Perspectivas do Mercado de Energia

Expansão da Matriz de Eletricidade 2

PIB e Demanda de Energia Elétrica 10% 8% 8,3% 7,5% Variação (%) 6% 4% 2% 6,1% 4,5% 3,9% 4,8% 3,2% 4,0% 5,2% 2,8% 0,7% 2,7% 3,4% 4,2% 4,3% 2,28% 4,4% 2,60% 0% 0,9% -0,30% -2% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013E 2014E Demanda de Energia Elétrica (YoY) MM5anos Produto Interno Bruto (YoY) MM5anos Fonte: Demanda: ONS PIB: Focus 3

Balanço Sistêmico: Uma Visão Histórica Oferta não definida Leilões agregarão mais oferta O balanço sistêmico não considera a situação de contratação das distribuidoras (short/long), ou seja, seu balanço comercial. 4

Balanço Sistêmico: Expansão Contratada Demanda: 4,1% a.a. 5

Resultado dos Leilões de Energia Nova: Benchmark para Preços da Energia Biomassa 1.075 MWmed 177,5 105,8 203,7 Termelétrica 6.762 MWmed 176,7 68,6 203,7 PCH 116 MWmed 176,8 172,5 187,9 Eólica 3.088 MWmed 141,0 105,9 188,5 Hidrelétrica * 12.739 MWmed 114,9 67,8 194,8 Média * 23.780 MWmed 139,0 0 50 100 150 200 250 R$/MWh * Parcela do ACL @ R$ 120/MWh Inclui leilões de reserva e botox 6

Preços de Energia Curto Prazo Preços de mercado são altamente dependentes da conjuntura energética (PLD) e da liquidez de lastro no mercado (balanço oferta/demanda) O piso é o PLD (gerador liquida, em última instância, ao PLD na CCEE) e o mercado paga uma margem para remunerar lastro (às vezes, até negativa) Médio Prazo Teto de preço é a distribuidora: se o cliente não encontrar energia abaixo da tarifa do cativo, pode retornar ao ACR Piso de preço para o gerador é a expectativa de PLD Em mercados equilibrados em lastro, preços se situam entre esses dois batentes Longo Prazo O driver de preço é o Custo Marginal de Expansão, hoje governado pelo custo de expansão de termelétricas e eólicas 7

Plano Decenal de Energia Elétrica 2011: 117 GW 56% 2021: 182 GW Termelétricas MW CARVÃO IMPORTADO 1440 GÁS NATURAL 2269 ÓLEO COMBUSTÍVEL 4907 ÓLEO DIESEL 176 100% de Itaipu Fonte: EPE 8

ENA x MLT x Carga (Médias Móveis de 12 Meses) Nota: Carga Líquida (carga do SIN descontada a geração de pequenas usinas) 9

Preço Spot na Nova Matriz 10

Maior Dependência da Hidrologia: Volatilidade 11

Evolução da Capacidade de Armazenamento Aumento de 5% (13 GW médios) entre 2012 e 2021 350 5 % Armazenamento Máximo (GW médio) 300 250 200 150 100 50 4,8 17 13 55 52 20 22 3,4 200 204 88 60 4 3 Capacidade de Regularização (meses) 0 2012 2021 2 SE/CO S NE N Demanda Fonte: EPE 12

Impactos da Nova Matriz para a Operação e o Mercado Importantes desafios para a operação do sistema Transferência de volumes significativos de energia de Belo Monte e de usinas do Norte para o Sudeste no 1º semestre Intermitência de geração em fontes eólicas Alocação de maior reserva operativa para atendimento da ponta Aumento de 40% na capacidade instalada hidrelétrica eleva a capacidade de armazenamento em apenas 5%, diminuindo a capacidade de regularização Alterações significativas dos níveis dos reservatórios ao longo de curtos ciclos hidrológicos, ocasionando restrições operativas para as hidrelétricas Maior despacho termelétrico para atender às exigências sazonais da carga Custo Marginal de Operação converge para o Custo Variável Unitário de termelétricas eficientes Custo Marginal de Expansão governado pelo custo de expansão de termelétricas 13

Despacho Termelétrico Veio Para Ficar MWavg 17.000 16.000 15.000 14.000 13.000 12.000 11.000 10.000 9.000 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 Jul/12 Aug/12 Sep/12 Oct/12 Nov/12 Dec/12 Jan/13 Feb/13 Mar/13 Apr/13 May/13 Jun/13 ENERGETIC SECURITY INFLEXIBILITY ELECTRIC RESTRICTION ECONOMIC DISPATCH SEGURANÇA ENERGÉTICA INFLEXIBILIDADE RESTRIÇÃO ELÉTRICA DESPACHO ECONÔMICO Fonte: ONS Valores de geração bruta 14

Despacho Termelétrico Impacta a Tarifa das DISCOs Tendência de elevação nos valores de Tarifa de Energia em relação aos valores da Revisão Extraordinária ocorrida em janeiro de 2013 TE só não teve aumento maior devido às alterações regulatórias a partir do Decreto nº 7945/2013 (aporte CDE) 15

PLD 400 Preço Spot Sudeste (R$/MWh) 350 300 250 200 150 100 50 0 jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13 Mensal: R$ 130,73/MWh Mensal 16

PLD 400 Preço Spot Sudeste (R$/MWh) 350 300 250 200 150 100 50 0 jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13 Mensal MM12meses Mensal: R$ 130,73/MWh MM12 meses: R$ 255,92/MWh 17

PLD 400 Preço Spot Sudeste (R$/MWh) 350 300 250 200 150 100 50 0 jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13 Mensal MM12meses MM36meses Mensal: R$ 130,73/MWh MM12 meses: R$ 255,92/MWh MM36 Meses: R$ 132,77/MWh 18

PLD 400 Preço Spot Sudeste (R$/MWh) 350 300 250 200 150 100 50 0 jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13 Mensal MM12meses MM36meses MM60meses Mensal: R$ 130,73/MWh MM12 meses: R$ 255,92/MWh MM36 Meses: R$ 132,77/MWh MM60 meses: R$ 100,37/MWh 19

O Dilema do Operador OK Não Despachar UTEs Déficit Prejuízo para o consumidor: corte de carga Despachar UTEs Vertimento Prejuízo para o consumidor: desperdício de recurso OK 20

Resolução CNPE 3/2013, de 06/03/2013 (a) A aversão ao risco pelo CMSE levou ao despacho máximo de termelétricas a partir de outubro de 2012 Como o modelo de PLD não capturava esse despacho intenso, o custo do despacho estava plenamente alocado nos encargos pagos pela demanda Como essa elevação conjuntural do PLD causaria aumento nas tarifas de energia das DISCOs, o Tesouro passou a custear parte desse encargo em 2013 e as distribuidoras devolverão em cinco anos Ficou claro que o modelo de preços deveria ser revisto 21

Resolução CNPE 3/2013, de 06/03/2013 (b) Fase Transitória (até agosto de 2013) O custo da segurança energética seria repartido com os geradores 50% via Delta-PLD para agentes expostos na CCEE, e 50% via rateio do ESS para todos os agentes Metodologia Definitiva Vem de longa data a unanimidade entre os agentes do setor de que o PLD deve ser aderente ao Custo Marginal de Operação Nova metodologia representará melhorias no processo de formação de preço, antecipando despacho termelétrico e diminuindo o ESS Mas, há problemas: estabilidade regulatória requer que não se mude regras dentro do ano, quando posições comerciais e estratégicas já foram tomadas pelos agentes o ESS deve ser custeado totalmente pela carga, usuária do serviço prestado permanece espaço para discricionariedade no ajuste dos parâmetros do modelo 22

Novo Modelo de Preços: CVaR Representação Ilustrativa Custo de Operação Min 75% x E(C.O.) + 25% x CVaR 50% (C.O.) Conceito: mais peso para os cenários hidrológicos menos favoráveis 50% 100% Séries (2000) 23

Novo Modelo de Preços: CVaR Representação Ilustrativa Custo de Operação Min 75% x E(C.O.) + 25% x CVaR 50% (C.O.) Conceito: mais peso para os cenários hidrológicos menos favoráveis VE (2000 cen) 50% 100% Séries (2000) 24

Novo Modelo de Preços: CVaR Representação Ilustrativa Custo de Operação Min 75% x E(C.O.) + 25% x CVaR 50% (C.O.) Conceito: mais peso para os cenários hidrológicos menos favoráveis VE (1000 piores cen) 50% 100% Séries (2000) 25

Novo Modelo de Preços: CVaR Representação Ilustrativa Custo de Operação Min 75% x E(C.O.) + 25% x CVaR 50% (C.O.) Conceito: mais peso para os cenários hidrológicos menos favoráveis Min VE (1000 piores cen) x 25% + VE (2000 cen) x 75 % 50% 100% Séries (2000) 26

16000 CVaR na Prática 14000 12000 10000 Espaço para antecipar o despacho MW med 8000 6000 4201 3968 3005 1821 2148 5398 6300 6807 6526 4000 2000 1081 1667 2314 0 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 ÓLEO E BI COMBUSTÍVEL - GÁS/ÓLEO GÁS BIOMASSA NUCLEAR CARVÃO MINERAL OUTROS 27

Novo Modelo de Preços: Simulações Jan/11 a Dez/12 Mecanismo de Aversão Risco aumenta a participação termelétrica e antecipa esse despacho na prática, ao desconcentrar a geração termelétrica, os reservatórios são recuperados a um menor custo elevação do nível médio do Custo Marginal de Operação Decorre do desejo de não depender de hidrologias favoráveis durante o período úmido Fonte: Cepel 28

Leilões 29

Resumo Leilões ACR 2013 LEILÕES 2013 OBJETIVO FONTES DATA INÍCIO SUPRIMENTO 17º LAJ 5º LER 16º LEN (A-5) Complemento da carga(1%). Segurança do sistema Suprimento das distribuidoras. Existentes 08/ago 01/10/2013 e 01/01/2014 3 e 12 meses Eólicas 23/ago 01/09/2015 20 anos Hidro e Termelétricas a Carvão, Gás natural e Biomassa 29/ago 01/01/2018 30 anos(h) e 25 anos (T) 17º LEN (A-3) Suprimento das distribuidoras no médio prazo. Hidro, Eólicas, Solares, Gás natural e Biomassa 25/out 01/01/2016 30 anos(h) e 25 anos (Demais) 18º LEN (A-5) Suprimento das distribuidoras no longo prazo. Hidro e Termelétricas a Carvão, Gás natural e Biomassa 13/dez 01/01/2018 30 anos(h) e 25 anos (T) 30

Leilão A-5 2013 Início de suprimento: 01 de janeiro de 2018 CCEAR por Quantidade (30 anos) para a UHE Sinop preço-teto = 118 R$/MWh CCEAR por Disponibilidade (25 anos) biomassa ou UTE a carvão ou gás ciclo combinado preço-teto = 140 R$/MWh não serão habilitadas UTEs com CVU > 105 R$/MWh, inflexibilidade > 50% ou necessidade de despacho antecipado (GNL) 31

Leilão de Reserva 2013 Início de suprimento: 01 de setembro de 2015 Preço-teto = 117 R$/MWh Leilão exclusivo para eólicas CCEAR por Quantidade (20 anos) novo critério de Garantia Física (P90) critério de classificação considerando a capacidade de escoamento da Rede Básica e de Fronteira Projetos Cadastrados Estado N de projetos Potência (MW) Bahia 238 5.854 Ceará 77 1.797 Maranhão 11 318 Paraíba 9 264 Pernambuco 19 501 Piauí 32 943 Rio Grande do Norte 113 2.776 Rio Grande do Sul 153 3.437 Santa Catarina 3 150 Total 665 16.040 32