A Evolução das
Tarifas de Energia
Elétrica
I
Situação Atual
II
Tarifa no ACR
III
Formação de Preços no ACL
IV
Causas – Conjunturais e Estruturais
IV
Conclusões
I
Situação Atual
II
Tarifa no ACR
III
Formação de Preços no ACL
IV
Causas – Conjunturais e Estruturais
IV
Conclusões
Situação Atual
A situação atual do setor apresenta algumas características singulares
ao momento:
O nível dos reservatórios está mais
baixo em 2015 se comparado com
2014
Existem mais térmicas em 2015, mas
a carga aumentou - A demanda
líquida para as hidrelétricas é ainda
maior do que em 2001
As térmicas continuam operando no
seu máximo
A carga do sistema não apresenta o
crescimento previsto no início do
ano
CONCLUSÃO – As variáveis indicavam um cenário de crise, que foi
amenizado pela redução do crescimento da carga
I
Situação Atual
II
Tarifa no ACR
III
Formação de Preços no ACL
IV
Causas – Conjunturais e Estruturais
IV
Conclusões
Evolução nas Tarifas no Mercado
Regulado até 2015
2012 - 2015: CRISE ENERGÉTICA
 Após a redução de 20% nas tarifas do ACR, houve uma série de aumentos
 Valor da Crise Energética já ultrapassou os R$ 100 bilhões
 Em 2015 até Maio, tarifa do mercado regulado aumentou cerca de 49% para clientes de média tensão
frente a 2014
 De 2013 até 2015, Tarifa Regulada aumentou cerca de 80%!
100%
80.8%
80%
60%
49.5%
31.5%
40%
20.9%
20%
4.8%
0%
-20%
-19.7%
-40%
Lei 12.783/2013 Renovação das
Concessões - Geração
2013 / 2013 Lei
12.783
2014/2013
2015/2014
2015 + Bandeira/2014
2015/2013
Consequências Diretas ao Mercado
Custo de produção de energia superior a
1.200 R$/MWh
Curto Prazo
Impacto direto e
severo nas tarifas
Despacho térmico no limite
Médio e Longo Prazo
Expectativa da situação de se estender por
mais de 1 ano
Afeta estruturalmente
o setor  aumento do
CME para o longo
prazo
Mercado Regulado
Aumento realizado na
tarifa não inclui custos
adicionais de maio de
2015 em diante






Forte retração na
economia e possível
folga no balanço de
oferta e demanda


GSF
Novos empréstimos
Novas cotas
Despacho térmico
prolongado
Elevação do CME
Insuficiência das
bandeiras tarifárias
Indenizações
...
Os reajustes nas tarifas do ACR devem continuar altos..!
Tarifa Média de Energia 2015
Consumidores
600
R$/MWh
500
400
300
200
100
488
459
481
112
75
55
82
55
77
76
55
78
55
78
55
226
243
251
236
BRASIL
CEMIG
CPFL PA
CEMAT
454
478
98
98
423
422
401
401
151
123
33
55
39
55
89
30
55
108
33
55
220
183
205
228
204
ENERSUL
COELBA
CELPE
COELCE
COSERN
135
0
Tarifa de Energia - T.E.
Encargos Setoriais
Bandeira Tarifária Vermelha
TUSD - Fio
TARIFA MÉDIA DE ENERGIA DAS PRINCIPAIS DISTRIBUIDORAS Reajustadas NO 1º. SEMESTRE DE 2015:




Tarifa sem PIS/COFINS E ICMS ( Pis/Cofins = até 9,25% e ICMS de = 18% a 30% )
Perfil A4 Azul
Consumidores do Nordeste não sofrem impacto da tarifa de Itaipu
Consumidores do Nordeste pagam por apenas cerca de 23% do custo total da CDE, sendo o restante
custeado pelas tarifas do Sudeste !
I
Situação Atual
II
Tarifa no ACR
III
Formação de Preços no ACL
IV
Causas – Conjunturais e Estruturais
IV
Conclusões
Estimativa de Preço Futuro no ACL
ESTIMATIVAS DEPENDEM DO PONTO DE PARTIDA
DEFINITIVAMENTE NÃO É UM MERCADO PARA SE
POSICIONAR AS VÉSPERAS DO VENCIMENTO DE CONTATOS
Curto Prazo
Armazenamento
SIN
100%
80%
60%
40%
20%
0%
janeiro
2014
fevereiro
março
2015
abril
maio
Previsão ONS 2015
junho
julho
agosto
Máx 2003 a 2013
setembro
outubro
Mín 2003 a 2013
novembro
dezembro
Racionamento 2001
Fonte: ONS
Curto Prazo
PLD
Projeção PLD – jun/15
R$/MWh
Thymos
400
350
Oficial
Forte impacto da redução da carga. No entanto, PLD
continua em patamares altos
300
250
200
150
100
50
Dec-19
Sep-19
Jun-19
Mar-19
Dec-18
Sep-18
Jun-18
Mar-18
Dec-17
Sep-17
Jun-17
Mar-17
Dec-16
Sep-16
Jun-16
Mar-16
Dec-15
Sep-15
Jun-15
0
Fonte: CCEE
Médio Prazo
Evolução do ACL
MW médio
16,000
15,000
14,213
14,844
15,442
16,051
10,000
15,342
6,000
14,000
13,000
12,000
11,000
1,403
8,000
1,646
2,285
2,579
2,756
4,000
2,000
10,000
Dec-10
Dec-11
Dec-12
Dec-13
Dec-14
Em 2014:
 Aumento de 6,9% no número de consumidores
 Queda de -4,4% no consumo (MW médios)
 Retração do consumo é reflexo da queda da atividade industrial em 2014 e 2015
No. de Consumidores
17,000
Médio Prazo
Contratos no ACL
EM JANEIRO DE 2015 foram negociados 6.670 CONTRATOS no ACL:
 58% do volume de contratos está NO LONGO PRAZO ( acima de 4 anos)
 19% do volume de contratos está NO MÉDIO PRAZO ( de 2 anos até 4 anos)
 23% do volume de contratos está NO CURTO PRAZO (até 1 ano)
0%
1%
1 mês
15%
2 a 5 meses
7%
58%
19%
6 meses a 1 ano
Brasil:
Contratos transacionados de 2
a 3 vezes antes de fechar
Mercados Maduros:
Contrato gira de 7 a 10 vezes
acima de 1 até 2 anos
acima de 2 até 4 anos
acima de 4 anos
Ampliação do mercado é
crucial!
Longo Prazo
Custo Marginal de Expansão (CME)
Definição: O CME representa o custo de expansão do sistema de geração de modo que a
demanda seja atendida sem que haja diferença entre construir novo empreendimento ou
operar o sistema
Tendência de aumento do CME no longo prazo
Dólar
• Depreciação do real
eleva custos de
importação de
equipamentos de
geração
• Elevação do preço de
equilíbrio
Térmicas
• Necessidade de
inserção de mais
térmicas no sistema
por segurança do
sistema
• Energia térmica é
mais cara
Financiamento
• BNDES reduziu
financiamento
• Taxas fora do BNDES
são muito mais altas
Projeção de Preços
Energia Convencional
2016 máx
R$/MWh
350
310
310
270
Jan-15
Feb-15
330
290
Mar-15
2018 máx
R$/MWh
2016 mín
300
300
260
260
Apr-15
2017 máx
R$/MWh
May-15
2017 mín
215
230
235
230
235
175
190
195
190
195
Jan-15
Feb-15
Mar-15
Apr-15
May-15
2018 mín
195
197
200
200
205
155
157
160
160
165
Jan-15
Feb-15
Mar-15
Apr-15
May-15
Preços no mercado livre continuam em
um patamar elevado, mas podem
representar oportunidade para a
indústria
Oportunidades
Preços altamente influenciados pelo risco de
mercado e escassez de contratos
2015
2016
Maior estabilidade no
mercado
2017
Oportunidades
 Preços altos no mercado cativo
sustentarão viabilidade no ACL no longo
prazo
 Potencial expansão do ACL
 Crescimento e padronização do mercado
Desafios
 Necessidade de ampliação do mercado
 Regras favorecem ACR (ex: cotas)
 Financiamento
I
Situação Atual
II
Tarifa no ACR
III
Formação de Preços no ACL
IV
Causas – Conjunturais e Estruturais
IV
Conclusões
Por que Chegamos nesta Situação ?
A situação de crise atual sugere que a origem sejam
causas conjunturais – condição hidrológica muito
desfavorável !
Analisando a hidrologia desde 2012 esta conclusão não
é tão óbvia
ENA
2014
2013
2012
SE
6 ª pior
45 ª pior
29 ª pior
Observação - 84 anos do histórico de afluências
SIN
10 ª pior
42 ª pior
23 ª pior



Por que Chegamos nesta Situação ?
Uso exagerado do estoque armazenado e aposta na chuva da próxima estação
Reservatório (%) - SIN
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Reservatórios baixando mesmo com térmicas no máximo
Parece que não é só conjuntural
Desbalanço Estrutural
Atraso de obras de geração e transmissão prejudicaram a oferta bruta
O processo de revisão das garantias físicas previsto para 2014 foi adiado para o
final de 2015
A operação dos reservatórios nos modelos computacionais e na vida real tem
apresentado grandes divergências
Falta de aderência entre o planejado (EPE) e o realizado (leilões)
Fragilidade do sistema pela redução da capacidade de armazenamento nos
reservatórios – segurança da matriz deve ser revisitada
A expansão dedicada para o mercado livre (27% do total) ainda não é uma realidade
Atrasos Recorrentes
Atrasos na oferta são significativos em volume e prazo
Em Construção
Atraso
Atraso médio
(meses)
Geração
36.076 MW
64%
8,5
Transmissão
27.388 km
71%
13,5
40.360 MWA
74%
8
Empreendimentos
Transformação
Dificuldades no licenciamento ambiental agravam os atrasos
‐
35% da oferta de geração até 2020 (41 GW) possuem restrições ambientais
‐
9 GW com restrições (amarela)
‐
5 GW sem previsão (vermelha)
Fonte: Conjunto das Associações
- FASE – Tabela elaborada com informações da ata da 137ª Reunião do CMSE
Desacoplamento da Operação
Programada e Real
O uso dos reservatórios na operação real tem sido maior do que é
previsto na programação do ONS
‐
Possíveis causas dados não atualizados dos conjunto turbina-gerador, capacidade real
de armazenamento dos reservatórios, e usos múltiplos da águas, principalmente
irrigação
Desempenho da operação do sistema fica cada vez mais frágil
90%
70%
50%
RESERVATÓRIO SIN
2012
30%
10%
1ºJAN
JAN
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
Desacoplamento do Planejado e a
Realidade
A expansão do sistema é dominada pelos leilões públicos e não é aderente
com a necessidade planejada
A concorrência privilegia apenas a modicidade tarifária e não leva em conta a
segurança do sistema
‐
Nos últimos A-5 finalmente entraram térmicas de base (carvão e gás natural ciclo combinado) com o aumento
do preço teto acima de R$ 200/MWh
O planejado pela EPE para 2013 nos PDEs e o que foi efetivamente realizado
Fonte: Conjunto das Associações
- FASE
I
Situação Atual
II
Tarifa no ACR
III
Formação de Preços no ACL
IV
Causas – Conjunturais e Estruturais
IV
Conclusões
Conclusões
 ACR: As tarifas no mercado cativo vem apresentando considerável aumento
recentemente
 Tarifa das distribuidoras do nordeste não sofreram impacto de Itaipu, que
aumentou por conta da variação cambial e GSF
 ACL: No período de 2 anos o mercado livre ainda sente impacto direto da crise
atual
 ACL: A migração para o ACL no longo prazo pode ser interessante por conta da
elevação do CME