porto seguro, 13 de agosto de 2008 perspectivas de mercado de energia elétrica no brasil 23º...
TRANSCRIPT
Porto Seguro, 13 de agosto de 2008
23º Encontro de Produtores e Consumidores de Gases
Industriais
Perspectivas de Mercado de Perspectivas de Mercado de Energia Elétrica no BrasilEnergia Elétrica no Brasil
Edson Luiz da SilvaGerente de Assuntos Regulatórios e de Mercado
2
Agenda
A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ
Atendimento à Demanda do SIN
Perspectiva de Preços
3
Agenda
A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ
Atendimento à Demanda do SIN
Perspectiva de Preços
4
O Grupo SUEZ no Brasil: Tractebel Energia
• 6.144 MW instalados
– Maior produtor independente de energia elétrica no Brasil
– ~ 6,1% da capacidade total do Brasil
• 33.858 GWh produzidos em 2007
– Hidrelétricas
– Termelétricas à gás, carvão, óleo e biomassa
• Mais de 100 clientes livres
• 1.000 colaboradores
• Valor dos Investimentos atuais no Brasil: US$ 3,3 bilhões
• Novos Investimentos: US$ 800 milhões
– São Salvador 241 MW (100% TBLE)
– Estreito 1.087 MW (40% TBLE)
– PCH's 50,3 MW (Rondonópolis e José Gelázio)
• Investimentos em estudo
– Aquisição da PCH Areia Branca (19,8 MW )
– Aquisição dos parques eólicos Beberibe no Ceará ( 25,6 MW ) e Pedra do Sal no Piauí (18 MW )
– Construção da UTE - Pampa no Rio Grande do Sul (340 MW) para exportação ao Uruguai
5
Agenda
A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ
Atendimento à Demanda do SIN
Perspectiva de Preços
6
Um Curso Rápido sobre Sistemas de Energia Elétrica (a)
Muito importante: decisões de investimento requerem muita antecedência (3 – 5 anos) e longa vida útil das instalações (30- 50 anos)
7
Um Curso Rápido sobre Sistemas de Energia Elétrica (b)
Gerador
Gerador Gerador
Consumidor
Entrega Física
Contratolivremente negociado
Consumidor Consumidor
Muito importante: produção ocorre simultaneamente ao consumo. A energia elétrica não é armazenável em larga escala.
8
Balanço Energético do SIN
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
60.000
65.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
MW
med
Termelétrica Flexível
Termelétrica Inflexível
Pequenas Usinas
Hidrelétrica
EPE Superior (5,3%)
EPE Inferior (4,8%)
9
Crise de Suprimento do GN
• Frustração total = 6.000 MW-médios– 2.000 MW-médios da Argentina para CIEN
– 300 MW – médios da Argentina para Uruguaiana
– 200 MW-médios da Bolívia para Cuiabá
– 3.500 MW-médios da Petrobrás paras as termelétricas do SIN
• GNL para cobrir parte da oferta de gás natural associado ao Termo de Compromisso (ANEEL- Petrobrás) em 2009– PECÉM
– Rio de Janeiro
10
Crise de Suprimento do GN
4922.463 2.863
7.036
6.088
4.397
3.3263.213
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
MW
mé
dio
s
Disponibilidade Efetiva Indisponibilidade
11
Agenda
A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ
Atendimento à Demanda do SIN
Perspectiva de Preços
12
Ambientes de Contratação de Energia
ACR - Ambiente de Contratação
Regulada
ACL - Ambiente de Contratação Livre
DistribuidoreDistribuidore
ss
Privados Privados
e/ou Estataise/ou Estatais
GeradoresGeradoresPrivadosPrivados
GeradoresGeradoresEstataisEstatais
ConsumidoreConsumidores Livress Livres
Comerciali-Comerciali-zadoreszadores
Negociação BilateralNegociação Bilateral
Processo Transparente (leilão/oferta pública/chamada pública)Processo Transparente (leilão/oferta pública/chamada pública)Leilão
Leilão
LeilãoLeilão
13
Mix de Preços para o ACR
PIEs existente
s
Geração Estatal
Self dealing
ItaipuMixMix
ConsumidoreConsumidoress
DistribuidorDistribuidor
Geração Nova
14
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
MW
méd
ios
Perspectiva de Preços para o ACR
R$ 94,56 / MWh
CCEAR En. Nova: R$ 139,95 / MWh
CCEAR En. Existente: R$ 77,77 / MWh
?Base Monetária: Junho/2008
15
Perspectiva de Preços para o ACR
• Energia existente forma, hoje, o colchão da modicidade tarifária– 16.000 MWmed deste colchão deverá ser recontratado
entre 2013 e 2014
• Tarifa para o consumidor cativo dependerá das condições desta recontratação– Tratamento da caducidade das concessões é crítico para
a definição dos preços» Prorrogação das concessões com os atuais concessionário
e com teto de preço, alocando toda a disponibilidade de energia para os consumidores cativos e livres
» Nova licitação das concessões Máximo pagamento pelo Uso do Bem Público Menor tarifa para suprimento do mercado
» Concessões retornam ao Governo que passa a administrá-las
16
Perspectiva de Preços para o ACR
80.00
90.00
100.00
110.00
120.00
130.00
140.00
150.00
160.00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Ano
R$/
MW
h
Benchmark para o ACL
Fatores Críticos
Despacho para garantir a segurança do suprimento (R$ 1 bi foi gasto este ano)
Impacto do despacho termelétrico sobre os contratos de disponibilidade
17
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
60.000
65.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
MW
med
Termelétrica Flexível
Termelétrica Inflexível
Pequenas Usinas
Hidrelétrica
EPE Superior (5,3%)
EPE Inferior (4,8%)
Perspectiva de Preços para o ACL
8%ParticipaçãoTermelétrica
23%ParticipaçãoTermelétrica
18
Perspectiva de Preços para o ACL
• O aumento da participação termelétrica na matriz energética implicará em elevação do CMO (PLD)
• Esgotamento da sobreoferta da energia existente– Escassez de capacidade para contratação (lastro)– Falta de liquidez
» Desequilíbrios entre agentes tende a aumentar preços das transações
• Alternativas para o consumidor do ACL descontratado até 2011– Retorno para a distribuidora se esta possuir excedentes– Contratos com projetos greenfield (PCH e biomassa) – Esperar oportunidades de contratação no curto prazo
2000 2011 Oferta Hidrelétrica (MWmed)
38.000 45.000 7.000
Oferta Termelétrica (MWmed)
3.250 13.100 9.850
Participação Termelétrica
8% 23% 58%
19
Perspectivas de PLD – Oferta em 2011
0.00
100.00
200.00
300.00
400.00
500.00
600.00
700.00
800.00
900.00
1,000.00
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000
MWmed
R$/
MW
h
Curva de Oferta Demanda
20
Efeito do Leilão de Reserva no PLD
0
50
100
150
200
250
300
350
jan/0
9
mar
/09
mai/
09jul
/09
set/0
9
nov/0
9
jan/1
0
mar
/10
mai/
10jul
/10
set/1
0
nov/1
0
jan/1
1
mar
/11
mai/
11jul
/11
set/1
1
nov/1
1
jan/1
2
mar
/12
mai/
12jul
/12
set/1
2
nov/1
2
R$/
MW
h
Caso Base Caso Base + 1000 MWmed Caso Base + 1500 MWmed Caso Base + 2000 MWmed
21
Conclusões
• Por construção do modelo setorial, a oferta segue a expectativa de demanda futura– A oferta está ajustada para atender uma demanda que cresce 4,8%
a.a. (PIB de 4 % a.a.)
– Suprimento energético pode ser um gargalo para o crescimento econômico
– O restabelecimento da oferta de GN é indispensável
• Até 2012, perspectiva de despacho mais intenso das termelétricas– Nível mais elevado do preço spot (pode ser superior ao CME)
» Diferentemente do passado, o driver de preço passa a ser o preço spot
• De 2013 em diante, preços dependem– Condições da recontratação da energia atualmente comprometida com
CCEARs
– Tratamento da caducidade das concessões
– Expansão com fontes eficientes nos próximos leilões» Acelerar os estudos de inventário e ambientais
22
Edson Luiz da Silva
Gerente de Assuntos Regulatórios e de Mercado
(48) 3221 7078
www.tractebelenergia.com.br
Obrigado !