Perspectivas para o Mercado de Energia Elétrica Tractebel Energia GDF SUEZ - todos os direitos reservados São Paulo, 29 de Fevereiro de 2012
Tractebel Energia: Portfólio Balanceado de Ativos Capacidade instalada de 6.907,6 1 MW em 22 usinas operadas pela Companhia em um portfolio balanceado. 2% Complementares 17% Termelétricas 81% Hidrelétricas 2 Capacidade Instalada Própria 5.890 5.918 5.918 5.918 5.918 6.094 6.188 6.431 6.472 6.908 3.719 3.719 4.846 5.036 Legenda Hidrelétrica Termelétrica Complementar Em Construção 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Nota: ¹ Considera a motorização completa da UHE Estreito, esperada para 2012. 2 A IPR detém 50,1% da UHE Jirau, cuja transferência para a Tractebel Energia é esperada. 2
Tractebel Energia: Liderança entre os Geradores Privados Setor Privado Capacidade Instalada (GW) Brasil Capacidade Instalada Existente 1,2 8,9 2,0 3 Outros 25,9% Eletrobrás 30,4% 0,8 3 3,8 6,9 4 2,7 2,8 0,2 3 2,2 2,2 2,5 3 2,6 1,0 1,4 1,3 Tractebel AES Tietê CPFL Duke Energy EdP Neoenergia Endesa Duke Energy 2,1% CPFL 2,5% AES Tietê 2,5% Copel 4,4% Petrobras 5,6% Cemig Tractebel 6,5% 6,5% CESP 7,0% Itaipu 6,6% Fonte: Aneel, websites das empresas e estudos internos. Notas: ¹ Valor correspondente ao SIN - Sistema Interligado Nacional. ² Inclui somente a parcela nacional de Itaipu. 3 Capacidade instalada em construção. Para a Tractebel, o valor inclui a participação da Controladora (50,1%) na UHE Jirau. 4 A motorização completa da UHE Estreito é esperada para 2012. 3
Eletricidade: Mercado com Potencial de Crescimento Fonte: IEA Energy Statistics, Sep/2011 (dados consolidados para 2008) 4
PIB x Demanda Fontes: PIB = Banco Central Demanda = ONS/ TBLE 5
Evolução da Demanda: 2009 a 2011 Inclui perdas Não inclui carga da ANDE 2010/2009: +8,3% 2011/2010: +3,4% 2012/2011: +4,3% (E) 6
Armazenamento e Energia Natural Afluente 7
Perfil da Geração Hidrelétrica e Termelétrica 8
Histórico do Preço Spot 9
Balanço Oferta x Demanda 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 10 11 12E 13E 14E 15E Oferta - Demanda (líquido) Fonte: Estudo interno da Tractebel Energia baseado no Plano Mensal de Operação (PMO) de janeiro de 2012. 10
Balanço por Tipo de Fonte Excedente de oferta até 2016 Novos leilões adicionarão mais energia ao sistema (demanda é informada pelas distribuidoras) Próximos leilões com entrega até 2016: 2012 (22/mar): entrega em 2015 2013: entrega em 2016 Leilões de Energia de Reserva (?) 11
Riscos associados à Expansão da Oferta Usinas com construção já iniciada atendem a demanda até 2014 As usinas contratadas que ainda não iniciaram a construção são necessárias para atender a demanda a partir de 2015 O balanço depende das linhas do madeira estarem em operação a partir de 2013 (2.360 MWmed) 12
11 1,556 1,104 1,304 2,312 1,076 327 968 1,544 555 186 714 968 753 714 548 1553 3,016 3,090 1383 3200 5,000 4,500 4,000 186.7 170.6 172.7 170.0 163.9 166.4 163.6 166.0 176.1 168.3 154.0 3,500 149.1 144.8 3,000 109.5 2,500 2,000 1,500 1,000 500 104.7 102.2 99.6 102.2 72.5 0 87.6 78.0 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Dec 2005 1st ANE Jun 2006 2nd ANE Oct 2006 3rd ANE Jun 2007 4th ANE Sep 2007 5th ANE Aug 2008 8th ANE Aug 2008 9th ANE Aug 2009 10th ANE Jul 2010 12th ANE Dec 2010 13th ANE Aug 2011 14th ANE Dec 2011 15th ANE Jun 2007 1st AAE Jul 2010 2nd AAE Ago 2008 1st ARE Dec 2009 2nd ARE Jul 2010 3rd ARE Aug 2011 4th ARE Nov 2007 Santo Antônio Auction Volume (MWavg) Apr 2008 Jirau Auction Apr 2010 Belo Monte Auction Price (BRL/MWh) Resultados dos Leilões de Energia Nova Teles Pires AEE Leilão de Energia Existente AAE Leilão de Energia Alternativa ANE Leilão de Energia Nova ARE Leilão de Energia de Reserva Leilões em 2010 Leilões em 2011 13 Ref: Jan/2012
O que consta do Plano Decenal 2011-2020? Capacidade instalada deverá evoluir de 110.000 MW (dez/2010), para 171.000 MW (dez/2020) Priorização de fontes não convencionais renováveis (PCH, eólica e biomassa) Vai dobrar (8% para 16%) Participação de UHEs cairá de 76 para 67% Fontes renováveis se manterá em torno de 83% Investimentos da ordem de R$ 190 bilhões Novas usinas correspondem a R$ 100 bilhões 55% em hidrelétricas e 45% em renováveis Expansão por meio de UTEs a gás natural UTEs a carvão não constam na expansão do sistema 14
Evolução da Capacidade Instalada por Fonte de Geração Proliferação de fontes intermitentes Hidrelétricas a fio d água Ausência de termelétricas a carvão Operação do sistema será mais desafiadora Extrema dependência do despacho termelétrico no período seco Dificuldade de seguimento da carga ao longo do dia Despacho termelétrico mais intenso, com incremento do Custo Marginal de Operação Maior volatilidade do PLD 15
As Externalidades não Computadas no Preço das usinas a fio d agua 16 Estamos internalizando corretamente todos os custos da redução dos reservatórios de acumulação? Evolução da Energia Armazenável Máxima em relação ao Consumo Como atender a demanda durante o período de baixa hidrologia com reservatórios menores? Necessariamente construindo termelétricas (fontes intermitentes não são despacháveis ) 16
O Planejamento e a Realidade Contratação nos leilões balizada exclusivamente na Garantia Física associada à usina Na prática não há controle sobre o mix da expansão Subsídios a certas fontes distorcem a competição Descontos das tarifas das fontes incentivadas Componente locacional da tarifa de transmissão é fraca (componente do selo é dominante) Segmentação do modelo de contratação de energia nova Custo Marginal de Expansão é decrescente!!! Por quê? Custos de algumas fontes são exportados para outras (subsídio cruzado) 17 17
Perspectiva de Preços 50,000 Incertezas: Expansão 160 45,000 40,000 35,000 Energia Existente Energia Nova Preço Médio CCEARs 104.5 112.5 116.5 119.9 138.3 147.1 143.8 141.1 137.3 137.0 137.0 137.0 140 120 (MWmed) 30,000 25,000 20,000 82.0 88.2 90.2 94.9 100 80 60 (R$/MWh) ~ 24 GWmed 15,000 10,000 Recontratação da energia existente a que preço? Quase 20% (22 GW) das concessões expiram a partir de 2015 40 ~ 19 GWmed 5,000 20 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 0 * Reserva não inclusa * Preço médio não considera volumes que encerram a partir de 2013 18
Impacto na Tarifa Média da Distribuidora renovação @ R$90/MWh renovação @ R$60/MWh renovação @ R$20/MWh 19
Constatações (1/3) Balanço Oferta x Demanda A demanda cresceu menos que o esperado em 2011 Em 2012, o crescimento esperado também é baixo Espera-se crescimento de 4,3% para 2012 Excedentes de oferta até 2016, e mais leilões por vir... Atraso de plantas em construção não traz risco de oferta estrutural até 2016 Estratégias e posições individuais das distribuidoras podem criar mais sobreoferta ( excesso de infra-estrutura!) 20 20
Constatações (2/3) Preços spot mais sazonais e mais incertos No presente, o mercado acredita que o sistema terá sobre-oferta no futuro Cronograma de expansão otimista nos modelos de despacho e formação de preço Obras que a cada mês postergam o COD em 1 mês Na realidade, usinas e linhas têm atrasado até 24 meses Uso de mecanismos de aversão ao risco não são completamente internalizados nos modelos de despacho e formação de preço PLD não reflete o verdadeiro valor da água Certezas conjunturais: retração na demanda e ENAs generosas nos últimos 3 anos UTEs despachadas para atendimento da ponta do sistema, mas que não estão formando preço (PLD) Atraso de obras e hidrologias adversas podem aumentar significativamente o preço, em razão da baixa capacidade de regularização do sistema 21 21
Constatações (3/3) Preços de contratos com viés de baixa Alta competição nos leilões regulados deprimem os preços Uso de subsídios (fio, financiamento, fiscal, p.ex.) para viabilizar determinadas fontes Preços nos leilões não refletem os custos reais e, assim, o consumidor enxerga preço distorcido Resultado: boom de PCHs, boom das biomassas, boom das eólicas etc Os vários nichos de mercado geram falta de clareza da formação de preço de longo prazo Renovação das concessões orientada para a modicidade tarifária O que pode mudar? No médio prazo: atrasos de obras e hidrologias desfavoráveis No longo prazo: esgotamento do atual modelo de contratação, que incentiva a sobre-contratação estrutural e a formação de preço difusa 22 22
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 23