 |
Mercado de Energia Elétrica: Retrospectiva 2008 e Perspectivas
Por Adriano Pires - Diretor do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura - CBIE
Com base nos dados de demanda de energia por classe de consumo divulgado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE)*, ilustrado pelo Gráfico 1, os segmentos comercial e residencial foram os que apresentaram as maiores taxas de crescimento, cerca de 5,7% e 5,6% respectivamente, na comparação entre os períodos de janeiro a novembro de 2007 e 2008. O consumo industrial e o do segmento outros** apresentaram a mesma taxa de crescimento de 3,4%. Em particular, é possível verificar através do Gráfico 2 que os primeiros sinais de crise foram sentidos através da desaceleração da taxa de crescimento da demanda por energia elétrica do setor industrial a partir de setembro.
** Esta classe compreende o consumo rural, poderes públicos, serviços públicos, iluminação pública e consumo próprio.
O Gráfico 3 trata da demanda de energia elétrica por tipo de contratação. A demanda no ambiente de contratação livre (ACL) manteve-se praticamente estática na comparação do acumulado entre janeiro e novembro de 2007 e 2008. Em 2007, o consumo foi de 95,9 TWh e em 2008, 96,1 TWh. Dado que o crescimento do consumo de energia elétrica no ambiente cativo foi de 6% e o crescimento total foi de 4,3%, a demanda no ACL perdeu participação, diminuindo de 28% para 27%.
Em janeiro, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) bateu recorde, ultrapassando a marca de R$ 500 MWh, devido ao nível dos reservatórios das hidrelétricas se encontrar abaixo da Curva de Aversão ao Risco (CAR) e forçar o acionamento de usinas térmicas. O Gráfico 4 retrata a situação dos reservatórios por região durante o ano.
Segundo informações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), ilustradas pelo Gráfico 5, a carga própria de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN) cresceu 3,3% na comparação entre os onze primeiros meses de 2007 e 2008, passando de 50,4 GW médios para 52,1 GW médios. A região Norte apresentou a maior taxa de crescimento (4,2%), seguida pela região Sul (3,9%), Nordeste (3,6%) e Sudeste/Centro-Oeste (3%).
Em março, a tentativa de privatização da CESP resultou em fracasso, após nenhum dos cinco pré-qualificados – Alcoa, Energias do Brasil, Tractebel, Neoenergia e CPFL – depositar as garantias financeiras requisitadas. A causa principal foi o fato do governo paulista não conseguir garantias junto ao governo federal, em relação as renovações das concessões das usinas de Jupiá e Ilha Solteira a partir de 2015. No mês seguinte, o governo federal decretou e sancionou a Lei Nº 11.651, que permite à Eletrobrás participar sozinha ou de forma majoritária em consórcios nos leilões e na compra de empresas de geração e transmissão de energia elétrica.
Foram realizados quatro leilões de geração e três de linhas de transmissão de energia elétrica em 2008. O deságio médio dos leilões de linhas de transmissão, apresentado no Gráfico 6, ficou muito abaixo do observado nos últimos anos, em apenas 23,9% contra 54,8% em 2007. Em particular, o deságio obtido no leilão de linhas do Rio Madeira foi de apenas 7,1%, de certa forma justificado pelo risco de escassez do crédito resultado da crise ao fim do ano e pela participação das estatais.
Já o leilão da usina de Jirau teve um resultado surpreendente com a vitória do consórcio liderado pela Suez Energy. O preço vencedor foi de apenas R$ 71,40 MWh, muito abaixo dos R$ 91 MWh requisitados pelo governo e muito contestado pelo consórcio apontado como favorito liderado pela Odebrecht. A estratégia do consórcio vencedor foi deslocar o local da obra em 9 km de seu eixo, o que possibilitaria uma economia de R$ 1 bilhão e antecipação da entrada em operação em um ano. A total liberação por parte do IBAMA ainda não ocorreu e possivelmente a usina de Jirau ainda será motivo de notícia em 2009.
Em 14 de julho, o governo federal realizou o primeiro leilão de Energia de Reserva para contratação de energia de biomassa. Ao todo, 96 usinas foram habilitadas pela Empresa de Planejamento Energético (EPE) a participarem do leilão, totalizando uma capacidade instalada de 5.300 MW e garantia física de 2.101 MW médios. Dessas, 41 depositaram garantias para participar e apenas 31 empreendimentos venderam energia no leilão. Como resultado, foram negociados 548 MW médios, apenas 25% da garantia física disponível habilitada, contrariando a estimativas do ONS que tinha uma expectativa de 2.000 MW médios.
Em setembro, foi a vez do leilão A-3 para celebração de contratos de suprimento de energia elétrica por 15 anos a partir de 2011 e do leilão A-5, com suprimento de energia elétrica a partir de 2013. No leilão A-3, 64 usinas aportaram garantias para participarem do leilão, mas apenas 10 venderam energia. Foram negociados 1.076 MW médios a um preço médio de R$ 128,42 MWh, com um deságio de 14,4% em relação ao preço teto de R$ 150 MWh estabelecido pelo governo. Com isso, foi movimentado um total de R$ 18,2 bilhões.
No leilão A-5, 49 usinas participaram, mas apenas 24 venderam energia. Foram negociados 3.125 MW médios a um preço médio de R$ 141,48 MWh, movimentando R$ 60 bilhões em contratos de 15 e 30 anos.
Como perspectiva para 2009, o cenário definido pelos leilões de energia nova transmite a certeza de preço da energia elétrica mais elevado e uma matriz energética mais suja. A tendência de geração de energia através de combustíveis fósseis foi confirmada, sendo 45% com óleo combustível, a mais poluente. Não sendo suficiente esse fator ambiental, esses combustíveis sempre apresentam volatilidade de preços.
Segundo o cronograma divulgado em novembro pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), ilustrado pelo Gráfico 7, entraram em operação 1,6 GW até 16 de novembro, sendo previstos mais 0,9 GW para os quais não constam restrições para entrada ainda em 2008. Para 2009, é esperada a entrada em operação de 4,1 GW. Outros 0,8 GW apresentam algum tipo de restrição. Nos anos subseqüentes, a previsão de aumento da capacidade sem restrição é de 2,8 GW em 2010, 1,6 GW em 2011 e 0,7 GW em 2012, sendo que haveria ainda 12,9 GW de capacidade, classificados com restrições graves, sem estimativa de data para entrada em operação. Nos próximos quatro anos, a capacidade média adicional atualmente sem restrição será de 2,3 GW por ano.
Em 2009, para o segmento de transmissão, dado as suas características, não haverá grandes mudanças no cenário de crise. Já no segmento de distribuição deve-se verificar prejuízo nas empresas que possuem uma participação maior do setor industrial em suas vendas, pois o crescimento do PIB industrial será menor do que o do PIB total. A tendência de migração de clientes industriais do mercado livre para o cativo não deverá se concretizar. Os preços do mercado livre deverão cair em cerca de 30% em 2009 e com isso as empresas que tinham contratos vencendo não encontrarão dificuldade para renovação.
Conclui-se que as receitas das geradoras serão impactadas pela crise e o tamanho do impacto dependerá, basicamente, da flexibilidade de seus contratos no mercado livre de energia. Em todo caso, a crise econômica acabará promovendo um ajuste na demanda de energia elétrica e com isso evitará problemas na oferta em 2009 e até mesmo em 2010.
Texto publicado originalmente pelo CBIE - Centro Brasileiro de Infra-Estrutura - através do informativo "Energia em Foco" #68.
Postar um comentário