SETOR ELÉTRICO: SITUAÇÃO ATUAL E O QUE...
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SETOR ELÉTRICO: SITUAÇÃO ATUAL E O QUE PODE VIR POR AÍ 1 5º Workshop PSR-Canal Energia Rio de Janeiro, 20 de março de 2015
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SETOR ELÉTRICO: SITUAÇÃO ATUAL
E O QUE PODE VIR POR AÍ
1
5º Workshop PSR-Canal EnergiaRio de Janeiro, 20 de março de 2015
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
70
países
Reforma do
mercado do
Vietnam
EOR - Software de
planejamento +
integração C.América
Estudo de hidro
na Geórgia para
exportação a
Turquia (BM)
Estudo de inserção
de renováveis no
mundo (IRENA)
Estudos para
financiamento de
projetos na Turquia
Simulações do
novo mercado
mexicano
Estudos de custo
marginal horario e por
barra para o Brasil
(CAF/MME)
Fornecedora oficial
de modelos
computacionais
para o Banco
Mundial
Metodologia para o
planejamento
energético do Peru
Inserção de
renováveis Sri Lanka
Integração elétrica
Etiópia-Rwanda
Plano energético
das ilhas
Seychelles
Desenho de leilões
na Indonésia
Plano energético
das ilhas
Mauricio
Privatzação da
ISAGEN na
Colômbia
PSR: equipe de análise setorial
Projeção de PLDs, tarifas e preços de
contratos, gerência de risco, regulação
e comercialização
Paula Valenzuela
Rodrigo Gelli
Fernando Porrua
Juliana Pontes
Gabriel Rocha
Gabriel Clemente
Arina Anisie
3
Estudos operativos e de planejamento,
recursos hídricos, análise ambiental e
tecnologias
Jorge Trinkenreich
Pedro Ávila
Rafael Ferreira
Martha Carvalho
Ricardo Cunha
João Pedro Bastos
Lucas Fernandes
Joaquim Lyrio
Priscila Lino Luiz Augusto Barroso Bernardo Bezerra
José Rosenblatt Rafael Kelman Marco Antônio Siqueira
PSR: equipe de modelagem analítica
Modelos e otimização
Nora Campodónico
Luiz Mauricio Thome
Silvio Binato
Sergio Granville
Maria de Lujan Latorre
Raphael Chabar
Fernanda Thomé
Luiz Carlos Costa Jr
André Dias
Gerson Oliveira
Julio Alberto Dias
Camila Metello
Pedro Hespanhol
4
TI e Cloud Computing
Marcelo Cruz
Julio Cahuano
Gustavo Voll
André Granville
Fabrício Silva
Wilson Valente
Parte 1: Segurança de suprimento
► Antecedentes
► Perspectivas de suprimento para 2015
► Iniciativas governamentais (oferta & demanda)
5
Evolução do armazenamento (SIN) 2012-2014
6
MELHOR
armaz.
da história
PIOR
armaz.
da história
POR QUE OS RESERVATÓRIOS ESVAZIARAM?
Excesso de demanda?
7
NÃO
A demanda foi inferior ao previsto
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
GW
mé
dio
Demora para acionar as térmicas?
8
NÃO
As térmicas têm sido
acionadas de maneira
contínua desde
outubro de 2012
67.1
74.4
Demanda Capacidade Estrutural
GW
mé
dio
Falta de capacidade de geração?
9
NÃO, de acordo com o governo
Haveria um
excesso
estrutural de 7
mil MW médios
garantia física
de Belo Monte
Fonte: CMSE, março 2015
Pior crise hídrica dos últimos cem anos?
10
SIM, de acordo com o governo
Isto pode ser verificado
objetivamente
O triênio 2012/2014 foi o pior da história?
11
NÃO. Foi o 16º pior
E o biênio 2013/2014?
12
Também NÃO.
Foi o 17º pior
67%
80% 83%87%
97%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
1%
4%
6%
8%
11
%
13
%
15
%
18
%
20
%
23
%
25
%
27
%
30
%
32
%
35
%
37
%
39
%
42
%
44
%
46
%
49
%
51
%
54
%
56
%
58
%
61
%
63
%
65
%
68
%
70
%
73
%
75
%
77
%
80
%
82
%
85
%
87
%
89
%
92
%
94
%
96
%
ENA
SIN
(%
MLT
)
1953
2012
2001
2013
2014
E o ano de 2014?
13
2013 foi um ano bom...
... e 2014 foi 9º pior do histórico
2012 foi um ano bem razoável...
NÃO
E o setor de água (Cantareira)?
52%
66%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
2012
-201
4
1954
-195
6
2003
-200
5
1952
-195
4
2005
-200
7
1942
-194
4
1944
-194
6
1968
-197
0
2010
-201
2
1955
-195
7
1977
-197
9
1933
-193
5
1993
-199
5
1979
-198
1
1972
-197
4
1939
-194
1
1964
-196
6
1934
-193
6
1949
-195
1
1961
-196
3
1959
-196
1
1980
-198
2
1976
-197
8
1938
-194
0
1960
-196
2
1937
-193
9
1931
-193
3
1981
-198
3
SIM. O triênio
2012-2014 foi o
pior do histórico
E o ano de 2014 foi
disparado o pior
(25% contra 55%)
Por que a diferença entre água e eletricidade?
► A mesma diferença entre um investidor que compra as ações de uma
única empresa e outro que tem uma carteira de ações diversificada
► No caso da Cantareira, São Pedro precisa caprichar na pontaria e acertar
a área de drenagem contribuinte ao reservatório
Não é possível usar a água que cai no lugar “errado” (por exemplo, as fortes
chuvas que de vez em quando têm caído na cidade de São Paulo) para o
abastecimento
Observa-se que o fato das afluências à Cantareira terem sido severas não significa
que a gestão daquele reservatório em 2014 tenha sido adequada
► Já no caso do setor elétrico, é possível usar a rede de transmissão para
transferir energia
Por exemplo, junho e julho de 2014 foram dos mais molhados da história na região
Sul. Isto permitiu que a região Sul exportasse energia para a região Sudeste, e
melhorasse a situação do sistema interligado
15
O mistério do esvaziamento…
► Se não foi a demanda…
► Nem a geração térmica…
► Nem a falta de capacidade
de geração…
► E muito menos São Pedro…
16
POR QUE OS
RESERVATÓRIOS
ESVAZIARAM?
17
79%
87% 87% 86%85% 86%
82%
74%
65%
57%55%
51%54%
62%
68%
77% 77%80% 80%
76%
70%67%
62%65%
75%
80%77%
75%72% 72%
67%
57%
47%
37%
33%31%
38%
46%
55%
62% 61%63%
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)
Esta diferença possibilitaria o atendimentoa uma carga anual de 5,3 GW médios
Resposta: as restrições operativas reais são piores do que as representadas nos modelos oficiais de planejamento
Resultados de outras empresas e do próprio ONS
(relatório TCU e seminário ANE) são compatíveis
com as análises da PSR
Quais são estas restrições operativas? (1/3)
► Coeficientes de produção das hidrelétricas desatualizados
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)
Resolução conjunta (03/2010) ANA/Aneel, de agosto de 2010 (!)
As empresas receberam orientações e as diretrizes para levantar o
nível de assoreamento dos reservatórios em dezembro de 2013
Março de 2016 é o prazo final para as geradoras entregarem o
relatório com a atualização da cota-área-volume
• Muitas reclamam que não haverá tempo hábil...
18
Quais são estas restrições operativas? (2/3)
► Problemas de transmissão dificultam
a otimização do uso das hidrelétricas
Transferência de energia entre regiões, vertimentos localizados etc.
► Estes problemas
foram causados por
atrasos nas linhas?
► NÃO. Os 25 maiores
blecautes dos últimos
quatro anos foram
causados por falhas em
subestações e atuações
indevidas da proteção
19
Notícia recente C.Energia:
Governo procura aumentar
capacidade de transferência
Quais são estas restrições operativas? (3/3)
► 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
► Redução das vazões
Vazão de 1.000 m3/s, adotada em "caráter emergencial” hoje após
autorização do Ibama/ANA. O limite mínimo normal é 1.300 m3/s.
Segundo o ONS o volume em Sobradinho encontra-se hoje com 17%, pior
do que novembro do ano passado (20%)
20
Governo reconheceu o problema:
grupo de trabalho ANA / ONS
Preocupação:
assimetria
institucional ANA /
ONS (comentado à
tarde)
Outros indícios de restrições na operação real
21
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% cheios
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
22
Este desequilíbrio estrutural de geração deve ser
corrigido, caso contrário os problemas podem se repetir
Perspectivas para 2015
23
Problemas de ponta no primeiro trimestre (1/2)
1) Utilização da curva cota x volume para vários pontos entre volume mínimo e máximo
2) Utilização da cota média do canal de fuga
3) Cálculo da queda líquida para cada ponto (diferença entre 1 e 2 acima – perdas hidráulicas)
4) Cálculo da relação entre queda líquida em cada ponto (valores de (3)) e a queda de referência.
5) Valores de (4) elevados a 1.5 para máquinas Francis e Pelton e 1.2 para máquinas Kaplan
6) O mínimo entre 1.0 e os valores calculados em (5) é o valor do eixo Y de cada ponto.
24
Perda significativa de
potência devido ao
esvaziamento dos
reservatórios
Problemas de ponta no primeiro trimestre (2/2)
► 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)
25
Governo reconheceu o
problema e anunciou leilão
de ponta
De maio a novembro: suprimento de energia
Vazões no primeiro trimestre
Situação de armazenamento atual
Simulações probabilísticas
Cenários de vazões
Calibração do modelo de simulação
Cenários de oferta
Cenário de demanda
Necessidade de redução de demanda
Metodologia
Resultados
Como o governo faz as contas
26
Vazões no primeiro trimestre de 2015
27
Foi o 5º pior
Armazenamento atual
28
13 de março de 2015 (SIN)
Modelo de simulação operativa SDDP
► Representação detalhada das hidrelétricas, cenários de renováveis,
rede de transmissão (modelo de fluxo de potência completo ou
regiões), usos múltiplos da água
► Modelagem detalhada das termelétricas, incluindo múltiplos
combustíveis e rede de combustíveis (gasodutos)
► Representação da demanda por região ou por barra
Até 21 blocos de demanda ou horário (730 horas por mês)
Permite representar problemas de ponta e inserção de renováveis
► Cálculo da política operativa por programação dinâmica estocástica
dual (desenvolvida pela PSR)
► Aferido pela PSR e clientes para o sistema brasileiro
Usado em mais de 60 países
29
Calibração do SDDP às restrições operativas
► Os dados das hidrelétricas foram calibrados para ajustar o desempenho
do modelo com a realidade (“fatores de fricção”)
Para evitar “overfitting”, a calibração foi feita para um ano do passado e os mesmos
fatores são usados em todos os anos
Discrepância das vazões no Nordeste: representa retirada de água
30
Cenário de oferta
► Referência: configuração do PMO de Março/2014
Ajustes nas datas de entrada de geração em 2015
► Mudanças nas defluências mínimas (até dezembro de 2015)
31
UsinaDefluência mínima
relaxada [m3/s]
Defluência mínima
normal [m3/s]
Sobradinho 1100 1300
Itaparica 1100 1300
Xingo 1100 1300
Três Marias 80 500
Santa Cecília 52 90
Jupia 3700 4000
Porto Primavera 4300 5500
Cenário de demanda
► Devido às incertezas com relação à demanda de 2015 (efeito
da economia) estamos supondo crescimento zero
Demanda de março e abril: igual ao PMO
Demanda de maio a novembro: demanda verificada em 2014
O ONS anunciou ontem que vai rever o crescimento da demanda para 0.3%
► O consumo de 2014 (período seco) passa a ser a referência
para as estimativas de necessidade de redução de demanda
Por exemplo, uma redução de 4% com relação a 2014 uma redução de 7%
em relação à demanda do PMO de março para 2015 (crescimento de 3%)
► Apresentaremos alguns resultados com a demanda do PMO
de março para ilustrar o impacto desta mudança
32
Metodologia para redução da demanda
► Decisão sob incerteza: equilibrar arrependimentos
Tipo 1: racionar quando, visto a posteriori, não precisaria
Tipo 2: não racionar quando, visto a posteriori, deveria
33
1 2 3 4 5 6 7 8
Mar/15 Abr/15...
Mai/15 Abr/15 Jul/15 Ago/15 Set/15 Dez/15Out/15 Nov/15
Simulação
determinística até
final de março
Simulação detalhada até
final de abril, usando
1.200 cenários de vazões
10%
40%1 2 3 4 5 6 7 8
Fev/15
Redução da demanda (% da demanda de 2014)
Distribuição de probabilidade da redução necessáriaVisão de 13 de março: projeção da ENA do SIN para março = 77% da MLT
34
Valor mais provável:
6% de redução
46% de probabilidade
de uma redução > 4%Integral da curva
1 6 10 15 20 25 30 35 39 44 49 54 59 63 68 73 78 83
Armazenamento SE final de novembro [% armazenamento máximo]
Demanda PMO
Crescimento Nulo
Retração de 6%
35
34%
21%
9%
Dist. de probabilidade do armazenamentoRegião SE, final de novembro
A redução de 6% deixaria os
reservatórios em boa situação no
final do ano 2016 tranquilo
1 6 10 15 20 25 30 35 39 44 49 54 59 63 68 73 78 83
Armazenamento SE final de novembro [% armazenamento máximo]
Demanda PMO
Crescimento Nulo
Retração de 6%
36
34%
21%
9%
Pior caso: quanto precisaria cortar “no sufoco”? Reservatórios abaixo de 10%
Valor mais provável:
3.5 GW.mês ( 5%)
Valor mais provável:
12 GW.mês ( 20%!)
Em resumo: não reduzir a demanda
traz dois riscos:
1. corte muito severo, e “na correria”,
no final do ano;
2. termos novos problemas em 2016
20%
26%28%
32%30%
22%
32%
36%
42%38%
10%
24%
39%
46%
51%
45%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
Nov-15 Dec-15 Jan-16 Feb-16 Mar-16 Apr-16
Arm
aze
na
me
nto
SIN
[%
arm
aze
na
me
nto
má
xim
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)
Probabilidade de
redução da
demanda
(SE/S) / (NE/N)
E se chegarmos em 10%? (previsão do ONS)
Na ocorrência do cluster seco, há 52% de probabilidade
de ser necessário reduzir demanda em 2016
Ao passar “raspando”,
transferimos o
sofrimento para 2016
Iniciativas governamentais
► Aumento da oferta
► Medidas operativas
► Redução da demanda
38
Aumento da oferta
► Importação de energia da Argentina
Gás para Uruguaiana (600 MW)
CIEN: 1.000 MW (?)
• Consumo da Argentina sobe no inverno
► Geração diesel / gás do setor de serviços
Estimativa ANEEL: 3.500 MW, 1.000 MW médios
Estimativa EPE: 7-9 mil MW (coincide com a da PSR)
► Preocupação: a oferta de 1.420 R$/MWh pela geração diesel
pode resultar em custos elevados
2 mil MW médios por 6 meses 12 bilhões de reais (!)
39
Oportunidades com gás natural
40
Kit bicombustível
para geradores diesel
Operação: reduzir defluência no São Franciscode 1.100 para 900 m3/s
41
Probabilidade de
Sobradinho ficar com
menos de 10%
Outras medidas operativas
► Teles Pires: antecipação de 5 máquinas para agosto/2015
► Cota mínima de Ilha Solteira (equiv.): 323 317m
► Idem Itaipu: 219 210m
42
Efeito conjunto das medidas:
necessidade de redução da
demanda (mais provável) passa
de 6% para 5%
Redução da demanda
► Aposta atual do governo: redução de
2.000 a 3.000 MW médios em relação
à demanda de 2014 (~4%)
► Setor residencial: preços + campanha publicitária
Queda acentuada do índice de confiança das famílias
Temas publicitários: (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.)
► Setor de serviços: fechamento de negócios
Queda recorde do índice de disposição a consumir (ontem)
► Indústria: ações com eletro-intensivos e fechamento de fábricas
Queda também recorde do índice de confiança da indústria
43
As contas governamentais
44
Risco de déficit
baixinho
Oferta estrutural
grandona
► Risco oficial: 7,3%
► Só que a simulação é otimista nos seguintes aspectos:
Conjunto de vazões afluentes: histórico de afluências de 1931 a 2011
• Corresponde a dizer que não há correlação entre período molhado e seco (!)
• Se calcular corretamente 7,3% 20%
Cenário de oferta e demanda: configuração do PMO
• Não considera atrasos adicionais e as restrições operativas reais (fator de fricção)
• Com um cenário realista 20% 31%
Só marca como problema quando os reservatórios
ficam com zero%
• Incoerente com o próprio governo (10% é o mínimo)
• Se marcar quando atinge 10%, chegaremos a:
Risco de qualquer déficit (segundo o CMSE)Notas Informativas do CMSE dos dias 4 de fevereiro e 4 de março
45
37%
Como a oferta firme foi calculada?
► Com o critério de planejamento antigo
(risco < 5%)
Este critério foi abandonado pelo MME
porque levava a incoerências econômicas
(E(CMO) maior do que CME)
► Qual é o E(CMO) resultante quando se simula a operação
para a oferta “fortona” (7 GW médios de excesso)
~700 R$/MWh (região Sudeste/Sul) (!)
Cinco vezes maior que o CME (139 R$/MWh)
46
Em resumo…
► Situação de suprimento ainda é bem preocupante
► Necessidade de redução 6% em relação a 2014
Já assumindo crescimento zero em 2015
► Governo aposta em uma redução da demanda de 4%
(também em relação a 2014)
Combinação de redução “espontânea” da demanda (consequência da
economia) e aumento da oferta
► O preço muito elevado oferecido para o diesel pode custar
bem caro (> 10 bilhões de reais)
47
PERGUNTAS?
48
Parte 2: Temos um plano B?
49
Qual foi a causa do racionamento de 2001?
50
Histórico de Oferta e Demanda no SIN
-
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
GW
méd
ios
Oferta 34,0 34,4 35,2 37,5 39,2 40,4
Demanda 33,3 35,0 37,2 38,6 39,8 41,6
1995 1996 1997 1998 1999 2000
Oferta calculada com garantias físicas de 2008
Ofera calculada com Garantias Físicas de 2008Demanda inclui ANDE
Regiões Sudeste e Centro-Oeste
Níveis de Armazenamento Verificados (% do máximo)
29,3%
45,0%
58,5% 59,4%
54,1%
47,3%
40,2%
32,4% 30,8%
23,0% 22,1%
28,5%
31,4% 33,4% 34,0% 32,2%
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
100,0%
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
1997
1998
1999
2000
2001
► Deficiência estrutural
de geração
► Sistema esvaziou sob
condições hidrológicas não
muito severas
► Desequilíbrio causado por
sobre-estimativa da
capacidade de produção
firme no sistema + atrasos
na construção de projetos
It´s déjà vu all over againYogi Berra
Implantação do racionamento de 2001 (i)
► Até dois meses antes, o governo não tinha noção da dimensão da crise
A crise ocorreu durante a reforma do setor elétrico brasileiro
Instituições não estavam consolidadas
Não havia órgão com responsabilidade de avisar
► Comitê de Gerenciamento da Crise de Energia Elétrica (GCE)
Criado por Medida Provisória em maio de 2001
Poderes para lidar com vários aspectos da crise
Composto por ministros, diretores de agências etc. coordenado pela Casa Civil
Comitê emitiu mais de 100 resoluções ao longo da crise
► Principais questões:
1. Racionamento em si
2. Acordo geral do Setor
3. Revitalização do modelo
4. Contratação de energia emergencial (através da CBEE, criada por outra MP)
51
Implantação do racionamento de 2001 (ii)
► Paralelamente, foi criada comissão para determinar as
causas da crise
GCE encarregada de solucionar a crise
► Visão geral das regras de racionamento
Discussão inicial: blecaute rotativo x metas de consumo (“cotas”)
Cotas: para residências, 80% do consumo anterior, exceto baixa renda
• Penalidades financeiras e corte de suprimento em caso de violação
• Incentivos financeiros para redução (baixa renda)
• Industriais podiam negociar cotas entre si
52
Acordo Geral do Setor
► Questão: como alocar os impactos da crise entre agentes (G, D, T, C),
consumidores e governo?
► Em 2001 isto foi feito através do Acordo Geral do Setor…
► …que para ser implementado necessitou de Medida Provisória
(posteriormente convertida na lei nº 10.438)
Pelo Acordo, a maior parte das despesas acabou sendo alocada aos
consumidores, através de um aumento nas tarifas (Revisão Tarifária Extraordinária
– RTE) que permaneceu em vigor ao longo de vários anos
O acordo cuidou também do GSF (que naquela época se chamava “energia livre”):
parte dos custos foi repassada aos distribuidores (e por eles aos consumidores
através da RTE), e parte absorvida pelos geradores
O BNDES financiou os agentes afetados que aderiram ao Acordo
É possível fazer isso agora?
► Dificuldade para propor mais um aumento nas tarifas
► Dificuldade para efetuar novos financiamentos
53
O Comitê de Revitalização
► Criado em julho de 2001 com o objetivo de rever o modelo
setorial:
Coordenado pelo ministro chefe da Casa Civil;
► Principais produtos:
Relatórios consolidados (“Relatórios de Progresso”) contendo
propostas para aperfeiçoamento do modelo;
Participação na negociação das reformas ocorridas até o final de 2002.
• Ex: Lei N°10.438
► Dificuldades: enfraquecimento político do governo
Ex: Lei N°10.438
A saída da crise
► Racionamento terminou em fevereiro de 2002
► Análise ex post mostrou que os 20% racionados foram
“exagerados”
Mesmo assim, racionamento foi necessário
Não havia “Plano C”
Foram decretados feriados no Nordeste quando a crise pareceu
agravar-se, mas não havia plano de contingência para o caso do
período chuvoso 2001-2002 ser de novo seco
Diferenças entre 2015 e 2001
► Eficiência no consumo maior em 2015
► Não há sobra de gás em 2015
Em 2001, Gasbol operava com capacidade ociosa
► Complexidade atual do setor cria desafios novos
Racionamento x racionalização com impactos comerciais diferentes
Grande exposição do mercado financeiro ao setor elétrico
Existência do mercado livre
Grande variedade de tipos de contratos e relações comerciais
Existência da liquidação multilateral da CCEE (risco de inadimplência)
Inexistência de regras para regulamentar um racionamento
► Situação financeira frágil do setor, e do país, na “partida” em 2015 (G e D)
“Tarifaço” de 2014/15 e descontentamento da população (manifestações) pode
reduzir o apoio popular
56
Racionamento formal em 2015?
► Provavelmente seria por cotas, e não por cortes em rodízio
Alocação das cotas? (proporção ao consumo, ao nível de contração?)
Racionamento “flat” ou isentando classes específicas?
► Diferenças entre 2001 e 2015
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 mídia) 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 parece plausível
57
Racionamento em 2015: conclusões
1. Racionamento formal só deverá ocorrer se houver
percepção de necessidade absoluta...
2. ... Neste caso ele será mais profundo do que a
redução de demanda obtida sem racionamento
formal...
3. ...e provavelmente será preparado às pressas
58
Racionamento por cotas: impacto nas G (1/2)
Sem racionamento Racionamento
59
Problema do GSF: compromissos
contratuais permanecem porém
energia alocada está reduzida
risco de inadimplência
CCEARs por quantidade (e grande
parte dos contratos no ACL)
reduzidos em proporção ao
racionamento
• Redução da exposição ao PLD
• Redução da receita contratual
Acionamento das térmicas no
máximo maior taxa de falhas
Acionamento das térmicas no
máximo maior taxa de falhas
Regras contratuais conhecidas Possível indefinição na redução
contratual
• Redução em relação a 2014 ou à
projeção para 2015?
• Redução temporária ou
permanente?
Racionamento por cotas: impacto nas G (2/2)
Sem racionamento Racionamento
60
Demanda volta ao “normal” mais
rapidamente após a crise
Redução do mercado provavelmente
mais profunda e permanente
redução dos preços da energia
PLD permanece no máximo Possível “tabelamento” do PLD afeta
negativamente hidroelétricas
descontratadas e térmicas acionadas
Racionamento por cotas: impacto nas T
Sem racionamento Racionamento
61
Em princípio sem grandes impactos Em princípio sem grandes impactos
Racionamento por cotas: impacto nas D (1/4)
Sem racionamento Racionamento
62
Demanda (e presumivelmente
receita) não são tão afetadas
Maior redução da demanda afeta o
caixa
Necessária compensação das
perdas de receitas através de
revisão tarifária, que deverá levar em
conta eventuais receitas a PLD caso
a redução provoque
sobrecontratação
Recuperação de despesas incorridas
em 2014 (~4 bilhões)
Recuperação pode ser
comprometida pela redução da
demanda, assim como a
arrecadação da CDE e os
pagamentos à Conta ACR
Racionamento por cotas: impacto nas D (2/4)
Sem racionamento Racionamento
63
Compromissos contratuais
permanecem
CCEARs por quantidade (e grande
parte dos contratos no ACL)
reduzidos em proporção ao
racionamento
• Aumento da exposição ao PLD
e/ou redução da receita com PLD
• Redução da despesa contratual
Regras contratuais conhecidas Possível indefinição na redução
contratual
• Redução em relação a 2014 ou à
projeção para 2015?
• Redução temporária ou
permanente?
Racionamento por cotas: impacto nas D (3/4)
Sem racionamento Racionamento
64
Distribuidoras atualmente têm risco
hidrológico (cotas e Itaipu)
Risco hidrológico acentuado,
compensado(?) por redução da
demanda, etc.
PLD permanece no máximo Possível “tabelamento” do PLD pode
afetar negativamente dependendo do
balanço entre redução de demanda e
de contratos
Racionamento por cotas: impacto nas D (4/4)
Sem racionamento Racionamento
65
Risco de inadimplência e perdas não
técnicas
Aumento do risco de inadimplência e
de perdas não técnicas, pagamento
de bônus impacta o caixa
Demanda volta ao “normal” mais
rapidamente após a crise
Incentivo a investimentos pesados
em micro e minigeração provocará
redução permanente da demanda,
além da aceleração da penetração
dessas tecnologias
Pode tornar ociosos investimentos já
comprometidos na expansão das
redes
Questão: esses investimentos seriam
reconhecidos como “prudentes” pela
ANEEL?
66
Agenda
1. Energia Elétrica: Competências Constitucionais
2. Racionamento: Legislação Infraconstitucional
3. Racionamento de 2001/2002: Supremo Tribunal Federal
4. Racionamento: Dúvidas e Questões em Aberto
67
Evolução Histórica – Constituições Federais:
• 1934 – 1937 – 1946
• 1967/1969 – 1988
Competências atuais da União:
• Explorar serviços e instalações de energia elétrica
• Outorgar a exploração a terceiros(em articulação com os Estados na exploração hidrelétrica)
• Legislar sobre águas e energia
Energia Elétrica: Competências Constitucionais
68
Constituição Federal de 1988
Energia Elétrica: Competências Constitucionais
Art. 21. Compete à União:(...)XII - explorar, diretamente ou mediante autorização,concessão ou permissão:(...)b) os serviços e instalações de energia elétrica e oaproveitamento energético dos cursos de água, em articulaçãocom os Estados onde se situam os potenciais hidroenergéticos;(...)
69
Constituição Federal de 1988
Energia Elétrica: Competências Constitucionais
Art. 22. Compete privativamente à União legislar sobre:(...)IV - águas, energia, informática, telecomunicações eradiodifusão;(...)
Parágrafo único. Lei complementar poderá autorizar osEstados a legislar sobre questões específicas das matériasrelacionadas neste artigo.
70
Constituição Federal de 1988
Energia Elétrica: Competências Constitucionais
Art. 175. Incumbe ao Poder Público, na forma da lei,diretamente ou sob regime de concessão ou permissão,sempre através de licitação, a prestação de serviços públicos.
Parágrafo único. A lei disporá sobre:(...)III - política tarifária;(...)
71
Evolução Histórica – 2ª Grande Guerra Mundial
Racionamento: Legislação Infraconstitucional
Decreto-lei nº 4.295, de 13.05.1942Estabelece medidas de emergência, transitórias, relativas à indústria da energia elétrica.
Art. 2º Enquanto não for possível, em certas zonas, atender a todas asnecessidades do consumo de energia elétrica, o fornecimento seráracionado segundo a importância das correspondentes finalidades,adotando-se, em cada caso concreto, uma seriação preferencialestabelecida pelo C. N. A. E. E.
Decreto nº 10.563, de 02.10.1942Regulamenta o art. 2º do Decreto-lei nº 4.295, de 13 de maio de 1942, e dá outras providências
72
Evolução Histórica – Regulamentação do Código de
Águas
Racionamento: Legislação Infraconstitucional
Decreto nº 41.019, de 26.02.1957Regulamenta os serviços de energia elétrica.
Art 148. Em casos de guerra, de comoção interna ou de situações anormais delas decorrentes, bem como nos demais caso de emergência, a adoção de medidas de racionamento far-se-á de acôrdo com o que dispõe o Decreto nº 10.563, de 2 de outubro de 1942.
73
Evolução Histórica – Racionamentos de 1986 e 1987
Racionamento: Legislação Infraconstitucional
Decreto nº 92.311, de 21.01.1986 – Região SulAltera o método de faturamento de energia elétrica fornecida aunidades consumidoras do Grupo A atingidas por medidas deracionamento implantadas nos Estados da Região Sul.
Decreto nº 93.901, de 09.01.1987 – Região NordesteDispõe sobre o estabelecimento de medidas e procedimentos,relativos ao racionamento de energia elétrica.
Art. 1° A energia elétrica será racionada quando os meios existentes de
produção, transmissão, transformação ou distribuição forem insuficientespara atendimento da potência (KW) ou energia (KWh) requeridas.
Parágrafo único. O racionamento poderá ser implantado em caráter:I — preventivo, como forma de amenizar os efeitos de possível insuficiênciafutura de energia elétrica;II — corretivo, quando, por motivo de força maior ou caso fortuito, houverinsuficiência de energia elétrica.
74
Evolução Histórica – Pré-racionamento de 2001 / 2002
Racionamento: Legislação Infraconstitucional
Decreto nº 3.330, de 06.01.2000Dispõe sobre a redução do consumo de energia elétrica em prédiospúblicos da Administração Pública Federal, e dá outras providências.
Decretos nº 3.789, de 18.04.2001nº 3.806, de 26.04.2001
Dispõe sobre medidas emergenciais de racionalização, visando aredução de consumo e aumento da oferta de energia elétrica, e dáoutras providências.
Art. 1o Fica instituída, no âmbito do Ministério de Minas e Energia,Comissão de Gerenciamento da Racionalização da Oferta e do Consumode Energia Elétrica - CGRE, com o objetivo de propor e monitorarmedidas para a redução do consumo e aumento da oferta de energiaelétrica.
75
Evolução Histórica – Racionamento de 2001 / 2002
Racionamento: Legislação Infraconstitucional
Medidas Provisórias nº 2.147, de 15.05.2001nº 2.148-1, de 22.05.2001nº 2.152-2, de 01.06.2001
Cria e instala a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, doConselho de Governo, estabelece diretrizes para programas deenfrentamento da crise de energia elétrica e dá outras providências.
Decretos nº 3.818, de 15.05.2001nº 3.840, de 11.06.2001nº 4.131, de 14.02.2002
Dispõe sobre medidas emergenciais de redução do consumo deenergia elétrica no âmbito da Administração Pública Federal.
76
Evolução Histórica – Pós-Racionamento – Modelo Dilma
Racionamento: Legislação Infraconstitucional
Lei nº 10.848, de 15.03.2004Dispõe sobre a comercialização de energia elétrica, altera as Leis nos5.655, de 20 de maio de 1971, 8.631, de 4 de março de 1993, 9.074,de 7 de julho de 1995, 9.427, de 26 de dezembro de 1996, 9.478, de6 de agosto de 1997, 9.648, de 27 de maio de 1998, 9.991, de 24 dejulho de 2000, 10.438, de 26 de abril de 2002, e dá outrasprovidências.
Art. 22. Ocorrendo a decretação de racionamento de energia elétricapelo Poder Concedente em uma região, todos os contratos porquantidade de energia do ambiente de contratação regulada, registradosna CCEE, cujos compradores estejam localizados nessa região, deverãoter seus volumes ajustados na mesma proporção da redução deconsumo verificado.
Parágrafo único. As regras de contabilização da CCEE poderãoprever tratamento específico para situações de restrição compulsória deconsumo, visando a limitar seus impactos sobre as regiões nãosubmetidas ao racionamento.
Decreto nº 5.163, de 30.07.2004 Silente
77
Ação Direta de Constitucionalidade nº 9
Racionamento de 2001/2002: STF
78
Ação Direta de Constitucionalidade nº 9
Racionamento de 2001/2002: STF
Composição do STF: dezembro 2001 x 2015
79
1. Implantação por Medida Provisória URGÊNCIA ??
2. Responsabilização do Poder Público (indenização):
• Racionamento corretivo Por motivo decaso fortuito/força maior Por desídia da concessionária / do Poder Concedente
• Racionamento preventivo
3. Fontes não hídricas
4. Contratos por disponibilidade
5. Sobretarifa para Consumidor Livre
Racionamento: Dúvidas e Questões em Aberto
80
Av. Arruda Botelho 684 – 5º andar – Alto de Pinheiros | São Paulo | CEP 05466-000 | Tel: 11 3022-2626 | Fax: 11 3022-4765 | www.waltenberg.com.br
PERGUNTAS?
81
Parte 3 – impactos comerciais
► PLD
► GSF
► ACL
► ACR
82
Principais incertezas na projeção do PLD e GSF
83
Em situação de
normalidade do mercadoNa situação atual
• Vazões
• Expansão da oferta Montante e quando as
modificações no deck serão
implementadas
• Vazões
• Expansão da oferta
• Demanda Montante e quando as
modificações no deck serão
implementadas
• Despacho fora da ordem de
mérito
• PLD teto
Premissas (1/2)
► Mesmas premissas da análise de suprimento da parte da
manhã
Oferta base no PMO de março, considerando atrasos adicionais
Simulação considera os fatores de fricção
Considera despacho termelétrico na Base em 2015
► Cenários de demanda analisados
1. Crescimento nulo de Maio a Dezembro de 2015
2. Retração de 5% de Mai-Dez/2015 (em relação a 2014) e redução de
2,5 GW médios na demanda de 2016 a 2019 (perda de 1 ano de
crescimento)
3. Retração de 10% de Mai-Dez/2015 e mesma redução (perda de 1
ano) para 2016-2019
84
Premissas (2/2)
► Simulação do despacho hidrotérmico SDDP
Permite cálculo da política operativa considerando alterações na
configuração do sistema ao longo do horizonte de operação
► Simulação do MRE SCE
Simulador das regras comercias da CCEE
85
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
PLD
SE/
CO
-R
$/M
Wh
SEM Fator de Fricção COM Fator de Fricção
Impacto do fator de fricçãoProjeção do E[PLD]
86
Fator de fricção não afeta a
política operativa, apenas a
evolução dos reservatórios
Aumento médio de 48
R$/MWh em 2016
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
PLD
SE/
CO
-R
$/M
Wh
SEM Despacho na base COM Despacho na base
Impacto do despacho na baseProjeção do E[PLD]
87
Redução média de 20 R$/MWh em 2016
Despacho na base também não
afeta a política operativa
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
PLD
SE/
CO
-R
$/M
Wh
Crescimento nulo Retração de 5% - sem revisão dos dados do PMO
Impacto da redução da demandaProjeção do E[PLD]
88
Redução média de 19 R$/MWh em 2015
e 47 R$/MWh em 2016
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
PLD
SE/
CO
-R
$/M
Wh
Crescimento nulo Retração de 5% Retração de 5% - sem revisão dos dados do PMO
Impacto da redução da demandaProjeção do E[PLD]
89
Incorporando a nova demanda no cálculo da
política, o PLD de 2016 reduz 68 R$/MWh
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
PLD
SE/
CO
-R
$/M
Wh
Crescimento nulo Retração de 5% Retração de 10%
Sensibilidade: retração de 10%Projeção do E[PLD]
90
Retração de 10% tem impacto de 88 R$/MWh no PLD de 2016
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
PLD
SE/
CO
-R
$/M
Wh
Crescimento nulo Retração de 5% Retração de 10%
Impacto da redução da demandaProbabilidade acumulada do PLD de 2016
91
Com a retração de 10% a
probabilidade do PLD anual de
2016 ser menor que 200
R$/MWh cai de 46% para 67%
0.870.83
Sem UTE Base Com UTE BaseG
SF
► Impacto do despacho
na base das UTEs
► Impacto da
redução da
demanda
E o GSF?Projeção do E[GSF]: 2015
92
0.83
0.78
0.73
Crescimento nulo Retração de 5% Retração de 10%
GSF
Contratação de energia no ACL para 2016
► As simulações realizadas hoje permitem projetar os preços de
contratos para 2016 caso eles fossem negociados hoje
► À medida que o tempo passa, as condições dos reservatórios
podem levar a outra perspectiva de preços
► Portanto, é importante portanto avaliar riscos e benefícios do
timing da tomada de decisão
Este desafio é ainda mais complexo em um ambiente de grande
incerteza na evolução da demanda
93
Modelagem do momento da contratação
..
.
..
.
..
.
..
.
Projeção é o
resultado da
evolução dos
reservatóríos
para todos os
cenários.
..
.
..
.
..
.
..
.
Consequência de
baixa afluência
até Junho
Consequência de
média afluência
até Junho
Consequência de
alta afluência até
Junho
Preço de contrato em 2016
visto em Mar/2015
Preço de contrato em 2016
visto em Jun/2015
94
Mar/15 Jun/15 Set/15 Dez/15 Mar/15 Jun/15 Set/15 Dez/15
Preço do contrato com 1 ano de
duração para entrega em 2016
Estimado como PLD médio + ágio
Análise neutra ao risco
IMPORTANTE: não leva em
consideração a situação de oferta e
demanda no ACL (IMPORTANTE,
será visto posteriormente)
50
100
150
200
250
300
Mar-15 Jun-15 Sep-15 Dec-15
R$
/MW
h
Momento de contratar
Preço de contrato para 2016 em diferentes momentos
95
Preço dos contratos em Jun/15
deveria variar entre 206 e 256 R$/MWhNo entanto, estão mais caros devido à falta
de oferta (discutido a seguir)
Preço negociado em Dez/15
deveria variar entre 114 e 300
R$/MWh (mesmo comentário
anterior)
50
100
150
200
250
300
Mar-15 Jun-15 Sep-15 Dec-15
R$
/MW
h
Momento de contratar
50
100
150
200
250
300
Mar-15 Jun-15 Sep-15 Dec-15
R$
/MW
h
Momento de contratar
Preço de contrato para 2016Impacto retração de 10%
96
Se a retração fosse precificada
hoje o preço de 2016 reduziria
de 231 para 149 R$/MWh
Redução de 300 para 244
R$/MWh nos cenários severos
Sem retração Com retração
97
Há contratos disponíveis para 2016?
► Para responder a esta pergunta é necessário calcular a
disponibilidade de energia contratável no ACL
► A oferta disponível para o ACL é obtida da seguinte maneira:
(+) Oferta total do sistema
(-) Energia de reserva
(-) Carga da ANDE (Paraguai)
(-) Oferta contratada no ACR
► A oferta disponível para o ACL é então comparada com a
demanda do ACL
Disponibilidade de lastro para 2016
► Sobra de lastro
projetada para 2016
A busca por contratos para 2016 não deveria ser problemática.
► No entanto,
o risco hidrológico
pode estar tirando
liquidez do mercado
Na visão da PSR, isto explicaria os preços atualmente praticados para 2016 (~
300 R$/MWh) serem maiores do que a expectativa do PLD + ágio
98
(GW med - Centro de Gravidade) 2016
Oferta sem En. de Reserva 69.9
(-) Lastro "esterelizado" (0.3)
(-) Contratos ACR (51.3)
Oferta disponível para ACL (oferta contratável) 18.3
Demanda ACL 16.6
Sobra de Lastro para ACL 1.7
Sobra de Lastro para ACL (%) 10.5%
(GW med - Centro de Gravidade) 2016
Oferta sem En. de Reserva 69.9
(-) Lastro "esterelizado" (0.3)
(-) Risco hidrológico (1.7)
(-) Contratos ACR (51.3)
Oferta disponível para ACL (oferta contratável) 16.6
Demanda ACL 16.6
Sobra de Lastro para ACL 0.1
Sobra de Lastro para ACL (%) 0.5%
99
Em resumo…
► A atividade de projetar preços está ainda mais difícil neste
ambiente de incerteza com relação à demanda
Além da incerteza quanto ao valor da demanda, há incerteza quanto
ao momento em que haverá alteração no PMO
► A retração da demanda implica em forte impacto no GSF
Considerando a necessidade de retração de 6%, o GSF para 2015
ficaria em torno de 0,77
► Por outro lado, a retração da demanda é uma oportunidade
para preços de energia mais baixos no mercado livre em
2016
Retrospectiva 2012…
Set/12: MP 579 renovação das concessões e anúncio de redução de 20%
em média nas tarifas (16% no residencial)
Out/12: início do despacho termelétrico na base
Dez/12: chegamos ao menor nível de armazenamento..
Leilão A-1: não realizado..
100
MELHOR
armaz.
da história
NOVO
RECORDE
PIOR
armaz.
da história
Retrospectiva 2013…
Jan/13: anúncio em cadeia nacional ratificando a redução
Redução no residencial de 16% para 18%
Distribuidoras iniciam o ano descontratadas
2 GW med – PLD médio 260 R$/MWh
Empréstimo de 10 bi do Tesouro Nacional
Recursos da RGR em caixa
Fracassa Leilão A-0
Teto 172 R$/MWh
ESS elevado
Resolução CNPE No 3
Aversão ao risco
Mudança na alocação do ESS
Leilão A-1: 2,5 GW med por 177 R$/MWh
101
Retrospectiva 2014…
Inicia com o pior nível de armazenamento da história
Distribuidoras iniciam mais um vez ano descontratadas
2,5 GW med – PLD médio 655 R$/MWh
Novo socorro financeiro às distribuidoras
Empréstimo de 21,2 bi com criação da Conta ACR
Aporte do Tesouro de 4 bi na CDE
Leilão A-0
2,0 GW med à 270 R$MWh
Leilão A-1
0,6 GW med à 200 R$/MWh
Redução do teto do PLD
Governo nega “Tarifaço”
102
478
RTE 2015 + Band Verm
338
276 284
344
481
Dez/2012 Mar/2013 Dez/2013 Dez/2014(*) Projeção 2015(*)
R$/M
Wh
-val
ores
nom
inai
s
Tarifa de Fornecimento Residencial(média de 30 distribuidoras)
Tarifa sem PIS/COFINS/ICMS - Fonte: SAMP/ANEEL, PSR (*estimativa)
E 2015 chegou…
103
-18%
+3%
+21%
+40%
Empréstimos 24 7%
CDE + TUST 43 13%
Custos de Energia 51 15%
Inflação (6%) 19 6%
Tarifa Média Residencial 2015 481 40%
+39%
O que já ocorreu em 2015 …
“Ajuste” na CDE
• Recolhimento aumenta de 1,6 para 18,9 bilhões
Mudança na alocação do ESS Restrição Operativa
• Termelétricas com CCEARs: custos alocados integralmente no cativo
Aumento das bandeiras tarifárias
• Cobertura de 17 bilhões
RTE das distribuidoras
• Repasse dos custos CDE e da compra de energia (Itaipu, leilões etc.)
104
E o que ainda pode vir...
► Reação (ou não) do consumidor à elevação das tarifas e às campanhas
publicitárias
► Redução do consumo pode vir de duas formas:
“racionalização” do consumo
decretação de racionamento
► A PSR estimou (via simulação) os seguintes impactos de uma redução de
10% do consumo de maio a dezembro de 2015:
Custos totais de ESS
Componentes de custos das tarifas (compra de energia, transmissão,
encargos)
Perdas financeiras para o setor de distribuição
► Avaliada as duas possibilidades de redução: racionalização e
racionamento
105
Impacto nos custos totais de ESS em 2015
106
5.9
9.4 9.4
5.4
3.6 3.6 11.3
13.1 13.1
0
2
4
6
8
10
12
14
16
REFERÊNCIA RACIONALIZAÇÃO RACIONAMENTO
Bilh
ões
R$ ESS-RO
ESS-SE
Impacto nos custos variáveis das distribuidoras em 2015
107
24.3 24.8 24.8
7.9 1.7
12.0
32.1
26.5
36.8
0
5
10
15
20
25
30
35
40
REFERÊNCIA RACIONALIZAÇÃO RACIONAMENTO
Bilh
õe
s R
$
Custo de Combustível Compra e Venda na CCEE
Impacto na Receita das Distribuidoras em 2015
Receita (Bi R$) 165,8 Racionalização Racionamento
Parcela B 34,9 -2,3 (permanente) -2,3 (temporário)
Transmissão 5,6 -0,4 (permanente) -0,4 (temporário)
Encargos 24,7 -1.6 (temporário) -1,6 (temporário)
ESS/EER 8,1 -1,1 (temporário) -1,1 (temporário)
Compra Energia 87,7 -1,4 (temporário) -3,2 (temporário)
Financeiros 4,8 -0,3 (temporário) -0,3 (temporário)
Impacto permanente -2,7 + 1,7 -0,0
Impacto temporário -4,5 -9,0
TOTAL -5,4 -9,0
108
Impacto nas tarifas do consumidor
Referência Racionalização Racionamento
Receita (bi R$) 165,8 165,8 + 4,5 165,8 + 9,0
Consumo (GW med) 40,7 38,0 38,0
Tarifa média (R$/MWh) 465 10 512 525
109
13%
10%
E se arrastarmos o problema para 2016…
► Volume elevado de montante de reposição: ~3 GW med
► Propensão de PLDs novamente elevados...
110
PERGUNTAS?
111
Parte 4 – Questões para 2016
► Revisão de garantias físicas
► Leilão de ponta
► Inserção de geração distribuída
► Eficiência energética
► Usos múltiplos da água
112
Cálculo da garantia física (GF) das hidroelétricas
113
Metodologia:
1. Cálculo da GF total (hidro + térmica + renovável)
2. Cálculo da GF do bloco hidroelétrico
3. Repartição da garantia física do bloco hidroelétrico
► Dois mecanismos de revisão:
1. revisão periódica, a ser efetuada a cada cinco anos
2. revisão extraordinária, devido à ocorrência de fatos
relevantes
► Cada redução não pode ultrapassar 5% do valor vigente
antes da revisão, e o novo valor não poderá resultar inferior a
90% do valor de base constante do contrato de concessão
Alteração da GF (regulamentação do MRE)
114
Revisão periódica: objetivo
115
► Manter a aderência entre a garantia física do sistema e a
soma das garantias físicas das usinas
Dentro deste objetivo, a revisão periódica deve levar em conta o fato
de que a garantia física deve ser estável, pois quanto mais variável ela
for, maior a incerteza quanto à viabilidade dos projetos de geração
► A revisão periódica foi adiada para 2015
Portaria 303/2004 – valores atuais de GF estão vigentes até
31/12/2014
► Incertezas com relação à revisão: parâmetros do modelo
matemático, versão do modelo, vazões, configuração
hidrotérmica etc.
Estudo de GF (2014)
► “Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia das Usinas
Hidrelétricas” (MME, EPE, Eletrobrás e Cepel)
► O estudo basicamente recalcula as GFs seguindo a
metodologia e critérios vigentes, apenas atualizando alguns
dados:
Configuração
Índices de indisponibilidade
Restrições operativas
Usos consuntivos
Vazões e evaporações
116
Resultados do estudo de 2014
117
O estudo recomenda atualizar os seguintes dados
Restrições operativas
Usos consuntivos
Polinômios
Canal de fuga médio
Rendimento do conjunto turbina-gerador e perda hidráulica
Dados de térmicas (indisponibilidade, inflexibilidade, CVU etc.)
► Não por coincidência, foram os dados que mencionamos na parte
da manhã (discrepância entre operação simulada e real)
► Em nossa opinião, uma atualização bem feita:
Eliminaria a necessidade de se considerar um “fator de fricção”
Porém, resultaria em redução das GFs de usinas
118
Recomendações sobre metodologia
► Testar aperfeiçoamentos metodológicos
Benefício indireto: “há de se estabelecer uma metodologia específica
para a revisão ordinária de garantia física, que seja implementável
computacionalmente”
Rateio da oferta total: avaliar “não utilização da ponderação pelo CMO.
Outra possibilidade é considerar, na determinação das garantias
físicas, a ponderação pelo CMO, limitado por valores mínimo e
máximo”
Modelo de simulação a usinas individualizadas: utilizar SUISHI como
alternativa ao MSUI
Período crítico probabilístico
119
Estudo de 2014: recomendações e conclusões
120
Resultado (Portaria MME nº 681)
► Prorroga a vigência dos valores das garantias físicas das
usinas hidroelétricas até 31/12/2015
► Determina a constituição de Grupo de Trabalho para a
revisão
121
Revisão de garantias físicas: princípios
► Falamos disso ano passado, e propusemos 5 princípios
a. Segurança do sistema
b. Responsabilidade
c. Estabilidade
d. Risco hidrológico
e. Praticidade
► Permitem tratar de forma adequada questões como:
Uma usina deve perder (ou ganhar) garantia física em função de uma
alteração na metodologia de cálculo entre duas revisões?
Uma usina deve perder (ou ganhar) garantia física em devido a
alterações no histórico de vazões?
122
Revisão de garantias físicas: metodologia
Em 2012 e 2013 foi desenvolvido um projeto de P&D
patrocinado pela Duke Energy intitulado “Cálculo e revisão de
certificados de garantia física no Brasil”
► O projeto produziu o embasamento teórico necessário para
respaldar a metodologia utilizada para a alocação da garantia
física do sistema (benefícios marginais)
► Foram solucionadas questões práticas, inclusive:
Valoração adequada dos benefícios proporcionados pelos reservatórios; e
Alocação do bloco hidráulico entre as usinas hidroelétricas por benefícios
marginais, evitando a necessidade de utilizar a energia firme
► O projeto resultou em três artigos apresentados em
congressos e duas teses de doutorado
123
Expansão para a ponta
O modelo comercial sempre teve mecanismo para atendimento à ponta...
124
...porém sua aplicação
sempre foi adiada
Leilões para ponta
► Os leilões de energia nova nunca buscaram atender conjuntamente as
necessidades de energia e potência
O critério sempre foi o de minimizar o R$/MWh de garantia física de energia
A eventual contratação de potência sempre foi consequência
► Em 2011 e 2012 a questão chegou a ser discutida...
Propostas de instalação de potência adicional em hidroelétricas, que seria
remunerada via ESS
AP ANEEL nº 018/2012: “Obter subsídios para regulamentar os critérios para a
repotenciação de unidades geradoras que possam trazer ganhos na operação
energética e agregar disponibilidade de potência no Sistema Interligado Nacional -
SIN.”
► ...e agora está sendo tratada como emergencial
125
EPE prepara leilão exclusivo para
atendimento a ponta de cargaFormatação, condições e diretrizes ainda estão
sendo definidas
Inserção de geração distribuída
► A favor:
Tarifas de energia maiores e queda de custo dos equipamentos
tornam os investimentos mais atrativos
Financiamento BNDES para compra de equipamentos de fabricantes
instalados no Brasil (após FINAME) deve ocorrer por conta dos leilões
Governo tem acenado para o equacionamento da questão de impostos
(energia injetada na rede) e incentivos fiscais para esta fonte.
► Contra:
Impacto do câmbio no custo dos equipamentos
INMETRO: exigência de certificação de inversores, combinada com
existência de somente um laboratório habilitado para realizar ensaios
(USP) pode paralizar o setor.
126
Eficiência energética
► Espaço na indústria (sobretudo pequena e média)
► Barreiras importantes
Necessidade de equacionar financiamento (papel do BNDES)
Credibilidade do proponente e interesse/foco do cliente
► Redes de eficiência energética
Projeto PSR + LEEN
Empresas participam de redes de EE, utilizam plataforma de gestão
comum, participam de reuniões periodicamente, compartilham
experiências, recebem diagnóstico energético, desenvolvem e
monitoram os resultados das ações de EE.
Estudos mostram que são efetivas (há aumento de ações de EE)
127
A relaxação das restrições de uso múltiplo
► Como visto na parte da manhã, o ONS “relaxou” as obrigações de uso
múltiplo da água em 2014 e repetirá em 2015:
Hidrovia Tietê, Sobradinho, Três Marias (irrigação), turismo etc.
► Problemas institucionais entre a Agência Nacional de Águas (ANA) e o
ONS devido a ambiguidades na Lei das Águas:
Art. 4o A atuação da ANA obedecerá aos fundamentos, objetivos, diretrizes e
instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos e será desenvolvida
em articulação com órgãos e entidades públicas e privadas integrantes do
Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, cabendo-lhe:
XII – definir e fiscalizar as condições de operação de reservatórios por agentes
públicos e privados, visando a garantir o uso múltiplo dos recursos hídricos, conforme
estabelecido nos planos de recursos hídricos das respectivas bacias hidrográficas;
§ 3o Para os fins do disposto no inciso XII deste artigo, a definição das condições de
operação de reservatórios de aproveitamentos hidrelétricos será efetuada em
articulação com o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS
128
Como são calculadas as restrições?
► As restrições de vazões mínimas defluentes dos reservatórios visam a
níveis mínimos a jusante para engolimento das tomadas de água para
abastecimento de municípios.
Restrições de nível, não de vazão.
Obras simples nas tomadas de água permitiriam a relaxação de restrições
operativas do SIN, com enormes ganhos para os consumidores de energia
elétrica.
► As restrições de vazões mínimas ambientais foram relaxadas sem
aparente prejuízo (ex. Três Marias, Jupiá e Porto Primavera). É importante
monitorar a situação.
► Também é necessário avaliar as externalidades aos demais setores
usuários da água. Sempre que a flexibilização for viável economicamente
(vis a vis os demais usos) não deve ser negligenciado o ressarcimento
aos setores afetados.
129
O esvaziamento do Paraíba do Sul
► Olhando retrospectivamente, a PSR considera que a
operação deste conjunto de reservatórios pode não ter
atendido plenamente a prioridade para o suprimento de água
para consumo
Em nossa opinião, ANA/ONS deveriam ter reduzido a saída do
reservatório de forma mais contundente a partir da segunda metade de
2012.
► Veremos a seguir o porquê desta afirmação
130
Operação do Paraíba do Sul (2009-2014)
131
Operação do Paraíba do Sul (2014)
132
Aperfeiçoamentos metodológicos
► Revisão da metodologia para utilização de água aplicada a
reservatórios com usos múltiplos (incluindo energia).
► O conceito é simples: curva guia (ou curva de segurança). A
partir de um certo nível de armazenamento (que varia
mensalmente), ANA/ONS reduziriam a retirada de água do
reservatório de forma a guardar água para o futuro, de forma
prudente. Acima desta curva, a quantidade normal é retirada.
Uma vez atingida a curva de segurança as vazões seriam
reduzidas.
133
PERGUNTAS?
134
Um breve intervalo comercial
► Publicação mensal sobre o setor de energia do Brasil,
com cinco anos de história e disponível em dois idiomas
Análise aprofundada de temas selecionados pela PSR a cada mês
Seções: Opinião, Regulatória, Jurídica, Ambiental, Suprimento
► Últimas edições:
Ed. 86 – Fev 2014: Aristóteles e a controvérsia sobre risco de racionamento
Ed. 85 – Jan 2014: Risco de apagão: “piti” do mercado ou lentes cor de rosa do governo?
Ed. 84 - Dez 2013: Leilões de energia nova: estamos nos distanciando do padrão FIFA?
Ed. 83 - Nov 2013: O que está acontecendo na região Nordeste?
Ed. 82 - Out 2013: As distribuidoras voltarão para o fundo do poço financeiro em 2014?
Ed.81 - Setembro 2013: Devemos nos preocupar com o sistema de transmissão?
Ed.80 - Agosto 2013: O imbróglio da NSA: Alertas para o setor elétrico
Ed.79 - Julho 2013: Tudo o que você sempre quis saber sobre risco na política operativa*
Ed. 78 - Junho 2013: 10 anos de modelo setorial: Festa de arromba ou arrombou a festa?
Ed. 77 - Maio 2013: Mahatma Gandhi, a microgeração e o CONFAZ
Ed. 76 - Abril 2013: Resolução CNPE nº 3: O preço e a pressa
► A assinatura anual compreende 12 edições eletrônicas
Energy Report PSR
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