SETOR ELÉTRICO BRASILEIROSituação atual e o que vem por aí

1

ABRACE, 25 de fevereiro de 2015

Mario Veigamario@psr-inc.com

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

3

Evolução do armazenamento (SIN) 2012-2014

4

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?

5

67%

80% 83% 87%97%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

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1% 4% 6% 8% 11%

13%

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ENA

SIN

(%

MLT

)

1953

2012

2001

2013

2014

Houve seca severas em 2012, 2013 e 2014?

6

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?

7

Foi o 16º pior do histórico

Foi o 16º pior do histórico

Se não foi a seca, por que o sistema esvaziou?

8

79%

87% 87% 86% 85% 86%82%

74%

65%

57%55%

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37%33%

31%

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62% 61%63%

60%

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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

9

Outros indícios de restrições na operação real

10

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…

17

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)

18

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

19

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%

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46%51%

45%

0%

10%

20%

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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

25

► 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

28

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

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