Porto Seguro, 13 de agosto de 2008

Apresentação em tema: "Porto Seguro, 13 de agosto de 2008"— Transcrição da apresentação:

1 Porto Seguro, 13 de agosto de 2008
23º Encontro de Produtores e Consumidores de Gases Industriais Perspectivas de Mercado de Energia Elétrica no Brasil Edson Luiz da Silva Gerente de Assuntos Regulatórios e de Mercado Porto Seguro, 13 de agosto de 2008

2 A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ
Agenda A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ Atendimento à Demanda do SIN Perspectiva de Preços 2

3 A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ
Agenda A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ Atendimento à Demanda do SIN Perspectiva de Preços 3

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 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  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 4

5 A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ
Agenda A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ Atendimento à Demanda do SIN Perspectiva de Preços 5

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 ( anos) 6

7 Um Curso Rápido sobre Sistemas de Energia Elétrica (b)
Contrato livremente negociado Gerador Gerador Gerador Consumidor Consumidor Consumidor Entrega Física Muito importante: produção ocorre simultaneamente ao consumo. A energia elétrica não é armazenável em larga escala. 7

8 Balanço Energético do SIN
0 – Premissas gerais aplicáveis ao PROINFA (contingenciamento de 400 MWmed) 1 – 2002 a 2005: Termelétricas Emergenciais: ~1700 MWmed sendo que 580 MWmed retornam a partir de 2008 como energia nova. 2 – 2005 e 2006: Esgotamento da energia barata, efeito postergado por causa da chuva em Necessidade de despacho de termelétricas na base. 3 – 2006 e 2007: Crise no fornecimento do Gás Natural 4 – 2008: Déficit físico descartado pelo nível dos reservatórios porém há déficit comercial agravado pela sobrecontratação. 5 – 2009: Forte dependência do Termo de Compromisso para fornecimento de GN 6 – 2010: Oferta já definida, sem outros leilões de energia nova (já inclui os resultados do Leilão de Fontes Alternativas e o último A-3) 7 – 2011: Equilíbrio estrutural sem equilíbrio contratual. O equilíbrio é obtido com botox que comercializarão energia para 2012, sendo necessário cobrir o produto 2011 (que será contratado no A-3 de 2008). 8 – Final: Aumento da participação termelétrica implicará em elevação do PLD 8

9 Crise de Suprimento do GN
Frustração total = 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 9

10 Crise de Suprimento do GN
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11 A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ
Agenda A Tractebel Energia e o Grupo SUEZ Atendimento à Demanda do SIN Perspectiva de Preços 11

12 Ambientes de Contratação de Energia
ACL - Ambiente de Contratação Livre ACR - Ambiente de Contratação Regulada Consumidores Livres Geradores Privados Distribuidores Privados e/ou Estatais Leilão Comerciali-zadores Geradores Estatais Leilão Negociação Bilateral Processo Transparente (leilão/oferta pública/chamada pública) 12

13 Mix de Preços para o ACR Geração Nova PIEs existentes Geração Estatal
Self dealing Distribuidor Consumidores Itaipu Mix 13

14 Perspectiva de Preços para o ACR
CCEAR En. Nova: R$ 139,95 / MWh CCEAR En. Existente: R$ 77,77 / MWh R$ 94,56 / MWh ? Base Monetária: Junho/2008 14

15 Perspectiva de Preços para o ACR
Energia existente forma, hoje, o colchão da modicidade tarifária 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 15

16 Perspectiva de Preços para o ACR
160.00 150.00 140.00 Benchmark para o ACL 130.00 R$/MWh 120.00 110.00 Fatores Críticos Despacho para garantir a segurança do suprimento (R$ 1 bi foi gasto este ano) Impacto do despacho termelétrico sobre os contratos de disponibilidade 100.00 90.00 80.00 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ano 16

17 Perspectiva de Preços para o ACL
23% Participação Termelétrica 8% Participação Termelétrica 17

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 D Oferta Hidrelétrica (MWmed) 38.000 45.000 7.000 Oferta Termelétrica (MWmed) 3.250 13.100 9.850 Participação Termelétrica 8% 23% 58% 18

19 Perspectivas de PLD – Oferta em 2011
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20 Efeito do Leilão de Reserva no PLD
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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 21

22 Gerente de Assuntos Regulatórios e de Mercado
Obrigado ! Edson Luiz da Silva Gerente de Assuntos Regulatórios e de Mercado (48) 22