores Geradores Leilões de Energia Existente ANEEL / CCEE Leilões de Energia Nova Mercado Livre CCEARs Distribuidora MCSD CCEARs Distribuidora Comercializadora Tarifas Leilões de Ajuste Clientes Cativos Clientes Livres e Especiais

6 Clique Os Clientes para adicionar Livres e os um Clientes título Especiais Quem são? De quem compram? Como funciona? Clientes Livres pagam a TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) cheia à Consumidores Livres e elegíveis (Potencialmente Livres) > 3 MW e conectados acima de 69 kv (antes de 1995) > 3 MW (após 1995) Geradores Autoprodutores Comercializadores Distribuidora. Em caso de migração, a Distribuidora pode devolver contratos de energia existente. Em caso de retorno ao ACR, o aviso deve ser feito à distribuidora com 5 anos de antecedência. Quem são? De quemcompram? Como funciona? No ACL, apenas podem Desconto de pelo menos 50% na TUSD. consumir de Fontes Em caso de migração, a Distribuidora não Consumidores > 500 kw Alternativas: pode devolver contratos de energia existente. Especiais e (individualmente ou PCHs Em caso de retorno ao ACR, o aviso deve ser Elegíveis reunidos em grupos) Biomassa feito à distribuidora com 5 anos de Eólica antecedência (antes da MPV 579/2012: 180 Solar dias).

7 Clique A evolução para adicionar do ACL um título OK Fonte: CCEE jun/12 a dez/12 = 39 clientes/mês jun/12 a mar/13 = 38 clientes/mês jan/13 a fev/14 = 15 clientes/mês abr/13 a fev/14 = 8 clientes/mês

8 Clique O Ambiente para adicionar de Contratação um título Regulado (ACR) Cobertura Contratual das Distribuidoras Energia Contratada / Energia Consumida Limites 100% 103% para não serem penalizadas pela ANEEL para garantirem o pleno repasse para as tarifas 105% Após a Lei Alternativas de Contratação de Energia pelas Distribuidoras Contratação da Expansão - Energia Nova Contratação de Ajuste - Energia Existente Leilão A-5 Leilão de Usinas de Caráter Estratégico e de Interesse Público Sem limites Leilão A-3 2% da Carga Leilão A-1 1% da Carga (até 09) Reposição (após 09) MCSD 4% Leilão de Ajuste 1% da Carga MCSD mensal Leilão de Fontes Incentivadas Sem limites

9 Clique para adicionar um título A MP 579 e a Lei

10 Clique MP 579 para / Lei adicionar um título A MP 579, convertida na Lei , visou estabelecer as condições e critérios para a renovação de concessões de geração, transmissão e distribuição, que venciam a partir de Para as concessões de Geração, a MP 579 estabeleceu: Antecipação da renovação para janeiro de Tarifa de venda de energia média R$ 32,90/MWh, visando cobrir basicamente o O&M das usinas. Alocação da energia na forma de cotas de garantia física e de potência às distribuidoras do SIN. Distribuidoras do SIN assumem riscos hidrológicos (exposição no MCP Mercado de Curto Prazo) das geradoras cotistas, considerando o Mecanismo de Realocação de Energia MRE, com direito de repasse destes riscos à tarifa do consumidor final. Cessão compulsória de CCEARs (Energia Existente e Energia Nova), para manter o nível de cobertura contratual das distribuidora anterior à alocação das cotas. Lastro contratual das cotas corresponde a 95% da garantia física das usinas cotistas.

11 Clique MP 579 para / Lei adicionar um título A MP 579, convertida na Lei , promoveu a redução nas tarifas de energia elétrica, por meio de dois componentes: Redução ou eliminação de Encargos - CCC (Conta de Consumo de Combustíveis), RGR (Reserva Global de Reversão) e CDE (Conta de Desenvolvimento Energético). Redução no preço da energia - a alocação de cotas provenientes das usinas amortizadas, em função da renovação das concessões de geração. Os Consumidores Especiais tiveram o prazo de retorno do ACL para o ACR equiparado ao dos Consumidores Livres, elevando-se de 6 meses para 5 anos. Redução do desconto na TUSD pela redução da componente TUST.

12 Clique Adesão para às regras adicionar da renovação um título Após o anúncio da MP 579, algumas geradoras não aderiram à renovação antecipada das concessões de geração (ex: CESP, CEMIG e COPEL). Com isto, as distribuidoras tiveram uma redução de cerca de MW médios em relação à situação de total adesão. Por outro lado, em 2012, começou o decaimento de contratos oriundos do Megaleilão de 2004 (cerca de MWm em 2012). Este montante deveria ter sido coberto pelo leilão A-1, em 2012, o que, entretanto, não ocorreu. Esta situação, agravada pelo cancelamento ou postergação de contratos (ex: Bertin), levou as distribuidoras à subcontratação de cerca de MW médios. Para manter o desconto tarifário prometido, o governo decidiu alocar recursos da CDE (Decreto 7.891).

13 Clique Enquanto para isso, adicionar o período um título úmido de foi muito abaixo do esperado (entre nov/2012 e mar/2013). As distribuidoras, subcontratadas porque a distribuição de cotas foi insuficiente para compensar a redução de CCEARs de energia existente e devido ao cancelamento de contratos (ex: Bertin), sofreram: Exposição involuntária a elevados PLDs; Exposição ao risco hidrológico (GSF) das cotas; Efeito caixa agravado pelo pagamento de ESS (Encargo de Serviços de Sistemas) pelo despacho das térmicas fora da ordem de mérito e do Custo Variável dos contratos com geradores térmicos. O Tesouro Nacional decidiu aliviar estes efeitos, utilizando os recursos da CDE (novamente!) para o seu pagamento antecipado, com posterior repasse às tarifas dos consumidores finais, em até 5 anos (Decreto 7.945). Consumidores Livres/Especiais que solicitaram retorno imediato ao ACR tendem a não ser aceitos.

14 Clique para adicionar um título Risco de Suprimento

15 Clique O PLD para Preço adicionar de Liquidação um título das Diferenças O PLD é utilizado para valorar a compra e a venda no Mercado de Curto Prazo. É calculado por meio de um modelo matemático (Newave), desenvolvido pelo CEPEL - Centro de Pesquisas da Eletrobrás e utilizado pelo ONS e pela CCEE, e que objetiva encontrar a solução ótima de equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento. O Custo Marginal de Operação por patamar de carga e por submercado depende: Da energia armazenada nos reservatórios Das condições hidrológicas Da demanda de energia Dos preços dos combustíveis Da entrada de novos projetos Da disponibilidade de equipamentos de geração e transmissão O PLD é um valor determinado semanalmente para cada patamar de carga com base no Custo Marginal de Operação, limitado por um preço máximo e mínimo. A grande dependência do modelo às condições hidrológicas provoca grande volatilidade, ampliada pela alteração na metodologia de cálculo do PLD, usando a estatística CVAR (pela CNPE 3, de março de 2013).

16 Clique para adicionar um título Histórico do PLD Momentos de Crise Evidenciados

17 Clique para adicionar um título ENA (Energia Natural Afluente) Histórico

18 MWmed MWmed Clique ENA (Energia para adicionar Natural Afluente) um título Histórico AS ENAs têm se mostrado desfavoráveis sobretudo nos submercados Sudeste e Nordeste, que, em janeiro e fevereiro, respondem por 81% e 78% da geração hidrelétrica do Brasil, respectivamente Histórico das ENA's - Sudeste Histórico das ENA's - Nordeste 0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez % 90% ENAs jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 SE/CE 53% 38,2% 63% 81% NE 77% 26,6% 25,6% 42% * Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 110% MLT 90% MLT * abril/2014 => realizado até 21/04/2014

19 jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 37% 32% 29% 38% 35% 48% 46% 63% 68% 65% 63% 62% 61% 57% 54% 63% 49% 45% 42% 42% 40% 36% 37,8% 37,9% 55% 74% 84% 88% 88% 85% 81% 76% 80% 79% 76% 72% 67% 63% 64% 61% 73% %EARmáx Clique Nível de para Armazenamento adicionar um título Sudeste Energia Armazenada - Sudeste 100% 90% Iniciamos 2012 com o melhor armazenamento dos últimos 17 anos e finalizamos o ano com o pior nível de reservatórios dos últimos 13 anos. O nível de armazenamento dos reservatórios do Sudeste em fevereiro de 2014 já se encontra próximo aos índices registrados em fevereiro de 2001, ano do racionamento. 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 37,8% Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Nível de Armazenamento (%EARmax) - Sudeste 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% *Para abril considera-se o nível dos reservatórios em 23/04 **Para maio considera-se o valor esperado de armazenamento em 31/05, da Revisão 3 PMO abril/14

20 Clique Análise para prospectiva adicionar de um mar título a nov/14 - ONS ENAs necessárias para se atingir níveis de armazenamento no final do período seco Fonte: ONS

21 R$/MWh Clique PLDs projetados para adicionar um título PMO março/13 PMO abril/13 PMO maio/13 PMO junho/13 PMO julho/13 PMO agosto/13 PMO setembro/13 PMO fevereiro/14 PMO abril/14 Fonte: Deck oficial do ONS PMO de abril/2014

22 Clique para adicionar um título Medidas regulatórias anunciadas em 2014

23 Clique Aportes para do adicionar Tesouro em um título 2013 e 2014 i. Empréstimo para alívio da exposição involuntária das Distribuidoras ao Mercado de Curto Prazo (cerca de 2 GWm em 2013 e 3 GWm em 2014). ii. Aporte à CDE, para manter a promessa de redução de 20% das tarifas. R$ bilhões Total i Exposição involuntária das Discos. ii Aporte à CDE para manter a redução de 20%. R$ 10 bi R$ 25 bi R$ 35 bi R$ 8 bi R$ 9 bi R$ 17 bi Total R$ 18 bi R$ 34 bi R$ 52 bi Fonte: Energy Report de março de 2014 (PSR)

24 Clique Aportes para do adicionar Tesouro em um título 2013 e 2014 Os R$ 35 bilhões serão ressarcidos pelos consumidores ao longo de 5 anos. Usando uma conta aproximada, cada R$ 1 bilhão de pagamento corresponde a aproximadamente 1% de aumento de tarifas. Assim sendo, os R$ 35 bilhões representaria cerca de 35% de acréscimo nas tarifas, se cobrados de uma só vez. Como o pagamento dever ocorrer em 5 prestações anuais, o aumento tarifário, apenas considerando esta parcela tende a ser de, aproximadamente, 7% ao ano, nos próximos 5 anos. Importante notar que o aumento que ocorrerá nas tarifas depende de uma série de fatores, que contribuem, muitas vezes, em direções opostas e que dependem das especificidades de cada distribuidora.

25 Clique Novas para Medidas adicionar um título Governamentais Embora os R$ 25 bilhões (relativos a 2014) sejam ressarcidos pelos consumidores em 5 anos, serão pagos de uma só vez pelo Tesouro Federal, agravando a situação fiscal. Por isso, o Decreto disciplinou medidas mitigatórias: Aporte adicional de R$ 1,2 bilhões pelo Tesouro. Empréstimo de R$ 11,2 bilhões tomado pela CCEE junto a 13 instituições financeiras. Leilão Extraordinário (A0) com o objetivo de eliminar a descontratação das distribuidoras (R$ 12,6 bilhões).

26 Clique Decreto para adicionar um título A Conta ACR A CCEE irá contratar uma linha de financiamento de R$ 11,2 bilhões com um conjunto formado por 13 instituições financeiras Bradesco, Itaú, Santander, BTG Pactual, Citibank, JP Morgan, HSBC, Votorantim, Credit Suisse, Bank of America, Goldman Sachs, Banco do Brasil e Caixa Econômica Federal. Os empréstimos deverão ser pagos em 2 anos. A remuneração ainda não está definida, mas, segundo fontes, deverá ser de CDI mais 1,9% por ano. A Conta-ACR receberá os financiamentos e adiantará os recursos às distribuidoras. Os empréstimos serão garantidos pelas receitas futuras da CDE. Em Assembleia da CCEE ocorrida em 22/4, foi aprovada a contratação do empréstimo de R$ 11,2 bilhões. O valor final da captação vai depender da quantidade de energia contratada no Leilão A0, marcado para 30/4 e do valor do PLD ao longo do ano.

27 Clique Leilão para A0 adicionar um título Visa a atender à demanda das distribuidoras, estimada em cerca de 3 mil MWm. Prazo de suprimento: de 1º/05/2014 a 31/12/2019. Preços-teto: R$ 271,00/MWh (contratos por quantidade hidrelétricas, eólica e solar) e R$ 262,00/MWh (contrato por disponibilidade térmicas). A realização do leilão A0 exigiu a publicação de nova Medida Provisória e de um novo Decreto com isto, desde a publicação da MP 579, houve um total de 8 MPs e de 7 Decretos, modificando o modelo comercial. O leilão será realizado em 30/04/2014. Se bem sucedido, fecha a conta necessária ao socorro às distribuidoras.

28 Clique para adicionar um título Considerações Finais

29 Clique para adicionar um título Conclusões A MP 579 não se revelou atrativa para a adesão de todos os geradores, provocando uma insuficiência nas cotas alocadas às distribuidoras até Apesar dos esforços do Governo em manter a promessa de redução de 20% nas tarifas, a subcontratação das distribuidoras, associada à frustração dos períodos úmidos de 2012/2013 e 2013/2014, com a elevação do PLD, gerou um valor bilionário a ser pago pelas distribuidoras e depois repassado aos consumidores. As soluções encontradas pelo Governo (aportes do Tesouro, financiamento da CCEE e Leilão A0) retornarão para as tarifas, sobretudo a partir de Em paralelo, a situação dos reservatórios de energia é delicada e o próximo período úmido (2014/2015) será decisivo para definir a necessidade de racionamento de energia elétrica.

30 Clique Grupo para Energisa adicionar um título 109 anos de história Atende 15 milhões de pessoas Cerca de colaboradores Presente em todas as regiões do Brasil Distribuição Serviços Geração Energisa Minas Gerais Energisa Sergipe Energisa Paraíba Energisa Comercializadora Energisa Soluções Geração Rio Grande PCH Zé Tunin PCH Cristina Energisa Nova Friburgo Energisa Borborema Rede Serviços 31 MW Eólicas BA 8 MW Eólicas RN 4 MW Biomassa Biomassa SP-MS SP-MS CEMAT ENERSUL CELTINS 90 MW 150 MW 170 MW CAIUÁ Bragantina Holding Distribuidoras (desenvolvimento) Tangará (110 MW desenvolvimento) Prestadoras de Serviços 120 MW Nacional Vale Paranapanema CFLO PCHs Biomassa UHE Eólicas

31 Clique A Energisa para adicionar Comercializadora um título Pertencente a um grupo sólido e diversificado Trading de energia elétrica do grupo Energisa Foco em energia renovável Portfolio de baixo risco Carteira de clientes e fornecedores diversificada Consumidores livres e especiais, de diversos setores Geradores hidráulicos, a biomassa e eólica Consultoria e serviços em gestão de energia Migração de consumidores Gestão de contratos Resultados de 2013 Receita Operacional Bruta = R$ 233 milhões EBITDA = R$ 12,2 milhões

32 Clique para adicionar um título Obrigada! Alessandra Amaral Diretora Executiva da Energisa Comercializadora