Riscos de racionamento de energia em 2015 se chuva repetir padrão recente

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1 Macro Visão segunda-feira, 24 de novembro de 2014 Riscos de racionamento de energia em 2015 se chuva repetir padrão recente Os baixos níveis dos reservatórios voltam a trazer riscos de racionamento, agora para Para avaliar os riscos, estimamos os níveis de reservatórios em 30 de abril de 2015 (aproximadamente o fim do período chuvoso), a partir da repetição do volume de chuvas de cada um dos últimos 14 anos. Se as chuvas nos próximos seis meses repetirem o padrão observado em qualquer um dos últimos três anos, os reservatórios chegarão ao fim do período chuvoso em níveis ainda mais baixos do que em abril de 2014, o que deve exigir algum tipo de racionamento. Caso as chuvas sejam mais fortes, em linha com a realidade observada entre 2000 e 2011, os reservatórios chegarão ao fim do período abaixo da média sazonal para o período, o que deve exigir uso acima da média das térmicas, mas não um racionamento. Reservatórios baixos (e riscos) desde o fim de Reservatórios em níveis baixos desde o fim de 2012 % da capacidade de armazenamento A percepção de riscos na oferta de energia elétrica começou em 2012, depois de uma forte queda dos reservatórios, para 30,5% da capacidade 1, no fim de dezembro do mesmo ano. Chuvas acima do padrão histórico entre março e julho de 2013 e uso maior das usinas térmicas atenuaram a situação, levando os reservatórios a fechar 2013 em 42,7% da capacidade. Em 2014, os riscos se tornaram ainda maiores 30 com o baixo volume de chuvas em janeiro e * Reservatórios agregados, dessazonalizados fevereiro. Mesmo com o forte uso das térmicas 20 jan-06 abr-07 jul-08 out-09 jan-11 abr-12 jul-13 out-14 ao longo do ano e chuvas em 99% da média histórica entre a segunda metade de fevereiro e o fim de setembro, os reservatórios permaneceram em níveis que sugerem riscos de racionamento. O tempo seco em outubro (começo do período chuvoso) agravou o problema. O baixo volume de chuvas (94% da média histórica entre nov/12 e out/14, segundo nossas ponderações) não explica por si só o longo período de reservatórios baixos. A situação também é causada por: Atraso na construção das novas usinas e linhas de transmissão. Crescimento elevado do consumo, mesmo com a desaceleração recente do PIB. Evidências de que os modelos oficiais superestimam a capacidade de geração de energia para uma determinada intensidade de chuvas. Essa discrepância pode ser associada a dificuldades nas linhas de transmissão, desvio de água dos rios e represas, entre outros fatores. 1 Nível agregado das quatro bacias do Sistema Integrado Nacional. A última página deste relatório contém informações importantes sobre o seu conteúdo. Os investidores não devem considerar este relatório como fator único ao tomarem suas decisões de investimento.

2 A fraqueza na geração das hidrelétricas exige um uso maior das usinas térmicas, o que aumenta os custos das distribuidoras de energia elétrica e os preços de energia do mercado livre. O saldo é uma alta generalizada, o que se traduz em um choque negativo de oferta para a atividade econômica. Arcabouço de avaliação dos riscos de racionamento em 2015 Para avaliar os riscos de racionamento em 2015, usamos uma abordagem própria, baseada em: Agregação dos dados do Sistema Integrado Nacional. Consumo de energia elétrica como função de temperatura, preços no mercado livre, atividade e dias úteis. Geração potencial das hidrelétricas (Energia Natural Afluente - ENA), a partir de uma ponderação do volume de chuvas no País. Nível elevado do uso das térmicas, enquanto os reservatórios permanecerem em níveis sazonalmente baixos. O anexo contém mais detalhes sobre: (i) as limitações / possibilidades de agregação; a (ii) modelagem do consumo de energia elétrica; e a (iii) relação entre a nossa ponderação de volume de chuvas e a ENA. Entre as variáveis exógenas do modelo, o volume de chuva é a principal fonte de variação para o nível dos reservatórios. Mantendo as demais variáveis constantes, traçamos cenários dos níveis de reservatórios a partir de diferentes valores de chuva acumulada no período chuvoso (novembro a abril do ano seguinte). Por fim, a tomada de decisão de um possível racionamento ocorreria no fim do período chuvoso (fim de abril), com base no nível agregado dos reservatórios. Dois níveis servem aqui como referência: o nível dos reservatórios em 30 de abril de 2014 (42,6%) e a Curva de Aversão ao Risco 2 do Operador Nacional do Sistema Elétrico (48,4%). Arredondando, podemos avaliar que um nível agregado abaixo de 50% em 30 de abril de 2015 mantém uma situação de riscos, enquanto um nível abaixo de 40% possivelmente levaria a algum tipo de programa de redução de consumo de energia. Resultados: há riscos de racionamento se padrão de chuvas repetir os últimos três anos Dado o arcabouço, projetamos o nível agregado dos reservatórios em 30 de abril de 2015, a partir de trajetórias de chuvas iguais às observadas em cada um dos últimos 14 anos. De forma simplificada, o que fazemos é substituir as projeções de chuvas entre hoje e abril de 2015 pelas chuvas observadas a cada estação chuvosa (de novembro de um determinado ano até abril do ano seguinte), a partir de Os resultados encontrados estão representados na tabela abaixo. Repetindo nos próximos meses a chuva observada em qualquer um dos períodos chuvosos de 2000/01 a 2010/11, chegaríamos ao final de abril em situação relativamente confortável, na média, 7 pontos 2 Agregamos a Curva de Aversão ao Risco (CAR) das bacias Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste. A bacia da região Norte não possui uma CAR aprovada, de modo que usamos o menor nível histórico desde Página 2

3 percentuais acima da Curva de Aversão ao Risco. Já com as chuvas de 2011/2012, 2012/2013 e 2013/2014, chega-se a níveis que exigem algum tipo de ação para reduzir o consumo. Simulação: nível agregado dos reservatórios considerando chuvas dos anos anteriores Período chuvoso usado na simulação Nível em 30/abr/ /01 48,0 2001/02 47,2 2002/03 57,6 2003/04 60,6 2004/05 53,2 2005/06 46,9 2006/07 58,3 2007/08 59,8 2008/09 52,7 2009/10 58,0 2010/11 68,4 2011/12 28,6 2012/13 42,6 2013/14 33,0 média histórica em 30/abr (2000 a 2013) 75,5 Curva de aversão a risco em 30/abr/15 48,4 É importante notar que, entre todos os períodos chuvosos desde 2000, apenas os três últimos levariam a níveis próximos ou abaixo do observado em 30 de abril de 2014 (mínimo da série histórica para esse mês, abaixo da curva de aversão a risco). Tal resultado pode sugerir algum tipo de alteração no padrão climático, com menos chuvas na região SE/CO. Ainda que não testemos aqui essa hipótese, essa é uma possibilidade que merece ser acompanhada atentamente nos meses à frente. No curto prazo, independentemente da normalização das chuvas à frente, a situação atual traz diversos desafios operacionais ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Para que o sistema possa atender ao aumento do consumo de energia no verão, é fundamental que as chuvas sigam o padrão sazonal durante o resto da estação chuvosa. Artur Manoel Passos e Pedro Renault Coelho Página 3

4 Anexos 1) Agregação das bacias: a análise agregada faz sentido na conjuntura atual? Utilizamos em nossas simulações o nível agregado dos reservatórios do sistema, sem considerar os níveis individuais de cada região. Uma condição importante para que isso seja feito, sem prejuízo à análise, é a hipótese de que é possível transferir energia suficiente das regiões superavitárias para as deficitárias. Para verificar se é uma hipótese plausível, analisamos as séries históricas (desde 2000) de geração, consumo e transferência de energia elétrica entre as regiões e verificamos que, em todos os casos, a capacidade de transmissão de energia entre uma região e o resto do sistema é maior ou igual ao maior déficit energético já observado naquela região. Mais importante para o contexto atual, a região SE/CO tem capacidade de receber transferências de energia cerca de 60% maiores do que o seu maior déficit já registrado (cerca de 4000 MWmed, em agosto de 2009). Dessa forma, concluímos que a agregação dos níveis dos reservatórios não traz prejuízos à nossa análise. O mapa abaixo mostra a capacidade de transferência de energia entre as regiões agregadas do sistema. Para estimar o máximo que pode ser transferido entre duas regiões, consideramos a série histórica de transferências e assumimos que o maior valor observado corresponde à capacidade máxima de transferência 3,em qualquer dos dois sentidos 4. Seguindo a abordagem usada pelo ONS, agregamos as transferências realizadas na tríplice fronteira entre N, SE/CO e NE em um único ponto, que distribui energia entre as três regiões. *Valores expressos em MWmed 3 Essa é uma hipótese relativamente conservadora: as linhas podem nunca ter sido usadas em sua capacidade máxima. 4 Exceto no caso da ligação entre S e SE/CO, onde as cargas transferidas para o Sul já chegaram a 5880 MWmed, mas as cargas transferidas para o SE/CO nunca ultrapassaram 3304MWmed (usamos este último valor como limite ao estimar a capacidade de transferências para o SE/CO). Página 4

5 Vale ressaltar aqui que o baixo nível agregado dos reservatórios encobre uma situação de maior preocupação nas bacias hidrográficas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, que se encontram atualmente com níveis abaixo da média ponderada (21%), em 15,5% e 13,1%, respectivamente. 2) Modelagem do consumo de energia elétrica Assim como a quantidade de água que entra no sistema é importante para projetar o nível final dos reservatórios em abril, a quantidade de energia gerada também é relevante para os resultados. Para estimar a demanda por energia à frente, construímos um modelo baseado em preços de energia no mercado livre, produção industrial, proporção de dias úteis no mês e temperatura. A intuição é simples: atividade econômica mais intensa, maior número de dias úteis e temperaturas mais altas fazem com que o consumo de energia seja maior, enquanto preços mais altos levam á redução da demanda. Já de posse da maior parte dos dados para 2014, estimamos crescimento de 1,9% do consumo com relação à média do ano passado, bem abaixo do crescimento médio nos últimos dez anos, de 3,7%. Para 2015, o modelo projeta redução de 0,8% da demanda por energia (devido à atividade ainda relativamente fraca, preços altos e maior número de feriados em dias de semana). 3) Modelagem da energia natural afluente 160% 140% 120% 100% 80% Evolução da ENA bruta e da projeção Média móvel de 6 meses Realizado Modelo Nossa modelagem da ENA parte de uma ponderação do volume de chuvas em diversas bacias hidrográficas, baseada na relevância para a geração de usinas hidrelétricas a fio d água ou para o acúmulo dos reservatórios. A ENA bruta de cada mês medida em porcentual da Média de Longo Termo (MLT, energia gerada em condições hídricas históricas) é definida em função da chuva ponderada do mesmo mês e dos dois meses anteriores (também como porcentual da média histórica). Além das chuvas, incorporamos em nossos 60% mai-09 jun-10 jul-11 ago-12 set-13 out-14 modelos evidências de que os modelos oficiais estejam superestimando a capacidade de geração de energia para uma determinada intensidade de chuvas. Isto é, chuvas em linha com a média histórica têm gerado ENAs brutas abaixo da média histórica. Essa discrepância pode ser associada a dificuldades nas linhas de transmissão e desvio de água dos rios e represas, entre outros fatores. Nossas regressões sugerem dois padrões para tais ineficiências: primeiro, as ineficiências parecem ter aumentado desde abril de Segundo, as ineficiências são maiores no período caracterizado por mais chuvas e geração potencial maior. O gráfico acima mostra a ENA bruta realizada e a prevista pela modelagem (média móvel de seis meses para facilitar a visualização). Dada a ENA bruta, a ENA armazenável surge a partir de uma modelagem que considera uma perda em linha com o padrão histórico. Página 5

6 Pesquisa macroeconômica Itaú Ilan Goldfajn Economista-Chefe Para acessar nossas publicações e projeções visite nosso site: Informações Relevantes 1. Este relatório foi preparado e publicado pelo Departamento de Pesquisa Macroeconômica do Banco Itaú Unibanco S.A. ( Itaú Unibanco ). Este relatório não é um produto do Departamento de Análise de Ações do Itaú Unibanco ou da Itaú Corretora de Valores S.A. e não deve ser considerado um relatório de análise para os fins do artigo 1º da Instrução CVM n.º 483, de 6 de Julho de Este relatório tem como objetivo único fornecer informações macroêconomicas, e não constitui e nem deve ser interpretado como sendo uma oferta de compra ou venda ou como uma solicitação de uma oferta de compra ou venda de qualquer instrumento financeiro, ou de participação em uma determinada estratégia de negócios em qualquer jurisdição. As informações contidas neste relatório foram consideradas razoáveis na data em que o relatório foi divulgado e foram obtidas de fontes públicas consideradas confiáveis. O Grupo Itaú Unibanco não dá nenhuma segurança ou garantia, seja de forma expressa ou implícita, sobre a integridade, confiabilidade ou exatidão dessas informações. Este relatório também não tem a intenção de ser uma relação completa ou resumida dos mercados ou desdobramentos nele abordados. As opiniões, estimativas e projeções expressas neste relatório refletem a opinião atual do analista responsável pelo conteúdo deste relatório na data de sua divulgação e estão, portanto, sujeitas a alterações sem aviso prévio.] O Grupo Itaú Unibanco não tem obrigação de atualizar, modificar ou alterar este relatório e de informar o leitor. 3. O analista responsável pela elaboração deste relatório, destacado em negrito, certifica, por meio desta que as opiniões expressas neste relatório refletem, de forma precisa, única e exclusiva, suas visões e opiniões pessoais, e foram produzidas de forma independente e autônoma, inclusive em relação ao Itaú Unibanco, à Itaú Corretora de Valores S.A. e demais empresas do Grupo. 4. Este relatório não pode ser reproduzido ou redistribuído para qualquer outra pessoa, no todo ou em parte, qualquer que seja o propósito, sem o prévio consentimento por escrito do Itaú Unibanco. Informações adicionais sobre os instrumentos financeiros discutidos neste relatório se encontram disponíveis mediante solicitação. O Itaú Unibanco e/ou qualquer outra empresa de seu grupo econômico não se responsabiliza, e tampouco se responsabilizará por quaisquer decisões, de investimento ou de outra forma, que forem tomadas com base nos dados aqui divulgados. Observação Adicional nos relatórios distribuídos no (i) Reino Unido e Europa: Itau BBA International plc: Este material é distribuído e autorizado pelo Itau BBA International plc (Itau BBA UK) em conformidade com o Artigo 21 do Financial Services and Markets Act O material que descreve os serviços e produtos oferecidos pelo Itaú Unibanco S.A. (Itaú) foi elaborado por aquela entidade. IBBA UK é uma subsidiária do Itaú. Itaú é uma instituição financeira validamente existente sob as leis do Brasil e membro do Grupo Itaú Unibanco. Itaú BBA International plc está sediado em The Broadgate Tower, level 20, 20 Primrose Street, London, United Kingdom, EC2A 2EW e está autorizado pela Prudential Regulation Authority e regulado pela Autoridade de Conduta Financeira e do Prudential Regulation Authority (FRN ). Itaú BBA International plc Sucursal Lisboa é regulado pelo Banco de Portugal para a realização de negócios. Itaú BBA International plc tem escritórios de representação na França, Colômbia, Alemanha e Espanha que estão autorizados a realizar atividades limitadas e as atividades de negócios realizados são regulados pelo Banque de France, Superintendencia Financiera de Colombia, Bundesanstalt fur Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin) e Banco de España, respectivamente. Nenhum dos referidos escritórios e subsidiárias lida com clientes de varejo. Para qualquer dúvida entre em contato com o seu gerente de relacionamento. Para mais informações acesse: (ii) EUA: A Itaú BBA USA Securities Inc., uma empresa membro da FINRA/SIPC, está distribuindo este relatório e aceita a responsabilidade pelo conteúdo do mesmo. O investidor americano que receber este relatório e desejar realizar uma operação com um dos valores mobiliários analisados neste relatório, deverá fazê-lo através da Itaú USA Securities Inc., localizada na 767 Fifth Avenue, 50th Floor, New York, NY 10153; (iii) Ásia: Este relatório é distribuído em Hong Kong pela Itaú Asia Securities Limited, autorizada a operar em Hong Kong nas atividades reguladas do Tipo 1 (operações com títulos e valores mobiliários) pela Securities and Futures Commission. A Itaú Asia Securities Limited aceita toda a responsabilidade legal pelo conteúdo deste relatório. Em Hong Kong, um investidor que desejar adquirir ou negociar os valores mobiliários abrangidos por este relatório deverá entrar em contato com a Itaú Asia Securities Limited, no endereço 29th Floor, Two IFC, 8 Finance Street - Central, Hong Kong; (iv) Japão: Este relatório é distribuído no Japão pela Itaú Asia Securities Limited - Filial de Tóquio, Número de Registro (FIEO) 2154, regulado por Kanto Local Finance Bureau, Associação: Associação dos Operadores de Títulos Mobiliários do Japão; (v) Oriente Médio: Este relatório foi distribuído pela Itaú Middle East Limited. A Itaú Middle East Limited é regulada pela Dubai Financial Services Authority e é localizada no endereço Al Fattan Currency House, Suite 305, Level 3, Dubai International Financial Centre, PO Box , Dubai, Emirados Árabes Unidos. Esse material é destinado apenas para Clientes Profissionais (conforme definido pelo módulo de Conduta de Negócios da DFSA), outras pessoas não deverão utilizá-lo; (vi) Brasil: A Itaú Corretora de Valores S.A., uma subsidiaria do Itaú Unibanco S.A., autorizada pelo Banco Central do Brasil e aprovada pela Comissão de Valores Mobiliários brasileira, está distribuindo este relatório. Caso haja necessidade, entre em contato com o Serviço de Atendimento a Clientes, telefones nº (capital e áreas metropolitanas) ou (outras localidades) durante o expediente comercial, das 09h00 às 20h00. Se desejar reavaliar a solução apresentada, após a utilização destes canais, ligue para a Ouvidoria Corporativa Itaú, telefone nº (em dias úteis das 9h00 às 18h00), ou entre em contato por meio da Caixa Postal , São Paulo-SP, CEP * Custo de uma Chamada Local Página 6

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