PLD 17 de outubro de 2018 Setor elétrico indica viés de alta para os preços administrados Mariana Silva de Freitas O aumento das tarifas de energia foi um dos principais vetores de alta dos preços administrados neste ano. Enquanto a inflação geral, medida pelo IPCA, acumulou alta de 4,5% nos 12 meses encerrados em setembro, o aumento dos preços de energia elétrica foi de 20,4%. Isso se deve, em grande parte, ao nível dos reajustes já realizados, além dos custos adicionais das bandeiras tarifárias. Esperamos que o IPCA apresente alta de 4,4% em 2018, com avanço de 10,5% dos preços de energia elétrica residencial. Esse cenário considera a mudança da bandeira tarifária em dezembro, após o fim do período seco, de vermelha patamar 2 para amarela. Trata-se de um cenário incerto: uma piora adicional das condições hidrológicas, em um momento em que os reservatórios estão próximos ao menor patamar histórico, poderia levar à manutenção da bandeira vermelha em dezembro. Se esse cenário se materializar, nossa projeção do IPCA poderia ser revista para cima em 0,28 p.p., passando para 4,68% neste ano. Uma mudança para vermelha 1 levaria nossa projeção para 4,54%. Por ora, esse risco parece limitado. Um dos critérios para o acionamento das bandeiras é o preço de energia no mercado de curto prazo (PLD), que tem recuado nas últimas semanas, a despeito da situação ainda crítica dos reservatórios. Esse movimento é explicado, principalmente, por três fatores: (i) redução das projeções de demanda no curto prazo, diante da recuperação moderada da atividade econômica¹; (ii) melhora da hidrologia, principalmente no subsistema Sul; e (iii) antecipação das obras do 2º bipolo do Madeira, que deve ampliar a capacidade de escoamento da energia gerada no subsistema Norte para o Sudeste. Gráfico 1 Cenário para bandeiras tarifárias (2018) Cenário considerando as projeções da CCEE para o PLD e o GSF fev-30 480,00 430,00 jun-18 jul-18 ago-18 set-18 mai-75 ago-20 380,00 nov-65 330,00 fev-11 280,00 out-18 abr-56 230,00 180,00 fev-18 mar-18 jan-18 dez-18 mai-18 nov-18 jul-01 out-46 130,00 80,00 abr-18 30,00 0,58 0,63 0,68 0,73 0,78 0,83 0,88 0,93 0,98 1,03 1,08 1,13 1,18 1,23 1,28 1,33 Fonte: CCEE, Bradesco GSF (1) Na segunda revisão quadrimestral realizada pelo ONS, EPE e CCEE, os valores projetados para o crescimento da carga de energia foram revisados para baixo, indicando crescimento de 1,6% em 2018 e de 3,7% em 2019. Ao incorporar essa revisão, tivemos queda importante do PLD no início do mês passado. 1
12/10/2016 12/11/2016 12/12/2016 12/01/2017 12/02/2017 12/03/2017 12/04/2017 12/05/2017 12/06/2017 12/07/2017 12/08/2017 12/09/2017 12/10/2017 12/11/2017 12/12/2017 12/01/2018 12/02/2018 12/03/2018 12/04/2018 12/05/2018 12/06/2018 12/07/2018 12/08/2018 12/09/2018 12/10/2018 Gráfico 2 PLD e Custo Marginal de Operação R$/MWh 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 PLD CMO Limite Inferior Limite Superior 270,66 267,30 Fonte: ONS, CCEE Os reajustes deste ano refletiram, majoritariamente, o aumento dos custos de energia, conforme tratamos no destaque publicado em junho². O agravamento da situação dos reservatórios e as mudanças no regime de chuvas nos últimos anos colocam desafios importantes para o planejamento do setor. Enquanto os riscos de desabastecimento parecem limitados, dado o potencial brasileiro de geração termelétrica, o cenário de preços é diretamente afetado, uma vez que essa fonte possui custos variáveis mais elevados do que a geração hidráulica. Como pode ser observado no gráfico 3, parte relevante dos reajustes é explicada pelos componentes financeiros. Além de incluir os custos associados ao risco hidrológico de algumas usinas³, esse componente é impactado pelo mecanismo de compensação dos custos da parcela A (CVA). Ou seja, se entre as datas de reajustes os custos de compra de energia diferem do projetado, essa diferença é repassada no reajuste corrente. Como passamos por período de alta relevante desses custos no segundo semestre do ano passado, esse item teve impacto altista importante em alguns reajustes tarifários. Além disso, em julho deste ano a ANEEL aprovou reajuste de 45,5% das tarifas das usinas hidrelétricas que atuam sob o regime de cotas de garantia física, o que impactou parte dos reajustes tarifários do segundo semestre. (2) Destaque Depec, 20/06/2018. (3) Risco hidrológico de Itaipu, das usinas repactuadas e das usinas que atuam sob o regime de cotas de garantia física. 2
Celpe Light Enel CE Copel Eletropaulo Elektro EDP ES Celpa Coelba RGE Sul Enel EMS Cemig RGE Gráfico 3 Reajustes tarifários realizados em 2018: composição dos valores 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% Componentes financeiros Parcela B Parcela A - Encargos Parcela A - Custos de Transmissão Parcela A - Custos de Aquisição de Energia "" 16,0% 15,8% 8,9% 10,4% 24,4% 15,9% 11,7% 17,0% 22,5% 21,0% 9,9% 23,2% 20,6% 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 5,00% 5,0% 10,00% 0,00% 5,00% -5,00% 0,00% Fonte: ANEEL O cenário para o ano que vem segue desafiador, mas alguma redução no nível dos reajustes pode se materializar. Isso porque podemos ter certo alívio no passivo das distribuidoras, com menor déficit da conta bandeiras. Esse déficit ainda é bastante elevado, mas a expectativa é que não supere o observado em 2017. Ainda que os dados sejam voláteis, o nível de chuvas nos últimos meses já configura um cenário menos grave do que observamos no mesmo período do ano passado. Além disso, a mudança metodológica do sistema de bandeiras, ocorrida em novembro daquele ano, apesar de não resolver integralmente o problema do déficit, ajudou a reduzi-lo nos meses subsequentes. Naquela situação, os valores adicionais das faixas foram alterados, com aumento do custo da bandeira vermelha patamar 2 e queda da amarela. Além disso, a metodologia das bandeiras passou a incorporar, como critério de acionamento, uma análise conjunta entre o PLD e o risco hidrológico, medido pelo GSF⁴. Com isso, foi possível reduzir, em alguma medida, o descasamento entre as receitas das bandeiras e os custos das distribuidoras, cuja diferença é repassada nos processos de reajuste e revisão tarifária. Vale destacar que uma piora adicional do cenário hidrológico se coloca como um fator de risco nesse cenário, uma vez que o acionamento de usinas térmicas mais caras pode impor mais custos às distribuidoras. (4) O GSF (Generation Scaling Factor) é o fator que mede a razão entre a energia produzida pelo conjunto dos geradores do sistema e a Garantia Física total do mecanismo. Assim, um GSF inferior a 100% indica que a energia alocada a cada usina é inferior à sua garantia física, de forma que os geradores precisam recorrer ao mercado de curto prazo a fim de cumprirem suas obrigações contratuais. 3
set-16 out-16 nov-16 dez-16 jan-17 fev-17 mar-17 abr-17 mai-17 jun-17 jul-17 ago-17 set-17 out-17 nov-17 dez-17 jan-18 fev-18 mar-18 abr-18 mai-18 jun-18 jul-18 ago-18 Gráfico 4 Conta Bandeiras 5500 4500 Receita Bandeiras Custo apurado no mês Déficit acumulado 3500 2500 1500 500-500 Fonte: ANEEL Em suma, ao mesmo tempo em que o setor elétrico mostra uma recuperação forte pelo lado dos investimentos, após alguns anos praticamente paralisados, importantes desafios ainda precisam ser enfrentados. Como exemplos, podemos citar a privatização das distribuidoras da Eletrobrás (Amazonas e Ceal), a conclusão das obras de Angra 3 e as divergências com o setor de gás natural no que se refere aos preços estabelecidos no Programa Prioritário de Termoeletricidade (PPT). A resolução desses impasses deve impactar o cenário de preços no mercado cativo, colocando riscos para o nosso cenário de inflação que devem ser monitorados. Por ora, acreditamos que os preços de energia devem subir 5,0% próximo ano, ainda acima da nossa projeção de 4,25% para a inflação ao consumidor (IPCA). A convergência para esse cenário dependerá, além das condições hidrológicas, do desfecho das questões jurídicas, regulatórias e estruturais que permeiam o setor. Gráfico 4 IPCA - Energia Elétrica (variação anual) 60% 50% 51,0% 40% 30% 20% 10% 0% 17,9% 20,0% 21,4% 9,6% 8,1% 0,3% 1,1% 4,7% 3,0% 4,0% 2,9% 17,1% 10,4% 10,4% 5,0% -10% -20% -6,2% -15,7% -10,7% -30% 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Fonte: IBGE, Bradesco 4
Equipe Técnica Diretor de Pesquisas e Estudos Econômicos Economistas Estagiários economiaemdia.com.br Fernando Honorato Barbosa Andréa Bastos Damico / Constantin Jancsó / Ellen Regina Steter Hanna Farath / Estevão Augusto Oller Scripilliti / Fabiana D Atri / Igor Velecico / Leandro Câmara Negrão / Mariana Silva de Freitas / Myriã Tatiany Neves Bast / Priscila Pacheco Trigo / Rafael Martins Murrer / Robson Rodrigues Pereira / Thomas Henrique Schreurs Pires Ana Beatriz Moreira dos Santos / Camila Medeiros Tanomaru / Daniel Funari Fouto / Felipe Yamamoto Ricardo da Silva / Isabel Cristina Elias de Souza Oliveira / Lucas Maia Campos / Renan Bassoli Diniz / Thaís Rodrigues da Silva O DEPEC BRADESCO não se responsabiliza por quaisquer atos/decisões tomadas com base nas informações disponibilizadas por suas publicações e projeções. Todos os dados ou opiniões dos informativos aqui presentes são rigorosamente apurados e elaborados por profissionais plenamente qualificados, mas não devem ser tomados, em nenhuma hipótese, como base, balizamento, guia ou norma para qualquer documento, avaliações, julgamentos ou tomadas de decisões, sejam de natureza formal ou informal. Desse modo, ressaltamos que todas as consequências ou responsabilidades pelo uso de quaisquer dados ou análises desta publicação são assumidas exclusivamente pelo usuário, eximindo o BRADESCO de todas as ações decorrentes do uso deste material. Lembramos ainda que o acesso a essas informações implica a total aceitação deste termo de responsabilidade e uso. A reprodução total ou parcial desta publicação é expressamente proibida, exceto com a autorização do Banco BRADESCO ou a citação por completo da fonte (nomes dos autores, da publicação e do Banco BRADESCO) 5