Aspectos Regulatórios e de Mercado. Março de 2010

Transcrição

1 Aspectos Regulatórios e de Mercado Março de 21

2 Mercado de Energia no Brasil 2

3 Marco Regulatório Atual Geradores Competição entre geradores (estatais e privados) Todos os geradores podem vender eletricidade no mercado cativo ou livre Geradores estatais devem negociar via processo transparente Leilões regulados são segmentados entre energia nova e existente Gerador pode vender até 1% de sua Garantia Física Consumidores Livres Demanda 3 MW Consumo deve ser 1% contratado Paga tarifa de transporte ( fio ) Distribuidoras Energia deve ser contratada via leilões regulados (ACR) Consumo deve ser 1% contratado Distribuidoras podem vender energia somente para consumidores cativos Provedores do serviço de fio para consumidores cativos e livres e geradores Transmissoras Provedores do serviço de fio para consumidores e geradores 3

4 Marco Regulatório Atual Leilões de Energia Nova Início de suprimento: 3º ou 5º anos após a licitação (A-3 e A-5) Duração do suprimento: mínimo 15 e máximo 35 anos Somente a geração nova supre o crescimento de mercado Leilões de Energia Existente Início de suprimento: ano seguinte à licitação (A-1) Duração do suprimento: mínimo 3 e máximo 15 anos Geração existente não pode suprir o crescimento de mercado 4

5 Marco Regulatório Atual Leilões de Ajuste Início de suprimento: até 4 meses após a licitação (A) Duração do suprimento: máximo 2 anos Somente para geração existente Leilões de Fontes Alternativas Início de suprimento: ano seguinte até 5 anos após a licitação (entre A-1 e A-5) Duração do suprimento: mínimo 1 e máximo 3 anos Geração nova ou expansão de existente Forma lastro para as distribuidoras Leilões de Reserva Contratação compulsória pelo ACR e pelo ACL Início de suprimento: ano seguinte até 5 anos após a licitação (entre A-1 e A-5) Duração do suprimento: máximo de 35 anos Geração nova ou expansão de existente A energia de reserva não forma lastro para o mercado: Sua função é aumentar a segurança energética do sistema 5

6 A Tractebel nos Leilões Públicos Leilão Data Volume (MW médios) Preço médio (R$/MWh) receita total do contrato [R$ milhões] Volume total do leilão [MW médios] Preço médio leilão (R$/MWh) participação (%) 1º LEE Produto 25 8 Anos dez/ , 73,45,% 1º LEE Produto 26 8 Anos dez/ , 86,,% 1º LEE Produto 27 8 Anos dez/4 1, 9,54 63, , 96,37,9% 2º LEE Produto 28 8 Anos abr/5 15, 11, , , 13,41 11,3% 3º LEE Produto 26 3 Anos out/ , 76,77,% 4º LEE Produto 29 8 Anos out/5 381, 114, , , 115,75 32,7% 5º LEE Produto 27 8 Anos dez/ , 122,72,% 8º LEE Produto 29 5 Anos out/ , 11,21,% 1º LEN Produto 28 H 3 Anos dez/ , 129,25,% 1º LEN Produto 28 T 15 Anos dez/ , 159,83,% 1º LEN Produto 29 H 3 Anos dez/ , 138,1,% 1º LEN Produto 29 T 15 Anos dez/ , 155,92,% 1º LEN Produto 21 H 3 Anos dez/5 2, 139, ,57 889, 139,2 22,5% 1º LEN Produto 21 T 15 Anos dez/ , 147,21,% 2º LEN Produto 29 H 3 Anos jun/6 493, 152, , , 15,87 48,% 2º LEN Produto 29 T 15 Anos out/ , 159,77,% 3º LEN Produto 211 H 3 Anos out/6 148, 159, ,72 569, 142,73 26,% 3º LEN Produto 211 T 15 Anos out/ , 162,31,% 4º LEN Produto 21 T 15 Anos jun/ , 154,58,% 5º LEN Produto 212 H 3 Anos set/7 256, 143, ,42 715, 146,92 35,8% 5º LEN Produto 212 T 15 Anos set/ , 146,4,% 6º LEN Produto 212 H 3 Anos nov/ ,6 89,12,% 7º LEN Produto 213 H 3 Anos abr/8 692,74 78, , ,71 78,42 5,1% 8º LEN Produto 211 T 15 Anos ago/ , 137,86,% 9º LEN Produto 213 H 3 Anos ago/ , 16,26,% 9º LEN Produto 213 T 15 Anos ago/ , 155,9,% 1º LEN Produto 213 H 3 Anos ago/ , 144,35,% 1º LEN Produto 213 T 15 Anos ago/ , 144,95,% 1º LFA Produto 21 H 3 Anos jun/ , 154,95,% 1º LFA Produto 21 T 15 Anos jun/ , 159,38,% Total 2.33,74 119, , ,31 18,9 6,4% Referência: Fev/21 6

7 Fundamentos da Tarifa de Energia Geração Nova PIEs existentes Geração Estatal Self dealing Distribuidor Consumidores Itaipu Mix 7

8 Preço Médio dos Leilões Regulados Energia Existente Energia Nova 123,8 135, 135,4 137, 125 (MWmed) ,4 78,8 Preço Médio dos CCEARs 93, 84,6 8,5 1, 13,5 16, (R$/MWh) Referência: Fev/21 8

9 Preço Médio da Energia Nova por Fonte , ,86 15, ,17 126, ,88 R$/MWh , MWmed MWmed MWmed 8.18 MWmed 548 MWmed 753 MWmed MWmed 2 Hidro S. Antonio * Jirau * Termo Biomassa Eólica TOTAL * 3% R$ 135/MWh Referência: Fev/21 9

10 Cenários para Oferta e Demanda de Energia 1

11 Rápida retomada da demanda de energia elétrica MWmed Demanda do SIN (inclui perdas): 29 / 28: +,7% Dez.29 / Dez.28: +11,2% Jan.21 / Jan.29: +11,4% Fev.21 / Fev.29: +12,1% Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Fonte: ONS 11

12 Balanço entre oferta e demanda de energia elétrica A partir de 213 a oferta ainda não está definida Térmicas Flexíveis Térmicas Inflexíveis 55. MWmed R$/MWh Pequenas Usinas Hidro Demanda Oficial Demanda do SIN (inclui perdas): ,5% 4,4% 4,9% 6,9% 4,5% 5,4% PLD SE Manaus interconectada ao SIN em 213 (+2.% em 213 e +.3 em )) Fonte: ONS 12

13 Perspectiva de oferta, demanda e preço no médio prazo A usinas recentemente contratadas e desaceleração do mercado aumentaram a sobre-oferta de energia para os próximos anos. A perspectiva de elevação dos preços se mantém devido a uma crescente participação de energia nova. Diferença entre Oferta e Demanda (MWmed) E 11E 12E 13E 14E (R$/MWh) Oferta - Demanda (líquido) Preço Médio dos CCEARs PLD Médio SE Fonte: Estudo interno da Tractebel Energia baseado no PMO Plano Mensal de Operação de fevereiro de

14 Demanda e oferta hidrelétrica Volatilidade crescente do preço spot Em 25, a MLT controlável podia suprir até 94% da demanda... Toda a energia afluente está sendo turbinada Em 213 atenderá 77% da demanda MWmed MLT Controlável Demanda Geração Hidrelétrica 14

15 Aumento da Energia Secundária jan/ jul/ jan/1 jul/1 jan/2 jul/2 jan/3 jul/3 jan/4 jul/4 jan/5 jul/5 jan/6 jul/6 jan/7 jul/7 jan/8 jul/8 jan/9 jul/9 MWmédios jan/1 Meses Geração Hidrelétrica Geração Termelétrica Mercado En. Ass. Hidro

16 Preço de Liquidação das Diferenças R$/MWh jan/1 jul/1 jan/2 jul/2 jan/3 jul/3 jan/4 jul/4 jan/5 jul/5 jan/6 jul/6 jan/7 jul/7 jan/8 jul/8 jan/9 jul/9 jan/1 Nordeste Norte Sul Sudeste 16

17 Concessões Vincendas Tema complexo, com grandes repercussões sobre o setor elétrico brasileiro Tamanho do problema Quase 2% ( MW) da capacidade instalada do sistema brasileiro com concessões de geração expirando em 215, sem possibilidade legal de renovação ou prorrogação Necessidade de recontratação da energia existente no ACR, a partir de MWmed em MWmed em MWmed em 215 Atual arcabouço legal prevê explicitamente a existência do ACL e do ACR (Lei 974/95) 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 O ACL é o único segmento do mercado que pode reagir a preço e, conseqüentemente, contribuir para o uso racional dos recursos Tratamento do problema requer decisões abrangentes e no tempo correto 17

18 Tratamento das Concessões Vincendas segunda prorrogação Onerosa CMT* (administrado) Não Onerosa Maior reversão e nova outorga CMT* Contribuição para a Modicidade Tarifária CMT Menor Preço Fonte: APINE 18

19 Impacto nas Tarifas de Energia Energia Existente Energia Nova Preço Médio CCEARs 128,6 117,5 137,22 137,62 138,52 119,27 118,46 118, R$ 14MWh (proxy do Custo Marginal de Expansão) R$ 14MWh (preço médio, em 21, da energia existente e nova) ,34 112,21 11,93 11, 1 R$ 84MWh (preço médio, em 21, da energia existente) MWmed R$/MWh

20 Dispersão das Tarifas de Energia da Distribuidoras 2 A dispersão das tarifas possibilita seletividade do mercado de atuação R$/MWh

21 Comentários Finais (1) Oferta e Demanda de Energia A demanda está se recuperando rapidamente da crise financeira e se espera crescimento acima da média histórica (4 % a.a média de 22 a 29) nos próximos anos A lacuna de oferta verificada em 27 e 28 foi aliviada pela crise e pelas novas usinas que integraram o sistema A geração hidrelétrica tem sido acima da energia assegurada nos últimos anos A energia secundária média de 25 a 29 é da ordem de 6% A energia eólica, com alguns subsídios, tem se mostrada competitiva O sistema está estruturalmente em equilíbrio até 214 Períodos prolongados de seca ou atrasos das usinas por entrar podem afetar o suprimento O aumento da oferta tem sido baseado em usinas térmicas A participação termelétrica aumentará de 13% em 21 para 24% em 214 Térmicas de pequeno porte e custos variáveis distintos contribuem para o aumento da volatilidade 21

22 Comentários Finais (2) Preço Spot Preços continuam voláteis Aversão ao risco do operador influencia o preço spot Em determinados períodos, a operação baseada na aversão ao risco prevalece sobre o mérito econômico Usinas do Rio Madeira, apesar de grandes, são a fio d água e não contribuem para diminuir volatilidade Preço para contratos de médio e longo prazo Até 212, a energia nova comprada pelas distribuidoras mantém o ritmo de aumento das tarifas reguladas de energia (proxy para o mercado livre) A partir de 213, incerteza quanto à recontratação da energia existente A renovação será afetada pela decisão sobre a renovação das concessões 11,2 MWmed de concessões vincendas entre 215 e 217, predominantemente de empresas estatais O mercado tem se guiado pela perspectiva de PLD baixo para o curto prazo e pela alta das tarifas de energia a médio e longo prazo O grau de aversão a risco define o preço para cada agente 22

23 Contatos Edson Luiz da Silva Gerente de Assuntos Regulatórios e de Mercado edsonls@tractebelenergia.com.br (48)