SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Situação atual e o que vem por aí 1 ABRACE, 25 de fevereiro de 2015...
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SETOR ELÉTRICO BRASILEIROSituação atual e o que vem por aí
1
ABRACE, 25 de fevereiro de 2015
Mario [email protected]
Provedora de ferramentas analíticas e serviços de consultoria (estudos econômicos,
regulatórios e financeiros) em eletricidade e gás natural desde 1987
Nossa equipe é composta por 60 especialistas em engenharia, otimização,
sistemas de energia, estatística, finanças, regulação, meio ambiente e TI
65países
Temário
► Antecedentes
► Perspectivas de suprimento para 2015
► Possíveis ações na oferta & demanda
► Impactos das ações nos agentes setoriais
► Conclusões
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Evolução do armazenamento (SIN) 2012-2014
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MELHORarmaz.
da história
MELHORarmaz.
da história
PIORarmaz.
da história
PIORarmaz.
da história
Por que os reservatórios esvaziaram?
► Excesso de demanda?
NÃO – a demanda nestes anos foi inferior ao esperado
► Falta de capacidade de geração? (devido por exemplo a atrasos)
NÃO, de acordo com o governo
• Estimativas feitas pela EPE e divulgadas pelo CMSE: haveria uma sobra de
capacidade (garantia física) de 6 mil MW médios (equivale a B.Monte)
► Demora para acionar as térmicas?
NÃO – desde outubro de 2012, todas as térmicas foram acionadas quase
ininterruptamente, inclusive nos períodos de chuva
► Última opção: estamos passando por uma “crise hídrica sem
precedentes”, como diz o governo e sai com frequência na mídia?
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67%
80% 83% 87%97%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
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1% 4% 6% 8% 11%
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ENA
SIN
(%
MLT
)
1953
2012
2001
2013
2014
Houve seca severas em 2012, 2013 e 2014?
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2013 foi um ano bom... 2013 foi um ano bom...
... e 2014 foi 9º pior do histórico... e 2014 foi 9º pior do histórico
2012 foi um ano bem razoável... 2012 foi um ano bem razoável...
NÃO NÃO
E o triênio 2012/2014?
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Foi o 16º pior do histórico
Foi o 16º pior do histórico
Se não foi a seca, por que o sistema esvaziou?
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79%
87% 87% 86% 85% 86%82%
74%
65%
57%55%
51%54%
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68%
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62%65%
75%
80%77%
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37%33%
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60%
55%
49%
44%
40%43%
Simulado
Real
Se o passado fosse reconstituído (“backcasting”) com os modelos oficiais de simulação, o nível dos reservatórios em dezembro de 2013 seria 65% (22 pp maior do que o real)
Se o passado fosse reconstituído (“backcasting”) com os modelos oficiais de simulação, o nível dos reservatórios em dezembro de 2013 seria 65% (22 pp maior do que o real)
Esta diferença possibilitaria o atendimentoa uma carga anual de 5,3 GW médiosEsta diferença possibilitaria o atendimentoa uma carga anual de 5,3 GW médios
Porque as restrições operativas reais são piores do que as representadas nos modelos oficiais de planejamento
Porque as restrições operativas reais são piores do que as representadas nos modelos oficiais de planejamento
Quais são estas restrições operativas?
► Coeficientes de produção das hidrelétricas piores do que nominais Resistência das hidrelétricas à aferição devido ao impacto comercial
Redução da garantia física menor contratação
O esquema de hedge hidrológico MRE dilui a responsabilidade individual (“tragédia dos comuns”)
• Contribui para o chamado “problema do GSF”, a ser discutido
► Batimetria desatualizada + assoreamento incerteza no balanço hídrico e operação dos reservatórios
► Problemas de transmissão dificultam a otimização do uso das hidrelétricas► Transferência de energia entre regiões, vertimentos localizados etc.
Causa principal: falhas nas subestações• Problemas de manutenção, agravados com a MP 579
► Vazões da região Nordeste na estação seca são inferiores às do modelo hidrológico oficial A vazão em 20 dos últimos 21 períodos secos foi abaixo da média
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Outros indícios de restrições na operação real
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Esvaziamento inédito de Itaipu em 2013 e 2014
Esvaziamento inédito de Itaipu em 2013 e 2014VERTIMENTOS EM CAPIVARA
DataNível
(m)Volume Útil %
Vertimento(m3/s)
10-Feb-14 329,44 58,34 170
11-Feb-14 329,23 56,61 783
12-Feb-14 328,97 54,49 1041
13-Feb-14 328,68 52,15 1055
14-Feb-14 328,46 50,39 800
15-Feb-14 328,26 48,81 617
16-Feb-14 328,07 47,32 418
17-Feb-14 327,92 46,15 24Vertimento em
reservatórios 50% cheiosVertimento em
reservatórios 50% cheios
O modelo computacional usado pelo ONS nem previa a hipótese de esvaziamento
O modelo computacional usado pelo ONS nem previa a hipótese de esvaziamento
Consequência desta defasagem entre operação real e simulações oficiais:viés otimista nas projeções de preço e segurança dos estudos governamentais
Em resumo: o sistema gerador está sobrecarregado
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Este desequilíbrio estrutural de geração deve ser corrigido, caso contrário os problemas podem se repetir
Este desequilíbrio estrutural de geração deve ser corrigido, caso contrário os problemas podem se repetir
338
276 284
344
481
Dez/2012 Mar/2013 Dez/2013 Dez/2014(*) Projeção 2015(*)
R$
/MW
h -val
ore
s n
om
inai
s
Tarifa de Fornecimento Residencial(média de 30 distribuidoras)
Tarifa sem PIS/COFINS/ICMS - Fonte: SAMP/ANEEL, PSR (*estimativa)
A previsão para 2015 incorpora o benefício dos novos leilões de concessão de julho daquele anoA previsão para 2015 incorpora o benefício dos
novos leilões de concessão de julho daquele ano
Impacto tarifário
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-18%-18%
+3%+3%
+21%+21%
+40%+40%
Estamos atualizando a previsão de tarifa de 2015 para levar em conta a redução do preço do petróleo (e elevação da
taxa de câmbio) nos custos operativos das térmicas
Estamos atualizando a previsão de tarifa de 2015 para levar em conta a redução do preço do petróleo (e elevação da
taxa de câmbio) nos custos operativos das térmicas
Empréstimos 24 7%CDE + TUST 43 13%Custos de Energia 51 15%Inflação (6%) 19 6%Tarifa Média Residencial 2015 481 40%
Impacto nas distribuidoras e geradores
► Fragilidade financeira das distribuidoras
► Perdas bilionárias dos geradores hidrelétricos (GSF) O GSF é a razão entre a energia hidrelétrica produzida e a “energia firme”
das hidrelétricas (garantia física)
Como a garantia física é, por definição, a energia que as hidrelétricas
produzem em situações de seca severa (critério de planejamento), é de se
esperar que GSF seja 1
No entanto, o GSF tem sido inferior a 1 desde 2013
• Como visto, a razão não é uma hidrologia adversa, e sim o uso excessivo dos
reservatórios devido à deficiência estrutural
► Custos substanciais para os geradores termelétricos Manutenções mais frequentes e exposição financeira durante o período
em que o gerador está parado
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Criação da Conta-ACR: 1ª tranche de empréstimos bancários para
transferir recursos às distribuidoras. Promessa de aporte
adicional do Tesouro à CDE
Criação da Conta-ACR: 1ª tranche de empréstimos bancários para
transferir recursos às distribuidoras. Promessa de aporte
adicional do Tesouro à CDE
Leilão A0Leilão A0
Impacto na establidade regulatória
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Set/12 Out/12 Nov/12 Dez/12 Jan/13 Fev/13 Mar/13
MP 579: renovação das concessões e anúncio de
redução de 20% em média nas tarifas
MP 579: renovação das concessões e anúncio de
redução de 20% em média nas tarifas
Decretos que regulamentam
a MP 579
Decretos que regulamentam
a MP 579
Abr/13
// //
MP 605Ampliação dos
recursos da CDE para redução das tarifas.
MP 605Ampliação dos
recursos da CDE para redução das tarifas.
Jun/13 Set/13
Implementação das mudanças na
formação de preço
Implementação das mudanças na
formação de preço
Res. CNPE 03(aversão ao risco + mudança
na alocação do ESS)
Res. CNPE 03(aversão ao risco + mudança
na alocação do ESS)
//
Salto do PLD + risco de racionamento + auxílio às discos
Salto do PLD + risco de racionamento + auxílio às discos
Jan/14 Mar/14
REN 559/13(mudanças na TUST)
+ Portaria 185(cessão de contratos
no ACL)
REN 559/13(mudanças na TUST)
+ Portaria 185(cessão de contratos
no ACL)
Decreto 7.945Empréstimo do Tesouro Nacional para socorro
financeiro às distribuidoras
Decreto 7.945Empréstimo do Tesouro Nacional para socorro
financeiro às distribuidoras
//
Abr/14 Ago/14
2ª tranche de empréstimos
pela Conta ACR+
“Crise do GSF”
2ª tranche de empréstimos
pela Conta ACR+
“Crise do GSF”
//
A. Pública piso e teto do PLDDecisão em novembro
A. Pública piso e teto do PLDDecisão em novembro
Set/14
Despacho termelétrico na baseDespacho termelétrico na base
Esvaziamento dos reservatórios: vulnerabilidade para 2014 Esvaziamento dos reservatórios: vulnerabilidade para 2014 Reservatórios não se recuperamReservatórios não se recuperam
Perspectivas para 2015
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Situação ao final de 2014
► O racionamento em 2014 foi evitado devido à decisão do governo de
esvaziar totalmente o sistema, na esperança de chuvas favoráveis a partir
de dezembro de 2015 Houve também uma redução de 1.500 MW médios no consumo industrial devido às
condições econômicas desfavoráveis
► Outro recurso utilizado para evitar um racionamento foi “relaxar” as
obrigações de uso múltiplo da água Hidrovia Tietê, Sobradinho, Três Marias (irrigação), turismo etc.
• Problemas institucionais entre a Agência Nacional de Águas (ANA) e o Operador
Nacional do Sistema (ONS)
– Ambiguidade da Lei das Águas
► O baixo nível dos reservatórios levou a preocupações sobre o
atendimento à demanda máxima no verão de 2015 e segurança de
suprimento energético no segundo semestre daquele ano16
Vazões em janeiro: as piores da história
• SE: 38% (antes, a pior era 44% em 1953)
• NE: 25% (antes, a pior era 34% em 1971)
• SIN: 50% (pior do histórico)
Ídem para fevereiro (projeção ONS)
Embora o período chuvoso vá até abril, janeiro e fevereiro são
os meses mais importantes
Infelizmente, as vazões têm sido muito ruins…
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Primeiro semestre: risco de blecaute
► Hipóteses otimistas: índice médio de manutenção e falha,
sem restrições de transmissão
► Demanda máxima (verão quente): Janeiro: 84 GW; Fevereiro: 88 GW
► Potência hidrelétrica: Nominal: 90 GW
c/ manutenção e indisp. média: 82 GW
► + efeito do deplecionamento e perda de efic.: 70 GW
► Potência térmica total: 18 GW
► Produção renováveis: 5 GW
► Diferença potência – demanda: 9 GW (Jan); 5 GW (Fev)
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Metodologia para risco de racionamento
► Critério (decisão sob incerteza): equilibrar arrependimentos
Tipo 1: racionar quando, visto a posteriori, não precisaria
Tipo 2: não racionar quando, visto a posteriori, deveria
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1 2 3 4 5 6 7 8
Fev/15 Mar/15...
Mai/15 Abr/15 Jul/15 Ago/15 Set/15 Dez/15Out/15 Nov/15
Armazenamento do início de
fevereiro /2015
Armazenamento do início de
fevereiro /2015
Simulação detalhada até final de abril, usando
1.200 cenários de vazões
Simulação detalhada até final de abril, usando
1.200 cenários de vazões10%
40%1 2 3 4 5 6 7 8
Jan/15
Risco de racionamentoVisão de 20 de fevereiro: ENA do SIN em fev = 60% da MLT
► Risco de racionamento para cada faixa de corte da demanda e para os
subsistemas Sudeste/Centro-Oeste/Sul (SE/S) e Nordeste/Norte (NE/N):
► A probabilidade de se decretar racionamento é diferente para os sistemas devido
às limitações da rede de transmissão. Existe 12% de probabilidade do excedente
de energia do NE/N não conseguir escoar para o SE/S, resultando na necessidade
de se decretar racionamento apenas neste último sistema. A probabilidade de decretar racionamento no sistema Sudeste/Centro-Oeste é igual à do sistema Sul
e a probabilidade do Nordeste é igual à do Norte.
20
SE / S NE / NEntre 4% e 5% da demanda 4% 5%Entre 5% e 10% da demanda 32% 34%Entre 10% e 15% da demanda 40% 29%Entre 15% e 20% da demanda 13% 8%Maior que 20% da demanda 0% 0%
Total 88% 76%
Faixa de corteProbabilidade de se decretar
um racionamento
► Realizou-se uma análise condicionada com 3 clusters equiprováveis baseados nas ENAs do
SIN de março a abril/2015. O gráfico mostra a evolução dos armazenamentos de acordo com
os clusters e em vermelho a probabilidade de se decretar um racionamento associada a cada
cluster e a cada sistema.
Risco condicionado a diferentes períodos chuvosos
21
E se o racionamento não for implementado?
► O gráfico apresenta a probabilidade do nível do armazenamento do
do SE ficar abaixo de 10%
22
20%
26% 28%32%
30%22%
32%36%
42%38%
10%
24%
39%
46%51%
45%
0%
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60%
Nov-15 Dec-15 Jan-16 Feb-16 Mar-16 Apr-16
Arm
azen
amen
to SI
N [%
arm
azen
amen
to m
áxim
o]
Cluster seco 84%MLT Cluster médio 99%MLT Cluster úmido 118%MLT
2% / 0%
0% / 0%
52% / 36%
Risco de decretar
racionamento(SE/S) / (NE/N)
E chegando a 10% no final de novembro...
O gráfico mostra a evolução do nível dos reservatórios para 3 clusters de vazões projetadas para o período dez/2015 a abr/2016O gráfico mostra a evolução do nível dos reservatórios para 3 clusters de vazões projetadas para o período dez/2015 a abr/2016
Na ocorrência do cluster seco, há 52% de probabilidade
de ser decretado um racionamento em 2016
E chegando a 10% no final de novembro...
Se o período úmido de 2014 se repetir será necessário realizar um racionamento de 14% da carga do SE/S em 2016. Com o período úmido de 1953, o montante aumenta para 22%.
Se o período úmido de 2014 se repetir será necessário realizar um racionamento de 14% da carga do SE/S em 2016. Com o período úmido de 1953, o montante aumenta para 22%.
Reservatórios estariam abaixo de 10% em dezembro, janeiro e fevereiro, o
que compromete o atendimento à ponta.
Sensibilidade ao crescimento da demanda
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► As análises anteriores foram realizadas considerando a projeção de
demanda do ONS (crescimento de 3,2% em 2015)
► Considerando crescimento nulo em 2015 temos:
Risco de decretar racionamento SE/S: 61%
Risco de decretar racionamento NE/N: 41%
► Imediata
Geração diesel do setor de serviços
Importação de energia da Argentina
Através de gás para a usina de Uruguaiana (600 MW)
Uso da interconexão (CIEN) até junho Consumo elétrico da Argentina é maior no inverno
► Curto prazo (3 meses): turbinas a gás compactas
Podem vir de avião e serem instaladas em RJ e SP
► Médio prazo (6 meses): fotovoltaica
Instalação em parques eólicos da Bahia
Padrão de vento à noite uso do sistema de transmissão
Instalação residencial26
Possíveis ações: aumento da oferta
► Campanha publicitária
Temas: (i) crise hídrica sem precedentes; (ii) economia para a
família devido às altas tarifas (“segurança custa caro”, “bom
para seu bolso, bom para o país”); e (iii) eficiência (governo
desliga seus próprios prédios à noite etc.)
► Ações junto a indústria (eletro-intensivos)
► Em último caso, racionamento
Por cotas, ao invés de cortes rotativos
Alocação das cotas? (proporção ao consumo, ao nível de contração?)
Racionamento “flat” ou isentando classes específicas?27
Possíveis ações: redução da demanda
Eficiência no consumo maior em 2015
Impacto de uma redução de x% hoje seria maior do que em 2001
Situação econômica, fiscal e inflação piores em 2015
Margem de manobra menor e impactos cruzados mais complexos
Comunicação com a sociedade mais complexa
Contra: promessas explícitas da presidente Dilma na TV em fevereiro de 2013
de redução de tarifas e nenhum problema de suprimento possibilidade de
resistência da população
A favor: a população (e imprensa) confundem a crise de água (que de fato se
deve à seca) com a de energia (problema de gestão em 2012-2014, mas
agravado pela seca recente) explicação de que estamos passando por uma
crise hídrica sem precedentes
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Racionamento: diferenças entre 2001 e 2015
Inexistência de regras sobre racionamento cria
vulnerabilidades jurídicas
Racionamento e racionalização têm impactos comerciais
diferentes
• Grande exposição do mercado financeiro ao setor elétrico
Existência do mercado livre
• Grande variedade de tipos de contratos e relações comerciais
Liquidação multilateral da CCEE
• Risco de inadimplência
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Desafios para o setor elétrico
Conclusões
► Segurança de suprimento preocupante
► Custo da energia mais elevado para ACR e ACL
► Medidas de aumento de oferta e redução de carga são
importantes para a recuperação do sistema, mas causam
prejuízos ao setor e risco de judicialização
►Ações para mitigação destes prejuízos precisam ser tomadas para
evitar danos maiores
► As soluções adotadas pelo governo deveriam minimizar as
perdas para a sociedade e evitar quebras setoriais
30
www,psr-inc,com
psr@psr-inc,com
+55 21 3906-2100
+55 21 3906-2121
MUITO OBRIGADO