CRISE DE ENERGIA E PERSPECTIVAS PARA O FUTURO 2 9 D E A B R I L D E

(1)

CRISE DE ENERGIA E PERSPECTIVAS PARA O FUTURO

(2)

APRESENTAÇÃO

OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL

SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS

PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

IT

EMIZ

AÇÃO

PER SPE C TIV AS D E R ES TR IÇÃ O NO AB AS TE CIM ENT O D E ENER GIA

(3)

APRESENTAÇÃO

OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL

SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS

PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

IT

EMIZ

AÇÃO

(4)

APRE

SENT

AÇÃO

DO

GRUPO

A América ESCO S/A pertence a um grupo econômico com atuação em diversos segmentos como geração e distribuição de energia, construção civil, incorporação, shopping centers, mineração, siderurgia e construção pesada, representando um faturamento anual total do grupo superior a R$ 4,0 bilhões.

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PRE

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 Gestão de energia para consumidores

 Representação na CCEE e gestão junto a distribuidoras e concessionárias de energia

 Consultoria estratégica para redução de custos com aquisição de energia elétrica

 Gestão de Contratos e Riscos

 Projeção e análise de cenários econômicos e energéticos

 Representação comercial e gestão CCEE de geradores

 Realização de leilões de compra e venda de energia

 Acompanhamento e analise de impactos regulatórios

- Gestão de Energia

• Pioneira em consultoria em energia elétrica

• Pioneira na estruturação de projetos de geração de energia • Mais de 50 clientes consumidores em diversos segmentos • Mais de 80 pontos gerenciados

• 90% dos consumidores são incentivados

Em 2011 o grupo adquiriu a Interlight Esco S/A, empresa de consultoria na área de energia desde 2001, que passou a ser denominada América Esco S/A.

(6)

GERAÇÃO

DO

GRUPO

- Alguns Ativos de Geração

Mais de 80 MW de geração hidráulica. São 11 PCHs e 12 CGHs em operação e 2 PCHs e 3 CGHs em construção.

Capacidade será dobrada em 8 anos.

(7)

COMERCIA

LIZ

AÇÃO

DE

ENERGIA

35

70

140

185

215

Incentivada Convencional 105 MW médios 110 MW médios 2010 2012 2013 2011

5ª maior comercializadora independente do País em energia incentivada

2014

- Comercialização de Energia

(8)

APRESENTAÇÃO

OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL

SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS

PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

IT

EMIZ

AÇÃO

(9)

O SUPRIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA É MUITO DEPENDENTE DE CHUVAS

• Países com boa hidrografia para geração de energia utilizam fortemente a

geração hidráulica

• No Brasil, cerca de 74% da geração total de energia elétrica vem de fontes

hidráulicas. Esta dependência continuará por muito tempo (será cerca de 71% daqui a 5 anos e 68% daqui a 10 anos)

• Do total de geração hidráulica, 70% depende da região

Sudeste/Centro-Oeste, o que faz com que os rios desta região atendam a cerca de 50% de toda a energia elétrica fornecida. Daí a importância dos reservatórios do SE/CO

• O conjunto de todos os reservatórios do País vem perdendo

proporcionalmente capacidade de regularização, devido a restrições ambientais. Esta perda relativa continuará, fazendo com que a “caixa d´água” fique proporcionalmente menor

C

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ÕE

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STRUTURAIS

(10)

Perda da capacidade de regularização Mais dependente de afluência em cada período Ainda mais térmicas para energia e ponta

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STRUTURAIS

(11)

OS

MOTI

VOS

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ÃO

ATUAL

A MEDIDA E A LEI

• A MP 579, posteriormente Lei 12.783, estabeleceu os critérios para a

renovação de concessões de geração, transmissão e distribuição que venciam a partir de 2015.

• Para as concessões de Geração, estabeleceu:

• Possibilidade de antecipação da renovação para janeiro de 2013

(ou devolução no prazo já estabelecido).

• Caso antecipado, a tarifa de venda de energia média passa a ser

de R$ 32,90/MWh, cobrindo apenas o O&M das usinas.

• Energia passa para o mercado Cativo na forma de cotas de

garantia física e de potência para as distribuidoras.

• Distribuidoras assumem riscos hidrológicos (exposição no MCP)

considerando o MRE, com direito de repasse destes riscos à tarifa do consumidor final.

• Lastro contratual das cotas corresponde a 95% da garantia física

(12)

OS

MOTI

VOS

DA

SIT

UAÇ

ÃO

ATUAL

A ADESÃO E OUTROS DÉFICITS

• Após o anúncio da MP 579, algumas geradoras (principalmente CESP,

CEMIG e COPEL) não aderiram à renovação antecipada das

concessões de geração, resultando em mais de 5.000 MW médios a menos no total previsto pelo governo.

• Ainda em 2012 terminou o prazo dos contratos de leilões antigos

correspondentes a cerca de 8.600 MW médios.

• O Governo não realizou o A-1 de 2012 para ajustar o déficit

resultante, visto acreditar que haveria 100% de adesão à renovação antecipada.

• As distribuidoras de energia tem sua energia contratada pelo

Governo Federal em leilões centralizados e o custo com energia é repassado diretamente a consumidores. Assim, as distribuidoras não tem responsabilidade se ficarem descontratadas pela não realização de leilões (exposição involuntária).

(13)

HOUVE UM DESARRANJO NO SETOR ELÉTRICO

• Como nem todos aderiram à 579, e o governo não promoveu leilão de compra,

as distribuidoras ficaram expostas involuntariamente em cerca de 2.000 MW médios em 2013 e tiveram que adquirir energia no curto prazo a custos

elevados.

• O desconto prometido ficou comprometido. Para tentar manter o desconto

tarifário, o governo alocou recursos da CDE (Decreto 7.891).

• 2013 foi um ano de hidrologia desfavorável o que elevou custos, e mesmo

assim o sinal econômico dado foi de incentivo ao consumo, o que agravou muito a situação.

• O custo adicional deveria ser repassado em aumento extraordinário aos

consumidores de imediato ou as distribuidoras quebrariam por deficiência de caixa.

• Para que isto não ocorresse (ou repasse e consequente fim da redução

prometida ou quebra de distribuidoras) o Governo articulou empréstimos de modo às distribuidoras poderem diluir este aumento em alguns anos.

OS

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TI

V

OS

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A SIT

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A

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A

TU

AL

(14)

HOUVE UM DESARRANJO NO SETOR ELÉTRICO

• Quando o Governo acordou para o tamanho do problema promoveu leilões

(leilão extraordinário em abril de 2013 que não teve sucesso, leilão de

dezembro de 2013 com contratação de menos da metade da exposição e leilão de abril de 2014 que reduziu a exposição ao custo de R$ 270 / MWh por 5 anos).

• O problema se agravou em 2014 e ainda persistia para 2015, quando o leilão de

janeiro conseguiu contratar 2.100 MW médios por 6 meses ao preço de R$ 387 / MWh.

• A 579 e todas as medidas subsequentes (CNPE 03 etc.), com a consequente

implantação do sistema de cotas, destinação de cotas apenas para o ACR, aumento, alocação e divisão de encargos de forma inadequada, indenizações com critérios questionáveis etc., resultou em um desarranjo em cascata,

aumentando a incerteza do mercado, afetando drasticamente a confiança dos agentes e tumultuando o setor, com o aumento da judicialização , desestímulo ao investimento e potencialização dos problemas.

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(15)

OS BLOCOS DE ENERGIA TÉRMICA UTILIZADOS SÃO MAIS CAROS

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AL

(16)

• Com períodos hidrológicos ruins a crise se agrava e o ONS despacha térmicas

poupando água.

• Os geradores passam a ter prejuízos por causa do ajuste de geração disponível e por

perdas por GSF. Os prejuízos são bilionários (estimados R$ 16 bilhões em 2014).

• Ocorrem atrasos frequentes na entrada de nova geração (mais de 75% de todas as

obras de geração leiloadas entre 2005 e 2009 estão atrasadas, com atraso médio de 8 meses). Na transmissão há atraso de 83% nos projetos, com atraso médio de 14 meses.

• Só entre janeiro e julho de 2014 seriam entregues 3.820 MW e foram entregues

2.417 MW.

A GERAÇÃO SOFRE COM AJUSTES E ATRASOS

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(17)

Não inclui R$ 18,9 bilhões aportados pelo Tesouro Nacional a fundo perdido em 2013 e 2014 que não irão para tarifas.

Lembrar ainda que haverá pagamento de indenizações de cerca de R$ 15 bilhões e lembrar que o prejuízo pelo GSF para os geradores será de cerca de R$ 16 bilhões.

O valor total passa dos R$ 100 bilhões. A CONTA É PESADA

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L

(18)

MAIS ALGUNS NÚMEROS

• Indenização de ativos de transmissão (de antes de 2000) estimadas em

até R$ 30 bilhões

• Indenização das concessões em 2015, estimadas de R$ 2 a 9 bilhões

(VNR x Contábil)

• Custos adicionais de térmicas em 2015 estimadas de R$ 10 a 15 bilhões

OS

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A SIT

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ALGUNS NÚMEROS

• Ebitda Total do setor de distribuição em 2012: R$ 9,3 bilhões

• Superávit primário do Governo previsto para 2014: R$ 98 bilhões (foi

negativo)

• Superávit primário do Governo previsto para 2015: R$ 66 bilhões

O que é 1 bilhão?

(19)

APRESENTAÇÃO

OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL

SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

(34)

SI

(39)

A

JU

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A

Z

O

A ÚNICA POSSIBILIDADE DE EQUILÍBRIO NO CURTO PRAZO É

ATRAVÉS DO AJUSTE DA CARGA, SEJA POR REDUÇÃO NATURAL, POR INDUÇÃO, POR RESTRIÇÃO OU POR RACIONAMENTO.

SÃO 2 AS QUESTÕES PRINCIPAIS:

PERSPECTIVAS SÃO CRÍTICAS PARA O ATENDIMENTO DA CARGA ORIGINALMENTE PREVISTA

CASO HAJA A COMBINAÇÃO DE MAIOR PROBABILIDADE ENTRE CHUVA EFETIVA (ENA) E CARGA PREVISTA, DEVERÁ SER

PROMOVIDO O EQUILÍBRIO DE GERAÇÃO X CARGA

QUANTO É PRECISO AJUSTAR NA CARGA?

(40)

(41)

CUST

O MARGI

NAL

DE

OPERAÇÃO

X

PL

D

(42)

PARCELA

A

PARCELA

B

RECEITA TARIFÁRIA COMPRA DE ENERGIA TRANSMISSÃO ENCARGOS SETORIAIS CUSTOS OPERACIONAIS COTA DE DEPRECIAÇÃO REMUNERAÇÃO DO INVESTIMENTO

MERCADO

CAT

IVO:

A

EST

RUTU

RA

TARI

FÁRIA

COMPOSIÇÃO BÁSICA DA RECEITA COM DISTRIBUIÇÃO

(43)

MERCADO

CAT

IVO:

A

EST

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RA

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FÁRIA

ENERGIA CONTRATADA MERCADO PROJETADO ITAIPU PROINFA COTAS (579) LEILÕES DE ENERGIA NOVA LEILÕES DE AJUSTE LEILÕES DE ENERGIA EXISTENTE 100 % 105 % Margem de 5%

(era 3% antes da Lei 12.783 e Decreto 7.945)

Acima: sem repasse. Liquidação na CCEE

Abaixo: compra no curto prazo para entrega e penalidade (exceto exposições involuntárias)

CONTRATOS BILATERAIS

(44)

MERCADO

CAT

IVO:

A

EST

RUTU

RA

TARI

FÁRIA

Abaixo: compra no curto prazo para entrega e penalidade (exceto exposições involuntárias)

CONTRATOS BILATERAIS

(45)

MERCADO

(48)

TARI

FAS

CAT

IVO

–

EVOL

UÇÃO

E PERSPE

CT

IVAS

(49)

MERCADO

CAT

IVO:

A

EST

RUTU

RA

TARI

FÁRIA

MECANISMO ADICIONAL DE REVISÃO DE TARIFAS

Bandeiras Tarifárias

• Visa adequar tarifas imediatamente (mensalmente) caso o custo de

energia se eleve

• Sinaliza para os consumidores elevação do custo de energia

• Recompõe o equilíbrio econômico-financeiro para as distribuidoras

em intervalos mais curtos

BANDEIRA

VERDE AMARELA VERMELHA INTERVALO DO CMO+ESS_SE (R$/MWh) ORIGINAL ALTERADO FINAL 2013 < 100 ≥ 100 < 200 ≥ 200 < 200 ≥ 200 < 350 ≥ 350 AUMENTO NA TE (R$/MWh) 0 15 30 ADIADA DE 2013 PARA 2015 0 25 55 ORIGINAL ALTERADO JAN 2015

(50)

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A

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E

EVOLUÇÃO DE CURVA DE PREÇOS NO MERCADO LIVRE – I50 SE/CO

Alteração do teto do PLD

(51)

APRESENTAÇÃO

OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL

SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS

PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

IT

EMIZ

AÇÃO

(52)

POSS

ÍVEIS

MEDID

AS

E IMPACT

OS

DIFERENÇAS IMPORTANTES

• RISCO DE DÉFICIT X RISCO DE RACIONAMENTO X RISCO DE APAGÃO

• Risco de déficit é o risco de não se poder atender a determinada carga em

determinado período, usualmente 1 mês. É calculado em simulações e dá a idéia probabilística de haver um possível não atendimento pontual

• Risco de racionamento é o risco de se ter um racionamento decretado.

Racionamento não se faz por um período de 1 mês. Há um dano “basal” no seu decreto que implica em não fazer sentido durar 1 ou 2 meses. Se prevê uma duração tipicamente entre 3 e 8 meses.

• Risco de apagão é o risco de em determinado período do dia não se poder

atender toda a carga e haver um desligamento, programado ou não, por determinadas horas.

(53)

POSS

ÍVEIS

MEDID

AS

E IMPACT

OS

DIFERENÇAS IMPORTANTES • RACIONAMENTO X RACIONALIZAÇÃO

• RACIONAMENTO possui regras claras e suporte legal para ações dos órgãos

competentes. Representa intervenção direta.

• RACIONALIZAÇÃO implica em campanhas de redução, economia e

(54)

POSS

ÍVEIS

MEDID

AS

E IMPACT

OS

RACIONALIZAÇÃO • Já está em curso

• Campanha publicitária via distribuidoras. Medida compulsória e com

terminologia controlada

• Meta de redução de 5% do consumo

• Para órgãos federais há a medida de monitoramento compulsório do

consumo

• O leque de medidas poderá ser gradativamente ampliado conforme eficácia

(55)

POSS

ÍVEIS

MEDID

AS

E IMPACT

OS

RACIONAMENTO

• Caso haja uma combinação dos fatos:

• Medidas de racionalização não produzam resultados em março e abril • Carga siga a trajetória prevista no PEN para 2015

• Afluência efetiva (ENA) seja baixa implicando em níveis de

reservatório abaixo do NSPU “extendido” (nível de segurança do período úmido “rebaixado” pelo ONS) em 30 de abril

Não haverá alternativa a não ser decretar um racionamento.

• A expectativa é de que o governo evitará ao extremo um racionamento • Dano político é enorme

• Estimativa é de que 10% de racionamento retraia o PIB em 1%

• É quase certo já termos 2 anos de recessão seguidos (2014 e 2015),

após mais de 70 anos. Anterior (e único na história brasileira) foi em 1930 e 1931 (-2,1%, e -3,3%). O racionamento afundaria ainda mais o País na recessão e extenderia em muitos anos a recuperação.

(56)

POSS

ÍVEIS

MEDID

AS

E IMPACT

OS

RACIONAMENTO

• As condições são muito diferentes das de 2001:

2001 2014

Potência

Térmicas 17% x Hidro 83% Térmicas 30% x Hidro 67%

Geração

Térmicas 10% x Hidro 90% Térmicas 20% x Hidro 78%

Mercado Total 37,8 GW Mercado Total 61,5 GW

16 agentes de geração 698 agentes de geração

5 consumidores no mercado livre 1.789 consumidores no mercado livre

Reservatórios relevantes em 40% Reservatórios relevantes em 16,8%

• Complexidade maior, riscos maiores de contestações, maior

turbulência em um ambiente econômico e político turbulento.

• Racionamento será a última opção. Hoje é até mais improvável que

ocorra.

• O problema é que se a realidade impuser o racionamento, quanto

(57)

POSS

ÍVEIS

MEDID

AS

E IMPACT

OS

RACIONAMENTO

Será que conseguiremos ultrapassar a montanha? (conseguiremos chegar em novembro com um nível mínimo de reservatórios?)

(58)

POSS

ÍVEIS

MEDID

AS

E IMPACT

OS

RACIONAMENTO

E se passarmos, o que terá depois desta montanha? (como será o período úmido 2015/2016 ?)

(59)

APRESENTAÇÃO

OS MOTIVOS DA SITUAÇÃO ATUAL

SITUAÇÃO ATUAL E PERSPECTIVAS

POSSÍVEIS MEDIDAS E IMPACTOS

PONTOS SOBRE EVENTUAIS MITIGAÇÕES

IT

EMIZ

AÇÃO

(60)

PONT

OS

SOB

RE EVENTUAIS

MIT

IG

AÇÕ

ES

• O impacto do racionamento vai depender muito da forma adotada • Como visto em 2001 pode haver diferenças regionais, por atividade

econômica, e outras aspectos diferenciados

• A redução é no consumo e portanto não diretamente em contratos • Para o consumidor cativo não há saída jurídica

• Para o consumidor livre há a possibilidade de judicialização caso contrato

não preveja seguir regras de racionamento.

• Possibilidade de mitigação através de instalação de geração própria. • Custo total variando entre 680 e 1.300 R$/MWh dependendo de

aquisição x locação x uso

• Soluções são caras e de carater temporário

• Soluções com custo menor possuem prazos extensos e não se

aplicariam apenas para um racionamento

(61)

PONT

OS

SOB

RE EVENTUAIS

MIT

IG

AÇÕ

ES

• Medidas de Eficiência energética: acompanhamento e otimização da

demanda contratada, fator de potência, entre outras medidas;

• Mercado livre: buscar a redução de custos a partir da

contratação de energia através do gerenciamento adequado

das necessidades da unidade consumidora.

(62)

PONT

OS

SOB

RE EVENTUAIS

MIT

IG

AÇÕ

ES

Ambiente Cativo Vs Ambiente Livre

ACL

Fornecedor de Energia

Distribuidora

 Tarifa de Energia, paga diretamente ao fornecedor, Encargos e Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, pagos à distribuidora;

ACR

Distribuidora

 Tarifa de Energia, Encargos e Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, pagos à distribuidora;

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PONT

OS

SOB

RE EVENTUAIS

MIT

IG

AÇÕ

ES

E SE NADA ADIANTAR

(64)

Escritório São Paulo Rua Olimpíadas 200, 5º andar

São Paulo – SP

+55 (11) 2365-4800 www.americaesco.com.br