Apresentação de 1 Resultados 1T10
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
Destaques, Controle Acionário, Market Share, Ativos e Vendas 3
Destaques do trimestre Principais indicadores financeiros e operacionais: (valores em R$ milhões) 1T10 1T09 Var. Receita Operacional Líquida (ROL) 945,5 860,3 9,9% EBITDA (1) 573,2 469,3 22,2% EBITDA / ROL - (%) 60,6 54,6 6,0 p.p. Lucro Líquido 248,7 233,9 6,3% Energia Vendida (MW médios) 3.869 3.588 7,8% Preço Médio dos Contratos de Venda (R$/MWh) 111,67 107,05 4,3% Produção (MW médios) 4.613 3.204 44,0% (1) EBITDA representa: lucro operacional + resultado financeiro + depreciação e amortização. Em 10 de março, entrou em operação a Pequena Central Hidrelétrica Areia Branca, situada em Minas Gerais. Esta PCH acrescentou 19,8 MW à capacidade instalada da Tractebel. 4
A Tractebel é controlada pela GDF SUEZ, líder mundial em energia 100% Energy Energy Latin Latin America America Participações Participações Ltda Ltda 99,99% 50,10% 68,71% 78,53% SUEZ SUEZ Energia Renovável Energy Energy Brasil Brasil 40,07% 99,99% 99,99% 99,99% 99,90% 99,99% 48,75% 2,82% Companhia Energética São Salvador Lages Bioenergética Tractebel Comercializadora Tractebel Energias Complementares Ponte de Pedra Energética 76,00% 99,99% 99,99% 99,99% 99,99% 99,99% Ibitiúva Bioenergética Tupan Hidropower Areia Branca Pedra do Sal Beberibe Obs.: Estrutura simplificada 5
Portfólio balanceado de ativos, com localização estratégica Capacidade instalada de 6.451 MW em 20 usinas operadas pela Companhia: 80% hidrelétricas, 18% termelétricas e 2% complementares. Usinas Hidrelétricas Usinas Termelétricas Capacidade Instalada (MW) Capacidade Instalada (MW) Energia Assegurada (MWm) 1 1 Salto Santiago 1.420,0 723,0 2 Itá 1.126,9 2 544,2 2 3 Salto Osório 1.078,0 522,0 4 Cana Brava 450,0 273,5 5 Machadinho 403,9 2 147,2 2 6 São Salvador 243,2 148,5 7 Passo Fundo 226,0 119,0 8 Ponte de Pedra 176,1 131,6 Total 5.124,1 2.609,0 Garantia Física (MWm) 1 9 Complexo Jorge Lacerda 3 857,0 649,9 10 William Arjona 190,0 136,1 11 Charqueadas 72,0 45,7 12 Alegrete 66,0 21,1 Total 1.185,0 852,8 Usinas Complementares Capacidade Energia Assegurada/ Instalada (MW) Gar. Física (MWm) 1 13 Lages (Biomassa) 28,0 25,0 14 Rondonópolis (PCH) 26,6 14,0 15 Beberibe (Eólica) 25,6 9,8 16 José Gelazio da Rocha (PCH) 23,7 11,9 17 Areia Branca (PCH) 19,8 10,9 18 Pedra do Sal (Eólica) 18,0 7,8 Total 141,7 79,4 Legenda 19 Hidrelétrica Termelétrica Complementar Em Construção 14 16 8 12 10 3 1 13 7 2 5 9 11 Usinas em Construção Capacidade Energia Assegurada/ Instalada (MW) Gar. Física (MWm) 1 19 Jirau (Hidro) 1.728,5 4 1.024,9 4 20 Estreito (Hidro) 435,6 2 256,9 2 21 Andrade (Biomassa) 18,3 2 11,1 2 Total 2.182,4 1.292,9 Notas: 1 Valores segundo legislação específica. 2 Parte da Tractebel Energia. 3 Complexo composto por 3 usinas. 4 Parte da GDF SUEZ. 6 4 21 20 17 18 15 6
Liderança entre os geradores privados de energia A Tractebel Energia é a maior geradora privada do setor elétrico brasileiro Setor Privado Capacidade Instalada (GW) Brasil Capacidade Instalada 1,2 8,6 2,2 3 Petrobras 5,1% Outros 24,2% 6,4 Tractebel Energia 2,7 AES Tietê 2,2 Duke Energy 1,7 1,7 1,1 1,0 CPFL EDP Neoenergia Endesa Eletrobrás 32,0% Itaipu 7,2% AES Tietê 2,7% Copel 5,3% Cemig 6,9% CESP 7,6% Tractebel 6,6% Duke Energy 2,3% Fonte: Aneel e websites das empresas. Notas: ¹ Valor correspondente ao SIN - Sistema Interligado Nacional. ² Inclui somente a parcela nacional de Itaipu. 3 Capacidade instalada em construção. e está bem posicionada para exercer o papel de agente consolidador. 7
Portfólio balanceado entre distribuidoras, clientes livres e comercializadoras Energia Contratada por Tipo de Cliente Pioneirismo no atendimento sistemático ao mercado livre 3% 1% 34% 34% 25% 26% 29% Flexibilidade (preços, prazos e condições) Maximiza a eficiência do portfólio 18% 22% 19% 18% 11% Sólido relacionamento com os clientes Meio de aproximação a alguns clientes livres 46% 44% 55% 56% 60% Maior mercado consumidor Contratos regulados e livres Maior previsibilidade do fluxo de caixa de longo prazo 2007 2008 2009 2010E 2011E Distribuidoras Comercializadoras Clientes Livres Exportações visando minimizar riscos e maximizar a eficiência do portfólio de clientes. 8
Diversificação também dentro do portfólio de clientes livres A diversificação dos setores dos clientes livres, somada a um rigoroso processo de análise de crédito, traduz-se em um nível zero de inadimplência. Volume total de venda para clientes livres para 2010: 981 MW médios 17% 15% 12% 10% 8% 8% 5% Química Automóveis Gases Industriais Papel e Celulose Siderúrgica Petroquímica Mineração 9
Mercado de Energia no Brasil 10
O ingresso de termelétricas caras na matriz energética deverá suportar os preços Os recentes leilões de usinas termelétricas possibilitarão o aumento da oferta em relação à demanda de energia para os próximos anos e contribuirão para elevar os preços no Ambiente de Contratação Regulada (ACR). Mercado de Energia Distribuição da Oferta por Fonte Diferença entre Oferta e Demanda (MWmed) 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0-2.000 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10E 11E 12E 13E 14E Oferta - Demanda (líquido) Preço Médio dos CCEARs 500 400 300 200 100 0-100 (R$/MWh) (GWmed) 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 Térmicas Flexíveis Térmicas Inflexíveis Pequenas Usinas Hidrelétricas Demanda Oficial PLD Médio Submercado SE 800 700 600 500 400 300 200 100 (R$/MWh) Fonte: Estudo interno da Tractebel Energia baseado no PMO Plano Mensal de Operação de março de 2010. 5 0 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10E 11E 12E 13E 14E 0 11
Estratégia de Comercialização 12
A energia para entrega no médio prazo está quase totalmente contratada Estratégia de comercialização gradativa de disponibilidade futura: com o passar do tempo e consequente maior previsibilidade do mercado, a Companhia refina a disponibilidade que permanecerá descontratada nos anos seguintes. Energia Descontratada da Tractebel Energia (MW médio) Tractebel: Energia Descontratada em Relação à Disponibilidade de um Dado Ano 58,3% 53,6% 869 1.054 38,0% 45,4% 39,3% 45,9% 33,0% 29,1% 27,3% 27,8% 27,7% 263 281 86 6,8%¹ 2,1%¹ 414 10,6%¹ 7,2%¹ 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Nota: ¹ Percentual dos recursos totais. 27,6%¹ 22,5%¹ 22,7% 20,1% 17,9% 16,0% 10,9% 10,9% 9,2% 6,8% 7,5% 2011 2012 2013 2014 2015 31/12/2006 31/12/2007 31/12/2008 31/12/2009 13
Balanço de energia Posição em 31/03/2010 (em MW médio) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Recursos Próprios 3.365 3.504 3.617 3.617 3.617 3.617 Preço Bruto Data de Preço Bruto Corrigido + Compras para Revenda 651 352 306 278 253 200 no Leilão Referência p/ 31 de março de 2010 = Recursos Totais (A) 4.016 3.856 3.923 3.895 3.870 3.817 (R$/MWh) (R$/MWh) Vendas Leilões do Governo* 1.298 1.446 1.701 1.702 1.702 1.692 2004-EE-2007-08 10 10 10 10 10-70,9 dez-04 87,6 2005-EE-2008-08 150 150 150 150 150 150 81,6 abr-05 98,0 2005-EE-2009-08 381 381 381 381 381 381 94,0 out-05 110,8 2005-EN-2010-30 200 200 200 200 200 200 115,1 dez-05 134,3 2006-EN-2009-30 493 493 493 493 493 493 128,4 jun-06 147,4 2006-EN-2011-30 - 148 148 148 148 148 135,0 nov-06 160,3 2007-EN-2012-30 - - 256 256 256 256 126,6 jun-07 144,3 Proinfa 53 53 52 53 53 53 147,8 jun-04 193,4 1º Leilão de Reserva 11 11 11 11 11 11 158,1 ago-08 170,6 + Vendas Bilaterais 2.632 2.147 1.941 1.779 1.299 1.071 = Vendas Totais (B) 3.930 3.593 3.642 3.481 3.001 2.763 Saldo (A - B) 86 263 281 414 869 1.054 Preço médio de venda (R$/MWh) (líquido) *1 : 110,7 115,5 116,1 Preço médio de compra (R$/MWh) (líquido) *2 : 115,0 116,4 113,4 * XXXX-YY-WWWW-ZZ, onde: XXXX ano de realização do leilão YY EE = energia existente ou EN = energia nova WWWW ano de início de fornecimento ZZ duração do fornecimento (em anos) *1: Preço de venda líquido de ICMS e impostos sobre a receita (PIS/Cofins, P&D), referido a 31/03/10. *2: Preço de aquisição líquido, considerando os benefícios de crédito do PIS/Cofins, referido a 31/03/10. Nota: O balanço está referenciado ao centro de gravidade. Ele contempla a energia gerada por Estreito, que entra em operação no 1T11. 14
Crescimento 15
Projeto hidrelétrico em construção: Estreito Em 21 de dezembro de 2009, o Conselho de Administração da Tractebel aprovou a aquisição da parcela detida pela GDF SUEZ na Usina Hidrelétrica Estreito, equivalente a 435 MW. A aprovação da transação pelo BNDES e Aneel está sendo aguardada. Descrição do Projeto UHE Estreito TO/MA Capacidade Instalada: 1.087,0 MW Energia Assegurada: 641,1 MW Participação: 40,1% Investimento total (R$mm): 2.090 Início da construção: 2007 Início da operação: 2011 A energia assegurada correspondente a essa parcela, 256 MWm, foi vendida no leilão A-5 de energia nova ocorrido em outubro de 2007, para um período de 30 anos a partir de 2012. 16
Projeto de energia complementar em construção: Destilaria Andrade Atualmente, a Tractebel também está construindo uma usina de energia complementar: Destilaria Andrade (biomassa, em parceria com Açúcar Guarani). Descrição dos Projetos UTE Destilaria Andrade - SP Movida a biomassa (bagaço de cana) Capacidade Instalada: 33,0 MW Garantia Física: 18,3 MW Participação: 55% Investimento total (R$mm)1: 95 Início da construção: 2008 Início da operação: 2010 Contrato por 15 anos a R$ 158/MWh Nota: ¹ Parcela da Tractebel. Genericamente, os projetos setoriais possuem financiamento de 60 a 70% do investimento total. 17
Projeto hidrelétrico em construção: Jirau A Energia Sustentável do Brasil, da qual a GDF SUEZ detém 50,1%, é responsável pela construção, manutenção, operação e venda da energia a ser gerada pela usina Jirau. 70% da energia a ser gerada por esta usina foi vendida no leilão A-5 de energia nova ocorrido em maio de 2008, para um período de 30 anos a partir de janeiro de 2013. Descrição do Projeto UHE Jirau RO Capacidade Instalada: 3.450,0 MW Energia Assegurada: 2.045,7 MW Participação: 50,1% Início da construção: 2008 Início da operação: 2012 Maiores informações estão disponíveis no site www.energiasustentaveldobrasil.com.br. 18
Desempenho Financeiro 19
Crescimento constante e consistente do desempenho financeiro A eficiência na administração do portfólio de clientes e o foco em estratégias de contratação levaram ao crescimento da receita e do EBITDA ao longo dos anos. Lucro líquido consistente suporta o plano de crescimento da Companhia. Receita Líquida (R$ milhões) EBITDA (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 7,7% a.a. 3.017 1 3.400 1 3.497 1.851 1 8,5% a.a. 2.177 1 2.178 1.046 4,1% a.a. 1.115 1.134 10,0% a.a. 22,2% a.a. 860 946 573 469 6,3% a.a. 234 249 2007 2008 2009 1T09 1T10 Nota: 1 Considera reclassificação contábil. 2007 2008 2009 1T09 1T10 2007 2008 2009 1T09 1T10 Em relação ao 1T09, os resultados do 1T10 foram impactados principalmente por: (i) maior preço médio de venda, (ii) energia de antecipação da UHE São Salvador (UHSA), (iii) maior volume comprado para revenda, (iv) menor PLD liquidando os saldos compradores na CCEE, (v) ausência de exportação, (vi) efeitos financeiros atrelados à operação da UHSA e (vii) efeitos inflacionários. 20
Evolução da receita operacional bruta (R$ milhões) 3.005 1 2.593 1 27% 25% 26% 24% 25% 24% 3.7931 3.886 3.338 25% 26% 26% 25% 25% 27% 22% 24% 24% 1.057 4º Trimestre 3º Trimestre 2º Trimestre 1º Trimestre % da receita bruta anual acumulada 26% 23% 23% 28% 25% 100% 2005 2006 2007 2008 2009 1T10 Nota: 1 Considera reclassificação contábil. 955 90 41 (2) (41) 12 2 1.057 10,7% ROB 1T09 Volume de Venda Preço Médio de Venda CCEE Exportação UHE São Salvador Outros ROB 1T10 21
Evolução do EBITDA (R$ milhões) 2.177 1 2.178 1.595 1.451 1 20% 24% 28% 26% 24% 25% 25% 28% 1.851 1 27% 28% 21% 24% 24% 24% 20% 32% 28% 26% 24% 22% 573 100% 4º Trimestre 3º Trimestre 2º Trimestre 1º Trimestre % do EBITDA anual acumulado 2005 2006 2007 2008 2009 1T10 Nota: 1 Considera reclassificação contábil. 469 83 (18) 9 30 573 22,2% EBITDA 1T09 Nota: CCEE 1 Exportação UHE São Salvador Operações EBITDA 1T10 1 Considera o efeito combinado de variações de receita e despesa. 22
Evolução do lucro líquido (R$ milhões) 920 24% 33% 24% 19% 979 19% 27% 19% 35% 1.046 29% 26% 22% 23% 1.115 25% 20% 20% 35% 1.134 31% 25% 23% 21% 249 100% 4º Trimestre 3º Trimestre 2º Trimestre 1º Trimestre % do lucro líquido anual acumulado 2005 2006 2007 2008 2009 1T10 55 (12) 16 (44) 234 249 6,3% Lucro 1T09 CCEE Exportação Operações Resultado Financeiro Lucro 1T10 23
Drivers financeiros trimestrais O desempenho trimestral pode ser afetado pela estratégia de alocação da energia assegurada. Energia Vendida (MW médios) 3.588 3.522 3.869 Preço Médio da Energia Vendida (R$ / MWh) 107,1 109,2 111,7 Receita Líquida (R$ milhões) 860 914 946 1T09 4T09 1T10 EBITDA (R$ milhões) 609 573 469 1T09 4T09 1T10 Nota: Valores líquidos de deduções. Margem EBITDA 67% 61% 55% 1T09 4T09 1T10 Lucro Líquido (R$ milhões) 352 234 249 1T09 4T09 1T10 Nota: 1 Considera reclassificação contábil. 1T09 4T09 1T10 1T09 4T09 1T10 24
Endividamento limitado e com baixa exposição cambial O baixo nível de endividamento da Companhia possibilita o aproveitamento das oportunidades de crescimento. Overview da Dívida (R$ milhões) 2.978 3.415 3.207 825 2.381 (R$ milhões) 1.813 84% 1,0x 16% 89% 1,4x 11% 93% 92% 1,6x 1,5x 7% 8% 1 Dívida Total / EBITDA 2 2007 2008 2009 1T10 Caixa 1T10 Dívida Líquida 1T10 Dívida em Moeda Estrangeira¹ Dívida em Moeda Local Dívida Total / EBITDA² Nota: ¹Sem hedge. ² EBITDA nos últimos 12 meses. 25
Evolução da dívida líquida Dívida Líquida (R$ milhões) 2.160 365 30 (420) 213 33 2.381 10,2% Dívida Líquida 31/12/2009 Investimentos Variação Monetária e Cambial, Líquida Atividades Operacionais Variação do Capital de Giro Outros Dívida Líquida 31/03/2010 26
Dívidas de médio e longo prazos, com baixo custo e indexadores defensivos Perfil da dívida e forte geração de caixa reduzem o risco de refinanciamento futuro. Cronograma de Vencimento da Dívida - R$ milhões 975 569 288 354 327 288 23 16 12 8 4 153 97 0 2 91 2010 2011 2012 2013 2014 2015 de 2016 até 2023 Moeda Nacional Moeda Estrangeira 2024 Custo da Dívida EUR: 3% (Custo: 3,9%) USD: 5% (Custo 4,8%) BRL: 92% (Custo: 10,8%) Composição do Endividamento Moeda Externa Moeda Nacional Fixo 51% Fixo 2% Flutuante 49% TJLP 39% Total 100% IGPM 7% CDI 37% IPCA 15% Total 100% 27
Investimentos em manutenção e expansão suportados por uma forte geração de caixa Investimentos realizados/orçados e respectivas fontes de financiamento (R$ milhões) 1.595 1 979 2.177 1 2.178 1.851 1 1.046 1.115 2.012 1.134 2.236 801 1.194 771 69 370 401 1.211 269 18 251 1.042 174 113 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Financiados com dívida, incluindo dívidas assumidas nas aquisições 2 Financiados com capital próprio, incluindo aquisições EBITDA Lucro Líquido Nota: 1 Considera reclassificação contábil. 2 Não considera juros incorridos sobre a construção. 28
Política de dividendos Dividendo mínimo estatutário de 30% do lucro líquido ajustado. Compromisso da Administração: payout mínimo de 55% do lucro líquido ajustado. Frequência do pagamento: semestral. Dividendos R$ 1,34 95% R$ 1,43 95% R$ 1,52 95% R$ 1,16 R$ 0,96 68% 55% 12,4% 8,6% 6,8% 5,7% 5,0% 2005 2006 2007 2008 2009 Dividendo por ação (R$) Payout 1 Dividend Yield 2 Nota: 1 Considera o lucro líquido do exercício, e não o seu valor ajustado. 2 Baseado no preço médio ponderado por volume das ações ON no período. Em 20 de maio de 2010, serão pagos os dividendos complementares (R$ 81,9 milhões ou R$ 0,125 por ação), além dos juros sobre o capital próprio (R$ 194,0 milhões ou R$ 0,297 por ação, líquidos de imposto de renda na fonte). Assim, o total de proventos de 2009 atinge R$ 623,9 milhões, o equivalente a R$ 0,956 por ação e a um payout de 55,0%. 29
Vantagens competitivas SETOR ATRATIVO Perfil defensivo em tempos de crise Preços crescentes de energia EXCELENTE CLASSIFICAÇÃO DE RISCO Emissão recente tem rating AA em escala nacional pela S&P e Fitch Rating corporativo também AA, há vários anos LIDERANÇA NO SETOR Maior gerador privado de energia Valor de mercado: R$ 13,0 bilhões Controlada pela GDF SUEZ, líder mundial em energia ALTO PADRÃO DE GOVERNANÇA CORPORATIVA Executivos experientes Comprovada disciplina nas decisões de investimento CLARA ESTRATÉGIA COMERCIAL Alta contratação nos próximos anos Portfólio balanceado entre clientes livres (em diferentes setores) e regulados (distribuidoras) DESEMPENHO FINANCEIRO ESTÁVEL Forte geração de caixa Margem EBITDA média superior a 60% Lucro líquido consistente PREVISIBILIDADE DO FLUXO DE CAIXA Contratos indexados à inflação Base hídrica, mas com diversificação em térmicas e eólicas ALTO DESEMPENHO OPERACIONAL Índices de disponibilidade de referência mundial Usinas certificadas com ISO 9001 (gestão da qualidade) e 14001 (gestão de meio ambiente) 30
Contatos Eduardo Sattamini Diretor Financeiro e de Relações com Investidores sattamini@tractebelenergia.com.br Antonio Previtali Jr. Gerente de Relações com Investidores previtali@tractebelenergia.com.br (48) 3221 7221 www.tractebelenergia.com.br 31
Anexos 32
Geração termelétrica e exposição aos preços spot 750 MWmédios Garantia física estimada (base anual) 375 MW médios (exposição máxima) Energia de substituição termelétrica compra no mercado spot 375 MWmédios Despacho mínimo por inflexibilidade esperado (baseado na compra de aproximadamente 230 mil t de carvão por mês) Notas: 1) A Tractebel Energia está totalmente contratada compra de energia de substituição termelétrica. 2) Em base mensal, variações na inflexibilidade podem ocorrer. 3) Os valores estão referenciados ao Centro de Gravidade da CCEE. 33
Sazonalização de energia hidrelétrica Como a alocação de recursos na CCEE ao longo dos meses interfere nos resultados trimestrais de uma geradora hidráulica? Nível total de contratos Vendedor na CCEE Recursos hidrelétricos anuais Alocação mensal ao longo do ano x 1 (decisão tomada em dez. do ano x 0 ) Comprador na CCEE Jan Mar Mai Out Dez Geradoras hidráulicas podem sazonalizar livremente seus recursos ao longo dos meses do ano seguinte; Flutuações mensais nas vendas também impactam a exposição ao preço spot; As diferenças mensais de energia são liquidadas ao preço spot (ou PLD - Preço de Liquidação das Diferenças); Como agentes expostos na CCEE sofrem penalidades, um mercado de fechamento de mês está disponível para aqueles que precisam cobrir sua exposição; Os preços nesse mercado de fechamento de mês são fortemente relacionados ao preço spot. 34
Mecanismos para mitigar exposição de origem térmica Como conseqüência dos temas abordados nas duas lâminas anteriores, uma sazonalização adequada dos recursos hidráulicos pode mitigar a exposição da energia de substituição termelétrica, a ser comprada a PLD. Segue um exemplo: Nível total de contratos Exposição térmica Exposição térmica Exposição hidráulica Recursos hidráulicos Nota: As caixas de exposição estão fora de escala. Contratos de compra Inflexibilidade térmica mês 1 = mês 2 = mês 3 mês 1 mês 2 mês 3 35
Despesas: impacto da estratégia de sazonalização (2007 a 2009) 550 500 450 400 Exposição ao PLD sem consideração da estratégia (R$ milhões) Exposição ao PLD com consideração da estratégia (R$ milhões) PLD (R$) 350 300 250 291,9 261,6 200 150 141,6 180,2 MBRL 100 50-89,2 44,9 79,9 (50) (100) (150) (200) (250) (300) (350) Ruptura do equilíbrio estrutural do setor elétrico em função da crise do gás e suspensão da importação da Argentina. (177,0) Nível de segurança mínimo dos reservatórios do sistema é violado. A crise econômica global, associada à segunda maior sequência histórica de afluências no segundo semestre, leva o PLD ao seu valor mínimo a partir de agosto. (400) (450) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 36
Principais drivers e curva de distribuição dos preços spot Nível de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas; Regime de chuvas; Evolução prevista da demanda de energia; Disponibilidade atual e futura de usinas e linhas de transmissão de energia elétrica; Disponibilidade de gás natural. Custo variável de geração termelétrica (R$/MWh) Unidade C da UTJL 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 custo marginal de operação = preço spot % do tempo Nota: preços mensais do mercado spot para o submercado SE-CO, de maio de 2003 a abril de 2010. Conclusão: Em 64% do tempo o preço spot é inferior a R$50/MWh, e em 89% do tempo, inferior a R$110/MWh. 37
Correlação entre nível de reservatórios e preço spot Submercado Sul Preço Spot (R$/MWh) 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 mar/10 jan/10 set/08 nov/08 jan/09 mar/09 mai/09 jul/09 set/09 nov/09 jul/08 mai/08 mar/08 jan/08 nov/07 set/07 jul/07 mai/07 mar/07 jan/07 Preço spot mensal (R$/MWh) Nível dos reservatórios (% EARmax) 550 Submercado Sudeste/Centro-Oeste 100 500 90 Preço Spot (R$/MWh) 450 400 350 300 250 200 150 100 80 70 60 50 40 30 20 50 10 0 0 set/08 nov/08 jan/09 mar/09 mai/09 jul/09 set/09 nov/09 jan/10 mar/10 mar/07 mai/07 jul/07 set/07 nov/07 jan/08 mar/08 mai/08 jul/08 jan/07 38 Nível dos Reservatórios (%) Nível dos Reservatórios (%)
Eletricidade: mercado com grande potencial de crescimento Consumo de Eletricidade (per capita no ano) 14.000 12.000 Estados Unidos Consumo per capita (kwh) 10.000 8.000 6.000 4.000 Argentina Chile Espanha Japão Itália França Reino Unido Alemanha 2.000 China Brasil México - Índia - 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000 PIB per capita (US$) Fonte: IEA Energy Statistics, 2009. 39