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Cenários de Preço Futuro de Energia

Tractebel Energia | GDF SUEZ - todos os direitos reservados

Novembro/2010

2

Aviso importante

Este material pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Tractebel Energia, de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico, nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Tractebel Energia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Tractebel Energia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções e outros fatores. Em razão desses fatores, os resultados reais da Tractebel Energia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros.

As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Tractebel Energia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação.

Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Tractebel Energia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.

3

Agenda

• Ambientes de Contratação da Energia– Histórico

• Principais variáveis que impactam o preço– Balanço entre oferta e demanda

• Drivers: expansão da oferta e crescimento da demanda

– Custo (preço) da oferta• Drivers: composição da oferta em expansão e administração da energia existente

(concessões)

– Preço Spot• É uma referência de preço no curto e médio prazos e impacta as tarifas reguladas (leilões de

disponibilidade)

4

ACR - Ambiente de Contratação Regulada

ACL - Ambiente de Contratação Livre

Distribuidores Privados e/ou

Estatais

Geradores Privados

Geradores Estatais

Consumidores Livres

Comercializadores

Leilão

LeilãoNegociação Bilateral

Processo Transparente (leilão/oferta pública/chamada pública)

Os Canais de Contratação

5

Breakdown

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000ja

n/05

jul/0

5

jan/

06

jul/0

6

jan/

07

jul/0

7

jan/

08

jul/0

8

jan/

09

jul/0

9

jan/

10

jul/1

0

(MW

med

)

Mercado Não Cativo Mercado Cativo

Reflexo da crise na indústria Retomada da demanda

Fonte: CCEE

6

Histórico da Demanda

Crescimento do Mercado Faturado acumulado em 12 meses(12Mo12M)

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

01.2007 07.2007 01.2008 07.2008 01.2009 07.2009 01.2010 07.2010

Total

Mercado Cativo

Mercado Não Cativo

Fonte: CCEE

7

50.000

55.000

jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

Mer

cado

[MW

med

]

100

200

300

400

500

PLD

Sud

este

[R$/

MW

h]

0

Crescimento pujante da demanda Sazonalidade típica do consumo

“Pânico” devido ao atraso do período úmido

Histórico do PLD

Fonte: ONS, CCEE

8

50.000

55.000

jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

Mer

cado

[MW

med

]

100

200

300

400

500

PLD

Sud

este

[R$/

MW

h]

0

Crescimento da demandaEscassez de lastro

Comportamento sazonal do PLD é esperado

Histórico do PLD

Fonte: ONS, CCEE

9

50.000

55.000

jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

Mer

cado

[MW

med

]

100

200

300

400

500

PLD

Sud

este

[R$/

MW

h]

0

Efeito da crise mundialDemanda cai drasticamente puxada pelo setor industrial

Patamar do PLD diminui

Histórico do PLD

Fonte: ONS, CCEE

10

50.000

55.000

jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

Mer

cado

[MW

med

]

100

200

300

400

500

PLD

Sud

este

[R$/

MW

h]

0

Recuperação gradual da economia

Mercado reage e aumenta consumo, mas excedente de oferta e afluências favoráveis

levam PLD ao mínimo

Histórico do PLD

Fonte: ONS, CCEE

11

50.000

55.000

jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10

Mer

cado

[MW

med

]

100

200

300

400

500

PLD

Sud

este

[R$/

MW

h]

0

Histórico do PLD

Demanda plenamente recuperadaO crescimento médio entre 2008 e 2010 será de

4,2% a.aEnxugamento das sobras no mercadoAfluências em 2010 abaixo da média

PLD em elevação e possibilidade de aumento do despacho fora do mérito

Fonte: ONS, CCEE

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• Balanço entre oferta e demanda

• Custo (preço) da oferta

• Preço Spot

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* Plano Decenal 2019 / EPE

Cenário Econômico Base:

PIB (bilhões de R$ de 2009)

3.143

4.966

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2009 2019

PIB per capita (R$ de 2009)

16.416

24.042

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2009 2019

+4,7% a.a +3,9% a.a

Demanda de Eletricidade:

• Crescimento esperado de 4,8% a.a até 2019

• O crescimento da demanda é de 3.000 MWmed por ano, equivalente à necessidade de construir:- uma usina de Itaipu a cada dois anos, ou- cinco usinas do tamanho do Complexo Jorge Lacerda a cada ano !

Projeção da Demanda de Eletricidade*

14

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Ano de Entrega

MW

med

Termelétrica Hidrelétrica Fontes Alternativas

Oferta Contratada

Energia Nova e Energia de Reserva Contratadas no ACR

Em 2013, a participação termelétrica na matriz energética será 24%

Em 2008, era 8%

Fonte: TBLE

15

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

MW

med

Oferta em Operação em Nov/2010 Expansão Energia de Reserva Demanda EPE/ONS

Balanço entre Oferta Contratada e Demanda Prevista

O fechamento do balanço do ano depende da expansão contratada

para o próprio ano

Não há sobra significativa de energia em 2010

Fonte: ONS, EPE

4,8% a.a

16

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

MW

med

Oferta em Operação em Nov/2010 Expansão MC2 + Multiner Energia de Reserva Demanda EPE/ONS

Balanço entre Oferta Contratada e Demanda Prevista

Em 2017, destaca-se a motorização de Belo Monte

Apesar do balanço global estar fechado até 2016, a estratégia e posição comercial individual de cada Distribuidora poderá

resultar em necessidades de compra nos leilões A-3 e A-5 futuros

Atrasos em alguns projetos

Como será a expansão da oferta?

Fonte: ONS, EPE

4,8% a.a

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• Expansão baseada em hidrelétricas, principalmente da região amazônica

• Uma usina nuclear já definida (Angra 3) e será contratada como energia de reserva (Portaria MME 586/2010)

– não forma lastro e paga por todos os consumidores - R$ 148,65/MWh

• Complementação com fontes alternativas– PCHs

– Biomassa

– Eólica

• Atualmente, o planejamento não contempla a contratação de usinas termelétricas com combustível fóssil

– a efetividade desse plano dependerá da viabilidade e da competitividade das fontes renováveis

Água Limpa (320 MW)

Barra do Pomba (80 MW)

Cachoeira (63 MW)

Cachoeira do Caí (802 MW)

Cachoeira dos Patos (528 MW)

Cachoeirinha (45 MW)

Castelhano (64 MW)

Davinópolis (107 MW)

Foz do Apiacás (275 MW)

Itapiranga (725 MW)

Jamanxim (881 MW)

Jardim do Ouro (227 MW)

Jatobá (2.336 MW)

Marabá (2.160 MW)

Mirador (80 MW)

Ribeiro Gonçalves (113 MW)

Salto Grande Chopim (53 MW)

São Luiz do Tapajós (6.133 MW)

São Manoel (746 MW)

São Miguel (65 MW)

São Roque (214 MW)

Serra Quebrada (1.328 MW)

Sinop (461 MW)

Telêmaco Borba (120 MW)

Teles Pires (1.820 MW)

Toricoejo (76 MW)

Torixoréu (408 MW)

Traira II (60 MW)

Uruçui (134 MW)

Usinas hidrelétricas a serem leiloadas até 2019:

Como o Governo planeja atender a essa demanda ?*

* Plano Decenal 2019 / EPE

A forma como a matriz será expandida afetará o preço futuro da energia

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• Balanço entre oferta e demanda

• Custo (preço) da oferta

• Preço Spot

19

127,5

104,7

139,9

149,3

157,4

161,0

60 80 100 120 140 160 180

Média *

Hidrelétrica *

Eólica

PCH

Termelétrica

Biomassa

R$/MWh

Preços: nov/2010

Competitividade das fontes nos leilões realizados no ACR

* Inclui a energia reservada pelos projetos para o mercado livre, ao preço de R$ 130/MWh

• Preço médio do mix contratado de R$ 127,5/MWh

• Usinas hidrelétricas com preço abaixo do mix

• Usinas eólicas se tornaram competitivas

• Térmicas a combustíveis fósseis e a biomassa com preços acima do mix

• Angra III com preço teto em torno de R$ 150/MWh (energia de reserva)

Fonte: CCEE

8.018 MWmed

116 MWmed

1.674 MWmed

716 MWmed

12.218 MWmed

22.743 MWmed

400 20

20

* Preço médio não considera volumes que encerram a partir de 2013

Preço Médio da Energia Contratada nos Leilões do ACR

Preços: out/2010

*

A tarifa final da energia do ACR considera

adicionalmente: Itaipu, Bilaterais, geração distribuída e ESS

75,581,1 83,0

87,3

96,2103,5

107,2110,6

127,8

138,7 138,3 136,5132,2 131,9 131,9 131,9

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

(MW

med

)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

(R$/

MW

h)

Energia Existente

Energia Nova

Preço Médio CCEARs

Incertezas: Mix da expansão

Recontratação da energia existente

(concessões)

A tarifa final da energia do ACR considera adicionalmente: Itaipu, Bilaterais, geração

distribuída e ESS

~ 19 GWmed

~ 21 GWmed

Fonte: CCEE

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• A forma como o Governo tratará as concessões vincendas afetará diretamente o preço futuro da energia e, conseqüentemente, o valor dos ativos de geração

• O problema:– Quase 20% (21.792 MW) da capacidade instalada do sistema brasileiro com concessões de geração

expirando em 2015 , sem possibilidade legal de renovação ou prorrogação

– Necessidade de recontratação da energia existente no ACR, a partir de 2013 • 9.000 MWmed em 2013

• 6.800 MWmed em 2014

• 1.300 MWmed em 2015

• Atual arcabouço legal prevê explicitamente a existência do ACL e do ACR (Lei 9.074/95)– A definição de dois ambientes de atuação econômica pressupõe que existirão elementos e

condições para que esses ambientes coexistam

– A solução necessariamente deve assegurar a continuidade do ACL, fundamental para a sustentação dos produtores independentes e dos clientes livres

Concessões Vincendas e Recontratação da Energia Existente

22

• Balanço entre oferta e demanda

• Custo (preço) da oferta

• Preço Spot

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• O preço spot é uma referência de preço no curto e médio prazos– É o comprador de última instância de um gerador

– Tem forte impacto nas negociações de curto prazo (PLD + Margem)

• Impacta diretamente no custo da energia elétrica das distribuidoras que compraram energia termelétrica por disponibilidade

– Custo do combustível das térmicas despachadas e custo de exposição ao PLD das usinas não despachadas

– As distribuidoras com maior participação nos leilões de energia térmica (de 2008) terão suas tarifas fortemente aumentadas em caso de PLD elevado de forma sustentada

• O aumento da participação termelétrica, a construção de usinas hidrelétricas sem grandes reservatórios e de usinas eólicas aumentará a volatilidade do preço spot

• Despacho fora do mérito distorce preço real– Custo entra como encargo e não forma PLD

Preço Spot

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Preço Spot: impacto nos leilões de disponibilidade

156,4 155,0 156,5 156,5151,8 153,5

158,7155,8

184,4

177,8182,1

179,6

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

2011 2012 2013 2014Ano de Entrega

R$

/ MW

h

Custo estimado nos Leilões(ICB corrigido pelo IPCA)

Custo real para PLDde R$ 80/MWh

Custo real para PLDde R$ 120/MWh

Custo percebido pelas Distribuidoras

Fonte: TBLE

25

Preço baixo no primeiro semestre e elevado no segundo, bastante sujeito às afluências

Típico Preço Spot na Nova Matriz

50

100

150

200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mês

R$/

MW

h

Fonte: CCEE

26

Conclusões

27

• Sobre a oferta e a demanda– Retomada de crescimento da economia com conseqüente aumento da demanda

• Efeitos da crise já superados (do ponto de vista do consumo)

• Retomada do Mercado Livre

– Nova matriz energética• Aumento da geração termelétrica

• Aumento da geração alternativa e da geração distribuída

• Maior excursionamento dos reservatórios

• Maior volatilidade do PLD

– Balanço Energético• Depende da concreta implementação das usinas – não há mais folga

• Balanço globalmente fechado até 2015

• Estratégias e posições individuais das distribuidoras podem demandar novos contratos

Conclusões (1)

28

• Sobre o custo da oferta– Planejamento da expansão baseado em hidrelétricas, que apresentaram os menores

preços médios nos leilões recentes• A viabilidade ambiental dos projetos ainda não está definida

– Usinas de fontes alternativas apresentam preços mais competitivos e devem continuar sendo contratadas em volumes significativos

– Na visão do planejamento, a contratação de usinas a combustíveis fósseis deve surgir como última alternativa

– O maior fator de risco ao preço do mercado livre é a renovação das concessões• Tendência do novo governo é opção pela redução das tarifas

Conclusões (2)

29

• Sobre o preço spot– Maior volatilidade devido à nova matriz energética

– Impacto direto nas tarifas da distribuidoras que compraram energia termelétrica por disponibilidade

– Despacho fora do mérito distorce preço real e aumenta encargos

Conclusões (3)

30

Expectativa de preço futuros(projeção da tarifa de 18 distribuidoras)

Conclusões (4)

100

[R$/

MW

h]

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

• Além das variáveis globais anteriormente descritas, a tarifa de cada distribuidora depende do seu mix de contratação

• Em condições de liquidez– A tarifa da distribuidora é o cap

de preço para o mercado livre (máxima disposição a pagar)

– O PLD é o piso de preço (comprador de última instância do gerador)

• A concorrência entre os vendedores (geradores e comercializadores) determinará o preço de mercado

Fonte: CCEE