Cenários de Preço Futuro de Energia

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2 Aviso importante Este material pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Tractebel Energia, de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico, nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Tractebel Energia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Tractebel Energia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções e outros fatores. Em razão desses fatores, os resultados reais da Tractebel Energia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros. As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Tractebel Energia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação. Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Tractebel Energia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam. 2

3 Agenda Ambientes de Contratação da Energia Histórico Principais variáveis que impactam o preço Balanço entre oferta e demanda Drivers: expansão da oferta e crescimento da demanda Custo (preço) da oferta Drivers: composição da oferta em expansão e administração da energia existente (concessões) Preço Spot É uma referência de preço no curto e médio prazos e impacta as tarifas reguladas (leilões de disponibilidade) 3

4 Os Canais de Contratação ACL - Ambiente de Contratação Livre ACR - Ambiente de Contratação Regulada Consumidores Livres Comercializadores Geradores Privados Geradores Estatais Leilão Distribuidores Privados e/ou Estatais Negociação Bilateral Leilão Processo Transparente (leilão/oferta pública/chamada pública) 4

5 Breakdown jan/05 jul/05 (MWmed) jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 Reflexo da crise na indústria Mercado Não Cativo Mercado Cativo Retomada da demanda Fonte: CCEE

6 Histórico da Demanda 15% Crescimento do Mercado Faturado acumulado em 12 meses (12Mo12M) 10% 5% 0% -5% -10% Total Mercado Cativo Mercado Não Cativo -15% Fonte: CCEE 6

7 Histórico do PLD Mercado [MWmed] PLD Sudeste [R$/MWh] Crescimento pujante da demanda Sazonalidade típica do consumo Pânico devido ao atraso do período úmido 0 Fonte: ONS, CCEE 7 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

8 Histórico do PLD Mercado [MWmed] PLD Sudeste [R$/MWh] Crescimento da demanda Escassez de lastro Comportamento sazonal do PLD é esperado 0 Fonte: ONS, CCEE 8 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

9 Histórico do PLD Mercado [MWmed] PLD Sudeste [R$/MWh] Efeito da crise mundial Demanda cai drasticamente puxada pelo setor industrial Patamar do PLD diminui 0 Fonte: ONS, CCEE 9 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

10 Histórico do PLD Mercado [MWmed] PLD Sudeste [R$/MWh] Recuperação gradual da economia Mercado reage e aumenta consumo, mas excedente de oferta e afluências favoráveis levam PLD ao mínimo 0 Fonte: ONS, CCEE 10 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

11 Histórico do PLD Mercado [MWmed] PLD Sudeste [R$/MWh] Demanda plenamente recuperada O crescimento médio entre 2008 e 2010 será de 4,2% a.a Enxugamento das sobras no mercado Afluências em 2010 abaixo da média PLD em elevação e possibilidade de aumento do despacho fora do mérito 0 Fonte: ONS, CCEE 11 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

12 Balanço entre oferta e demanda Custo (preço) da oferta Preço Spot 12

13 Projeção da Demanda de Eletricidade* Cenário Econômico Base: PIB (bilhões de R$ de 2009) PIB per capita (R$ de 2009) ,7% a.a ,9% a.a Crescimento esperado de 4,8% a.a até 2019 Demanda de Eletricidade: O crescimento da demanda é de MWmed por ano, equivalente à necessidade de construir: - uma usina de Itaipu a cada dois anos, ou - cinco usinas do tamanho do Complexo Jorge Lacerda a cada ano! * Plano Decenal 2019 / EPE 13

14 Oferta Contratada Energia Nova e Energia de Reserva Contratadas no ACR Em 2013, a participação termelétrica na matriz energética será 24% Em 2008, era 8% MWmed Ano de Entrega Termelétrica Hidrelétrica Fontes Alternativas Fonte: TBLE 14

15 Balanço entre Oferta Contratada e Demanda Prevista ,8% a.a MWmed O fechamento do balanço do ano depende da expansão contratada para o próprio ano Não há sobra significativa de energia em Oferta em Operação em Nov/2010 Expansão Energia de Reserva Demanda EPE/ONS Fonte: ONS, EPE 15

16 Balanço entre Oferta Contratada e Demanda Prevista Atrasos em alguns projetos Em 2017, destaca-se a motorização de Belo Monte Como será a expansão da oferta? 4,8% a.a MWmed Apesar do balanço global estar fechado até 2016, a estratégia e posição comercial individual de cada Distribuidora poderá resultar em necessidades de compra nos leilões A-3 e A-5 futuros Oferta em Operação em Nov/2010 Expansão MC2 + Multiner Energia de Reserva Demanda EPE/ONS Fonte: ONS, EPE 16

17 Como o Governo planeja atender a essa demanda?* Expansão baseada em hidrelétricas, principalmente da região amazônica Uma usina nuclear já definida (Angra 3) e será contratada como energia de reserva (Portaria MME 586/2010) não forma lastro e paga por todos os consumidores - R$ 148,65/MWh Complementação com fontes alternativas PCHs Biomassa Eólica Atualmente, o planejamento não contempla a contratação de usinas termelétricas com combustível fóssil a efetividade desse plano dependerá da viabilidade e da competitividade das fontes renováveis A forma como a matriz será expandida afetará o preço futuro da energia Usinas hidrelétricas a serem leiloadas até 2019: Água Limpa (320 MW) Barra do Pomba (80 MW) Cachoeira (63 MW) Cachoeira do Caí (802 MW) Cachoeira dos Patos (528 MW) Cachoeirinha (45 MW) Castelhano (64 MW) Davinópolis (107 MW) Foz do Apiacás (275 MW) Itapiranga (725 MW) Jamanxim (881 MW) Jardim do Ouro (227 MW) Jatobá (2.336 MW) Marabá (2.160 MW) Mirador (80 MW) Ribeiro Gonçalves (113 MW) Salto Grande Chopim (53 MW) São Luiz do Tapajós (6.133 MW) São Manoel (746 MW) São Miguel (65 MW) São Roque (214 MW) Serra Quebrada (1.328 MW) Sinop (461 MW) Telêmaco Borba (120 MW) Teles Pires (1.820 MW) Toricoejo (76 MW) Torixoréu (408 MW) Traira II (60 MW) Uruçui (134 MW) * Plano Decenal 2019 / EPE 17

19 Competitividade das fontes nos leilões realizados no ACR Biomassa 716 MWmed 161,0 Preço médio do mix contratado de R$ 127,5/MWh Termelétrica MWmed 157,4 PCH 116 MWmed 149,3 Usinas hidrelétricas com preço abaixo do mix Eólica MWmed 139,9 Usinas eólicas se tornaram competitivas Hidrelétrica * MWmed 104,7 Térmicas a combustíveis fósseis e a biomassa com preços acima do mix Média * MWmed , R$/MWh Angra III com preço teto em torno de R$ 150/MWh (energia de reserva) * Inclui a energia reservada pelos projetos para o mercado livre, ao preço de R$ 130/MWh Preços: nov/2010 Fonte: CCEE 19

20 Preço Médio da Energia Contratada nos Leilões do ACR Incertezas: Mix da expansão (MWmed) ,5 81,1 Energia Existente Energia Nova * Preço Médio CCEARs 103,5 96,2 87,3 83,0 107,2 110,6 127,8 138,7 138,3 136,5 132,2 131,9 131,9 131,9 A tarifa final da energia do ACR considera adicionalmente: Itaipu, Bilaterais, geração distribuída e ESS (R$/MWh) ~ 21 GWmed Recontratação da A tarifa final da energia existente do (concessões) ACR considera adicionalmente: Itaipu, Bilaterais, geração distribuída e ESS ~ 19 GWmed * Preço médio não considera volumes que encerram a partir de 2013 Preços: out/2010 Fonte: CCEE 20

21 Concessões Vincendas e Recontratação da Energia Existente A forma como o Governo tratará as concessões vincendas afetará diretamente o preço futuro da energia e, conseqüentemente, o valor dos ativos de geração O problema: Quase 20% ( MW) da capacidade instalada do sistema brasileiro com concessões de geração expirando em 2015, sem possibilidade legal de renovação ou prorrogação Necessidade de recontratação da energia existente no ACR, a partir de MWmed em MWmed em MWmed em 2015 Atual arcabouço legal prevê explicitamente a existência do ACL e do ACR (Lei 9.074/95) A definição de dois ambientes de atuação econômica pressupõe que existirão elementos e condições para que esses ambientes coexistam A solução necessariamente deve assegurar a continuidade do ACL, fundamental para a sustentação dos produtores independentes e dos clientes livres 21

23 Preço Spot O preço spot é uma referência de preço no curto e médio prazos É o comprador de última instância de um gerador Tem forte impacto nas negociações de curto prazo (PLD + Margem) Impacta diretamente no custo da energia elétrica das distribuidoras que compraram energia termelétrica por disponibilidade Custo do combustível das térmicas despachadas e custo de exposição ao PLD das usinas não despachadas As distribuidoras com maior participação nos leilões de energia térmica (de 2008) terão suas tarifas fortemente aumentadas em caso de PLD elevado de forma sustentada O aumento da participação termelétrica, a construção de usinas hidrelétricas sem grandes reservatórios e de usinas eólicas aumentará a volatilidade do preço spot Despacho fora do mérito distorce preço real Custo entra como encargo e não forma PLD 23

24 Preço Spot: impacto nos leilões de disponibilidade 200 Custo percebido pelas Distribuidoras ,4 177,8 182,1 179,6 Custo estimado nos Leilões (ICB corrigido pelo IPCA) R$ / MWh ,4 151,8 155,0 153,5 158,7 156,5 156,5 155,8 Custo real para PLD de R$ 80/MWh Custo real para PLD de R$ 120/MWh Ano de Entrega Fonte: TBLE 24

25 Típico Preço Spot na Nova Matriz 200 Preço baixo no primeiro semestre e elevado no segundo, bastante sujeito às afluências 150 R$/MWh Mês Fonte: CCEE 25

26 Conclusões 26

27 Conclusões (1) Sobre a oferta e a demanda Retomada de crescimento da economia com conseqüente aumento da demanda Efeitos da crise já superados (do ponto de vista do consumo) Retomada do Mercado Livre Nova matriz energética Aumento da geração termelétrica Aumento da geração alternativa e da geração distribuída Maior excursionamento dos reservatórios Maior volatilidade do PLD Balanço Energético Depende da concreta implementação das usinas não há mais folga Balanço globalmente fechado até 2015 Estratégias e posições individuais das distribuidoras podem demandar novos contratos 27

28 Conclusões (2) Sobre o custo da oferta Planejamento da expansão baseado em hidrelétricas, que apresentaram os menores preços médios nos leilões recentes A viabilidade ambiental dos projetos ainda não está definida Usinas de fontes alternativas apresentam preços mais competitivos e devem continuar sendo contratadas em volumes significativos Na visão do planejamento, a contratação de usinas a combustíveis fósseis deve surgir como última alternativa O maior fator de risco ao preço do mercado livre é a renovação das concessões Tendência do novo governo é opção pela redução das tarifas 28

29 Conclusões (3) Sobre o preço spot Maior volatilidade devido à nova matriz energética Impacto direto nas tarifas da distribuidoras que compraram energia termelétrica por disponibilidade Despacho fora do mérito distorce preço real e aumenta encargos 29

30 Conclusões (4) Expectativa de preço futuros (projeção da tarifa de 18 distribuidoras) Além das variáveis globais anteriormente descritas, a tarifa de cada distribuidora depende do seu mix de contratação [R$/MWh] Em condições de liquidez A tarifa da distribuidora é o cap de preço para o mercado livre (máxima disposição a pagar) O PLD é o piso de preço (comprador de última instância do gerador) A concorrência entre os vendedores (geradores e comercializadores) determinará o preço de mercado Fonte: CCEE 30