energia elÉtrica: planejamento dos agentes? · massa salarial, nível de endividamento e bandeira...
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13 de Setembro de 2017
ENERGIA ELÉTRICA:
Quais outros fatores, além dos aprimoramentos regulatórios para
o setor elétrico, impactam no planejamento dos agentes?
RICARDO SAVOIA
PROJEÇÕES ECONÔMICAS E ENERGÉTICAS
ATRASOS NA INFRA-ESTRUTURA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO NO BRASIL
A QUESTÃO DA PRIVATIZAÇÃO E OS PROCESSOS DE FUSÕES E AQUISIÇÕES
A REORGANIZAÇÃO DO SETOR CP 33/2017 E A POLÍTICA NECESSÁRIA AO FINANCIAMENTO DE PROJETOS
AGENDA
CARGA 2017 – EPE 2017 - 2021
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Elementos da análise do ambiente econômico (2017-2018)
1ª Revisão Quadrimestral
Frustração da retomada da atividade no 2º semestre de 2016; Quadro político continua impactando as expectativas dos agentes e os investimentos; Queda na renda e no emprego mantém demanda interna fraca; Panorama mundial e perda de competitividade em alguns setores dificulta a recuperação da indústria.
2ª Revisão Quadrimestral
Não houve alteração no cenário macroeconômico, com mudança apenas na composição setorial do PIB de 2017;
Resultado do 1º trimestre de 2017 foi positivo, no entanto, muito concentrado no setor agropecuário. Tal fato levou a uma revisão da evolução setorial para este ano: maior crescimento do agro, e redução das taxas de indústria e de serviços;
Sinais de recuperação da economia ainda são muito tímidos;
COMPORTAMENTO DA DEMANDA 2017
4
O consumo de energia elétrica na rede totalizou 233.221 GWh até junho, volume 0,4% acima do nível registrado ao longo do 1º semestre de 2017
Conforme as regiões do país até o 1º semestre:
O Norte e Nordeste apresentaram queda frente a 2016 de -0,5% e -1,6%,
No Centro-Oeste a alta foi de 0,6%, No Sul a alta foi de 2,2% e No Sudeste a alta foi de apenas de 0,3%
O mercado residencial devido a taxa de desemprego, redução da massa salarial, nível de endividamento e bandeira tarifária ainda apresenta crescimento modesto para 2017 (até 1%)
O comércio até maio/17 apresentou queda no volume de vendas em -0,8% e serviços em -4,4% com queda generalizada em 4 das 5 regiões do país.
A tabela mostra o desempenho do consumo de energia elétrica dos dez principais ramos da indústria no 10 semestre de 2017:
CARGA 2017 - EXPECTATIVA THYMOS
5
66.068
64.635
67.424
65.300
59.000
61.000
63.000
65.000
67.000
69.000
71.000
73.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total
EVOLUÇÃO DA CARGA - PEN VS PMO VS VERIFICADO -MWm
2015 Verificado "ONS" MWmed PEN 2017 2016 Verificado "ONS"2014 Verificado "ONS" EXPECTATIVA THYMOS
Em 2017, conformo dados do PMO realizados até agosto, percebe-se que a sazonalidade da carga está mais parecida aos anos de 2015 e 2016
A expectativa da carga para 2017 deverá situar-se ao redor de 1,0% a 1,56% de crescimento
PROJEÇÃO DA CARGA - SIN EM GW
1,0%
2,2%
2,5% 2,8% 2,9% 2,9% 2,9% 2,9% 2,9% 2,9% 2,9% 2,9% 2,9% 2,9%
1,6%
3,4% 3,6% 3,8% 3,8% 3,7% 3,7% 3,7% 3,7% 3,7% 3,5% 3,4% 3,3% 3,2%
0,0%0,5%1,0%1,5%2,0%2,5%3,0%3,5%4,0%
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Taxa
Méd
ia d
e Cr
esci
men
to
THYMOS PDE 2026 - Ajustado
Para o longo prazo, a Oferta / Expansão da Geração será suficiente para atendimento da carga (Consumo + Perdas) crescendo ao redor de 2 a 3 GWm ao ano
Atenção aos gargalos na geração e transmissão previstos para 2018 e 2019
SITUAÇÃO ATUAL DOS RESERVATÓRIOS:Possíveis Reflexos para 2018
84%
95%
86%
106% 108%
94%
104%99%
116%
102%
120%
88%
99%
81%
89% 87%
70%
80%
90%
100%
110%
120%
130%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
% M
LT
Hidrologia
A situação atual da energia armazenada do sistema é crítica. Ao fim de agosto, a energia armazenada sóera superior, para a mesma época do ano, a 2001, ano do racionamento.
A projeção mais atualizada do modelo é de chegaremos ao fim de setembro com 25% da capacidadetotal dos reservatórios, praticamente igualando a 2001.
Ao considerar outras variáveis do modelo (carga iniciando uma trajetória ascendente, maior aversão aorisco do modelo, atrasos nas linhas de transmissão), os preços de energia continuarão estruturalmentealtos enquanto a situação do armazenamento continuar crítica !
PROJEÇÕES ECONÔMICAS E ENERGÉTICAS
ATRASOS NA INFRA ESTRUTURA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO NO BRASIL
A QUESTÃO DA PRIVATIZAÇÃO E OS PROCESSOS DE FUSÕES E AQUISIÇÕES
A REORGANIZAÇÃO DO SETOR CP 33/2017 E A POLÍTICA NECESSÁRIA AO FINANCIAMENTO DE PROJETOS
Além dos aprimoramentos regulatórios para o setor elétrico,que outros fatores impactam no planejamento dos agentes?
Investimentos necessários e Gargalos na Transmissão EXTENSÃO DA TRANSMISSÃO É ESPERADA
CRESCER PARA 124 MIL KM ATÉ 2026
Os investimentos em transmissão chegaram a R$ 119 bilhões , sendo R$ 78 bilhões em novas linhas e R$ 41 bilhões em subestações em maioria > que 500 kV
A capacidade de transformação das subestações passa de 333.267 MVA para 532.437 MVA para a próxima década (cerca de 1,6 vezes maior que 2016)
Porém:
54% de Empreendimentos de transmissão ainda estão com atraso; Dos 377 empreendimentos em Rede Básica, 206 linhas e subestações (54%) estão com problemas de licenciamento ambiental e outros questionamentos; O Prazo para obtenção das licenças é de cerca de 465 dias (1,2 anos) e o tempo total médio de execução dos empreendimentos (Licenciamento Ambiental mais Execução de Obras) ficou em 1165 dias ( 3,2 anos) no ano de 2016. A não entrega de linhas de transmissão pela Abengoa irá gerar novas licitações até o final do ano, porém exigirá menos tempo para sua construção e tendência de preços mais altos
A não entrega destas linhas gerou a necessidade rediscussão sobre a expansão da transmissão e reforço ao sistema que trará impactos / aumento no custo marginal de operação do sistema (> restrições ao SIN)
Investimentos necessários e Eventuais Gargalos na Geração Os investimentos chegarão a R$ 242 bilhões para o
período de 2017 a 2026
Atualmente cerca de 30% de geração prevista para entrar ano a ano em operação de 2018 até 2021 está com restrição para entrada em operação ( coluna amarela) Existem cerca de 9,8 GW de capacidade instalada de geração com graves restrições para entrada em operação e sem previsão de entrada em operação:
49,6%
19,7%
30,6%
Relatório de Fiscalização Geração Aneel - Agosto 2017
Não existem restrições para a entrada em operação
Existem restrições para entrada em operação
Existem graves restrições para entrada em operação
6.099 MW cerca de 30% em atraso entre 2018 e 2021
MSCD A+4 e outros já reduziu
cerca de 3 a 4 GW de GF das
distribuidoras de energia
Isto é, conforme vimos existemaproximadamente 6 GW que estão ematraso na geração Ago/17 e assumindoque alguns não entrem em operaçãoem respeito ao prazo contratual(CCEAR), além do atraso na geração deEólicas e PCH devido ao atraso daslinhas de transmissão, a necessidade decontratação futura poderáeventualmente ser antecipada paraperíodo entre 2020 a 2023
Cerca de 3 a 4 GW já foram retirados daExpansão via MCSD para os próximosanos
A necessidade de expansão da oferta conforme PDE 2026 forma-se após 2023, sendo a necessidade decontratação futura cerca de 10 GW a 14 GW até o final do plano decenal em MW médios (GF)
Expansão da Oferta Existente e Contratada
Fonte: EPE - PDE 2026
PROJEÇÕES ECONÔMICAS E ENERGÉTICAS
ATRASOS NA INFRA ESTRUTURA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO NO BRASIL
OS PROCESSOS DE FUSÕES E AQUISIÇÕES e A QUESTÃO DA PRIVATIZAÇÃO
A REORGANIZAÇÃO DO SETOR CP 33/2017 E A POLÍTICA NECESSÁRIA AO FINANCIAMENTO DE PROJETOS
Além dos aprimoramentos regulatórios para o setor elétrico,que outros fatores impactam no planejamento dos agentes?
FUSÕES E AQUISIÇÕES NO BRASIL
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Em 2016 Aquisições movimentam R$ 260 bilhões
Conforme relatório da PWC 597 transações de fusões e aquisições foram concluídas
Setor de Energia:
1. Grupo Rede – Energisa ( 2014 – Usd 1,5 bi)2. CTG – Ilha Solteira e Jupiá (2015 - USD 4 bi)3. CTG – Ativos EDP Geração e Renováveis ( 2014 / 2015)4. CTG – DUKE: (2016 – USD 1,2 Bi)5. CELG – ENEL ( USD 0,7 bi)6. State Grid – CPFL / RGE (2016 – USD 1,8 Bi)7. AES – Ativos Renováveis Renova (2017 – USD 0,25 bi)8. Brookfield – Transp. Gás Natural (2016 – USD 5,9 bi)9. Futuro: Privatização Cemig – Ativos de Geração e Distribuição10. Futuro: Privatização da Eletrobrás (G T D)11. Futuro: Chineses tem interesse em renováveis Renova e Light Fonte: PWC – Fusões e Aquisições no Brasil e
Globo.com (Época)
Maiores Investidores:
1. EUA 2. França3. Reino Unido4. Canadá e5. China
(Passou de 10º para 5º em 2016)
Além dos aprimoramentos regulatórios para o setor elétrico, que outros fatores impactam no planejamento dos agentes?
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Quais as finalidade para privatização? Cobrir rombofiscal ? Falta de caixa na União de R$ 40 bilhões dereais? Porque tão rápido? Como será seu processo dedesestatização?
A privatização deve ser gradual e moderada!
A Privatização deve ser analisada caso a caso e porsetores: Critérios devem ser demonstrados!
Necessidade de Fortalecimento de AgênciasReguladoras Eficientes para os setores demonopólio natural nível Nacional e Estadual
Hoje existem cerca de 15 agencias reguladoras
Atenção as influências de políticos sobreagências reguladoras
Fonte: Globo News
PROJEÇÕES ECONÔMICAS E ENERGÉTICAS
ATRASOS NA INFRA ESTRUTURA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO NO BRASIL
A QUESTÃO DA PRIVATIZAÇÃO E OS PROCESSOS DE FUSÕES E AQUISIÇÕES
A REORGANIZAÇÃO DO SETOR CP 33/2017 E A POLÍTICA NECESSÁRIA AO FINANCIAMENTO DE PROJETOS
Além dos aprimoramentos regulatórios para o setor elétrico,que outros fatores impactam no planejamento dos agentes?
DISTORÇÕES ATUAIS ENTRE MERCADOS
A maioria dos ativos de geração de energia vendem 70% ao ACR e 30% ao ACL:
ACR: Distanciando-se da realidade dos preços de longo prazo iguais entre mercados: Os contratos por regime de cotas (Cotas, Itaipu, Angra) representam em média 30% dos
custos com energia do mercado regulado com preços diferenciados entre mercados
ACL: Os preços praticados no mercado livre estão diretamente relacionados ao: Preço de liquidação das diferenças (PLD), Expectativa dos agentes Custo Marginal de Expansão
Esta vantagem ao ACR distorce os preços de longo prazo, onde o preço no ACL pelas regrasatuais acaba sendo maior que o preço no mercado regulado - ACR:
Uma das estratégias do vendedor no ato do leilão é a venda ao ACR para obtenção dofinanciamento de longo prazo e ao ACL a melhores preços com objetivo de obter maiorretorno ao projeto, porém com períodos curtos de contratos (1,3,5 até 10 anos).“Mesmo que mantido o tamanho do mercado livre, existe uma distorção vigente,que será crescente com o tamanho da sua ampliação” MME/2017
Esta separação possui vários benefícios colaterais, tais como:
(i) tornar o equilíbrio oferta-demanda do sistema menos dependente do equilíbrio mercado regulado-mercado livre (ACR-ACL);
(ii) separar o mercado de energia, que negocia MWh – sendo este um produto homogêneo – do mercado de confiabilidade, entendida como um bem comum.
SEPARAÇÃO DE LASTRO
Envolverá responsabilidades, verificações e penalidades
Pagamento do Lastro: O custo total do lastro será recolhido de todos os consumidores mediante encargo de lastro (ou de confiabilidade) especifico na proporção do consumo.
Será definida Centralizadamente baseada em estudos de planejamento conforme regulamento específico, podendo incorporar elementos de política energética.
A compra do lastro ocorrerá por meio de leilões.
A valoração do lastro por cada gerador é uma atividade individual e de sua própria gestão de risco contra a volatilidade de preços do mercado de energia.
CONTRATAÇÃO SEPARADA DE LASTRO E ENERGIA
Ou seja, a robustez do preço no mercado livre é elemento relevante para que se torneefetiva e menos dependente de contratações de longo prazo da energia
Permite a valoração adequada da contribuição de cada empreendimento ao sistema e aconsequente redução de subsídios, através da captura de externalidades positivas
“ É essencial a existência de um mercado de contratos de energia como “facilitador” de
liquidez e solvabilidade.”
É a solução para a confiabilidade sistêmica e das contribuições do gerador às diferentes
necessidades do consumidor
Como fica o funding para a parcela de energia diante das dificuldades na obtenção de recursos atrativos ?
Sob a ótica da financiabilidade, o lastro reconhece o valor da contribuição à confiabilidade decada projeto, mas seu valor pode ser inferior à necessidade total de remuneração que umprojeto necessita para se viabilizar.
Maior Volume e Giro de Contratos ao Mercado Leque de possibilidades de venda se ampliariam
CONSIDERAÇÕES FINAIS19
Projeta-se uma retomada lenta da atividade econômica!
A sobrecontratação de energia é estrutural e continua até 2021 ao considerar o cenário base de PIB econdições hidrológicas no cenário base Thymos Energia
Atenção: A Expansão da Oferta poderá sofrer retração e pressionar os preços de energia por usinas elinhas não entregues.
A revisão da carga com a adição das usinas não despachadas centralizadamente não afetou nesteprimeiro momento o lado do consumo. 2017 Previsão Thymos: Consumo = + 0,4% Carga = + 1,0%.
Para 2017, a grande migração de clientes ao ACL, em conjunto com a pouca disponibilidade de energiarenovável elevou o spread de preços para fontes incentivadas para o curto médio/prazo.
Dependendo dos cenários de ENA, pode haver variações materiais nas expectativas do PLD para 2018
A maior liberalidade do mercado, as privatizações do setor elétrico e seus benefícios direcionados aosetor, em conjunto com a reestruturação necessária permitirão maior giro de contratos, maior quantidadede produtos financeiros e liberará o caminho para livre negociação e a bolsa de energia.