A ABRAGEL Associação com sede em Brasília e mais de 50 Associados em seu quadro.

Transcrição

1 Fábio Sales Dias Geração Hidrelétrica na Região: Plano Oficial para o Desenvolvimento de Pequenas e Grandes Usinas na América Latina, Tendências, Desafios e Oportunidades Rio de Janeiro, 31 de janeiro de 2011

2 A ABRAGEL Associação com sede em Brasília e mais de 50 Associados em seu quadro. Foco em assuntos relacionados à fontes de geração de energia limpa: PCH Solar Eólica Biomassa ABRAGEL tem em seu quadro de Associados aproximadamente 75% das PCH em operação, construção ou com autorização da ANEEL.

3 Resumo Perspectivas de Mercado Competitividade Pós-Leilão 2010 Competitividade no Mercado Livre Vantagens e Entraves ao Desenvolvimento Conclusões

4 Mercado Livre PCH Perspectivas e Desafios

5 Evolução Capacidade Instalada até Qtde Total Potência (MW) Total (MW) Fonte: BIG - ANEEL - setembro/10 Relatório Acompanhamento da Expansão da Oferta de Geração de Energia Elétrica - setembro/10 Obs.: consideradas apenas as PCH - 1 a 30 MW 2004 a MW 2000 a MW

6 Quadro Comparativo UHE X PCH Potência Usina Fiscalizada (kw) 1 Tucuruí I e II ,00 2 Itaipu (parte Brasileira) ,00 3 PCH ,00 4 Ilha Solteira ,00 5 Xingó ,00 6 Paulo Afonso IV ,00 7 Itumbiara ,00 8 São Simão ,00 9 Foz do Areia ,00 10 Jupiá ,00 (*) Fonte: BIG ANEEL (30/01/2011) (*) correspondente a 717 unidades em operação (PCH+CGH)

7 Mercado Potencial - PCH Com Autorização (com LP/LI) m Análise/Aceite - ANEEL (com LP/LI) Aguardando Análise ANEEL Subtotal 1 Em Elaboração/Complementação Potencial Teórico Subtotal 2 TOTAL Potência (MW) Quantidade Prazo (1) (anos) (1) prazo estimado de maturação dos projetos - início da construção obs.: não foi considerado potencial em fase de inventário Considerando: Custo médio de R$ 6.500/kW instalado Mercado Potencial para aporte de investimentos de pelo menos R$ 155 bilhões em PCH nos próximos 15 anos

8 Mercado para Venda PCH UHE 30 a 50 GD Distribuidoras Leilões Cons. Livres ACL Cons. Especiais ACR

9 Desafio de Mercado Custo e Competitividade Mercado (ACL e ACR) só é acessível com custos competitivos PCH tem ficado menos competitiva nos últimos anos aumento crescente de custos Carga Tributária ~ 33,5% do total de investimentos Preço da Energia para viabilizar PCH Média: R$???????/MWh

10 Desafio de Mercado Composição de Custos PCH Média (14MW) Acessos e Canteiros R$ 4.000,00 Estudos e Projetos R$ 3.000,00 Construção Civil R$ ,78 Equipamentos Eletromecânicos R$ ,00 Meio Ambiente R$ 5.295,77 Seguro Risco Engenharia R$ 1.567,04 Linha de Trasmissão e Conexão R$ 5.100,00 Engenharia do Proprietário R$ 1.680,00 Gerenciamento R$ 1.000,00 Terras R$ 2.400,00 O&M (comissionamento) R$ 231,00 Completion Bond R$ 1.216,26 Juros s/ emp. Ponte R$ 486,50 Fee financial Advisor R$ 1.216,26 Administração Proprietário R$ 3.600,00 REIDI (PAC) R$ (2.925,57) VALOR TOTAL R$ ,04 VALOR TOTAL/MW R$ 6.965,65 Análise do ICSD Índice de Cobertura do Serviço da Dívida nos permite avaliar qual seria o valor de venda da energia para viabilizar essa PCH Média

11 Desafio de Mercado Análise ICSD PCH Padrão Caso Base Valor da Energia - R$ 155,00/MWh Financiamento: Taxa de juros: 4,81% a.a. Equity/Debt: 20/80% Amortização: 16 anos Carência: 6 meses ICSD = Resultado Operacional Serviço da Dívida BNDES exige pelo menos 1,3... = 0,955

12 Desafio de Mercado Análise ICSD PCH Padrão Alternativas Obs.: Alt1 Alt2 Alt3 Alt4 Alt5 Energia (R$/MWh) ,3 181, Equity (%) Debt (%) Amortização (anos) Carência (meses) ICSD 0,955 1,3 1,3 1,2 1,3 Alt4 - redução de 20% no investimento total Não foi feita avaliação de atratividade, pela TIR, apenas atendimento ao ICSD

13 Desafio de Mercado - ACR Venda Direta para Distribuidoras

14 Mercado para Venda PCH UHE 30 a 50 GD Distribuidoras Leilões Cons. Livres ACL Cons. Especiais ACR

15 Mercado Livre Competitividade da Energia de PCH no Mercado Livre

16 SIMULAÇÃO VENDA ACL Premissas Concessionária na região Sudeste Subgrupos A2, A3 e A4 Compra de energia incentivada (PCH) Desconto TUSD (50% na TUSDfio e TUSDg) Consumidores com perfil de carga diferenciado

17 SIMULAÇÃO VENDA ACL Consumidores Tipo Consumidor Padrão Opção 1 Opção 2 Opção 3 Fator de carga ponta 0,9 0,9 0,9 Fator de carga fora de ponta 0,6 0,7 0,8 Número de horas ponta 65 /mês 65 /mês 65 /mês Número de horas fora de ponta 665 /mês 665 /mês 665 /mês Demanda Consumo Demanda Consumo Demanda Consumo kw MWh/mês kw MWh/mês kw MWh/mês Ponta , , ,95 Fora de Ponta , , ,00

18 SIMULAÇÃO VENDA ACL Resultados A2 (88 a 138kV) A3 (69kV) A4 (2,3 a 25kV) Tipo I Tipo II Tipo III Tipo I Tipo II Tipo III Tipo I Tipo II Tipo III 1 Tarifa Cativo 215,94 206,96 200,07 243,74 231,11 221,41 261,62 246,65 235,15 2 Tarifa Transporte 93,97 86,58 80,91 111,12 101,48 94,08 136,32 123,37 113,43 3 Tarifa Transporte 50% (Ger+Cons) 63,31 59,53 56,63 83,04 76,67 71,78 84,97 78,35 73,26 4 Redução Percentual => 3/2 32,6% 31,2% 30,0% 25,3% 24,4% 23,7% 37,7% 36,5% 35,4% 5 Máximo Geração 1 (A) 121,97 120,38 119,15 132,62 129,63 127,33 125,31 123,28 121,72 6 Máximo Geração 2 (B) 152,63 147,43 143,44 160,70 154,44 149,63 176,66 168,30 161,89 (A) - Valor máximo para geração de forma que G+T = Tarifa Cativo - TUSD/TUSD sem desconto (B) - Valor máximo para geração de forma que G+T = Tarifa Cativo - TUSD/TUSD 50% desconto fio

19 SIMULAÇÃO VENDA ACL Resultados A4 A4 (2,3 a 25kV) Tipo I Tipo II Tipo III 1 Tarifa Cativo 261,62 246,65 235,15 2 Tarifa Transporte 136,32 123,37 113,43 3 Tarifa Transporte 50% (Ger+Cons) 84,97 78,35 73,26 4 Redução Percentual => 3/2 37,7% 36,5% 35,4% 5 Máximo Geração 1 (A) 125,31 123,28 121,72 6 Máximo Geração 2 (B) 176,66 168,30 161,89

20 Desafios REGULATÓRIOS Revisão Resolução Estudos Inventário (AP042) Garantia Física (Energia Assegurada) Gargalos Institucionais

21 Desafio Institucional Fluxo Simplificado Processo de Outorga Elaboração Aceite Análise Aprovação S Outorga N Complementação Qual a quantidade de processos em cada etapa na ANEEL??

22 Desafio Institucional Situação Qtde % Análise não Iniciada/Paralisada ,4% Em aceite 34 3,5% Em análise 49 5,1% Em complementação 91 9,5% Em elaboração ,4% TOTAL processos = 538 empreendimentos = 5.354MW E qual o histórico de aprovação desses projetos??

23 Desafio Institucional Qtde Potência Qtde Potência Qtde Potência Qtde Potência PB Aprovados , , , ,89 Autorizações 9 176,67 25,00 209,49 27,00 164,05 23,00 220,47 Licenciamento (LI/LP) ,51 23,00 346,32 11,00 166,56 6,00 56,56 Início de Obras ,30 35,00 542,57 20,00 165,73 17,00 225,58 Operação Comercial ,96 45,00 560,85 41,00 453,92 37,00 395,66 Total Média Qtde Potência Qtde Potência PB Aprovados 105, ,31 26,25 391,33 Autorizações 84,00 770, ,67 Licenciamento (LI/LP) 55,00 795,95 13,75 198,99 Início de Obras 91, ,18 22,75 296,55 Operação Comercial 143, ,39 35,75 415,85

24 Desafios AMBIENTAIS MERCADO Condições de Financiamento Carga Tributária (~34% do inv.) Leilões ACR Venda Direta para Distribuidoras (VR) Manutenção Condições Mercado Livre 500 a 3000kW

25 Conclusões O potencial de expansão do segmento de PCH é muito grande; Custos crescentes nos últimos anos, não apenas para PCH, mas também para outros segmentos; Alguns desafios, inclusive regulatórios, precisam de solução urgente, para garantir o pleno desenvolvimento; Ajustes tributários, de custos e de financiamento são necessários para reforçar a competitividade das PCHs e contribuir com modicidade tarifária.

26 Contato SCN Quadra 05 Ed. Brasília Shopping - Torre Sul Sala 1410 Brasília DF Telefone: (61) Fax: (61) fabio@abragel.org.br