Cenário Energético. Seminário Eficiência no Uso de Recursos Naturais

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Cenário Energético

Seminário

Eficiência no Uso de Recursos Naturais

S, Paulo, 12 de fevereiro de 2015

Marco Antonio Siqueira

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Agenda

►

A estrutura de oferta e demanda do setor elétrico

►

As condições de suprimento

►

Caracterização da atual crise financeira

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Médio e Longo Prazo: Potenciais regionais

Norte: Hidroelétrica Carvão importado Nordeste: Eólica GNL e Carvão Importado Sudeste/C.Oeste:

Pequeno potencial hidro, térmica gás natural, óleo, biomassa e nuclear Sul:

Eólica

Carvão nacional Pequeno potencial

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►

Hidroelétrica:

 65% da capacidade total instalada

 Usinas em diferentes bacias e com grandes reservatórios para armazenamento

 Várias usinas em cascata no mesmo rio pertencentes a diferentes empresas

Características da oferta de energia

►

Biomassa, eólicas e PCHS: 10% capacidade

►

Usinas térmicas (GN, Carvão, nuclear, óleo diesel e combustível) :

25% da capacidade instalada

Source: ONS

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Características da oferta - a complementaridade das fontes

no Brasil

►

Hidros

 Grandes usinas na Amazônia

 Biomassa

 Eólica (NE e S)

 PCHs

►

Atributos interessantes

 Complementariedade geográfica

 Produção com sazonalidades complementares

Portfólio de Hidro, eólica e biomassa permite combinação entre economia de escala e flexibilidade

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2014 2017 2020 2025 2030 Solar 0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.6% Outros 2.6% 2.2% 1.9% 2.2% 1.1% Óleo Diesel/Comb. 4.4% 3.8% 3.3% 2.1% 0.6% Carvão Nacional 1.9% 1.4% 2.0% 1.8% 1.5% Carvão Importado 1.9% 1.6% 1.4% 1.2% 1.0% Biomassa 1.6% 1.4% 2.7% 2.3% 2.0% Nuclear 2.5% 2.2% 3.3% 3.7% 4.8% Eólicas 0.6% 6.0% 9.8% 10.4% 11.4% Gás Natural 10.0% 9.7% 9.6% 11.0% 12.5% UHE 74.3% 71.6% 65.9% 64.9% 64.9% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% % G a ra nt ia F ís ic a T ot al d o S IN

A produção hidro terá expressiva redução de sua

participação na matriz

“Outros” inclui Proinfa e termelétricas a gás de processo

Redução da participação hidrelétrica na produção de 74% em 2014

para 65% em 2030 e aumento da participação eólica de 0,6% em 2014 para cerca de 11% em 2030.

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Características da demanda de energia

►

Consumo de energia 475.000 GWh em 2014

 Consumidores regulados supridos pelas distribuidoras

 Clientes livres

 Consumidor livre demanda de ponta ≥ 3 MW, conectados ≥ 69 kV

 Consumidores com carga ≥ 500 kW podem contratar de fontes renováveis e tem incentivos com desconto de tarifas de T/D

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4,8% a.a

2,3% a.a RACIONAMENTO

2003 = 2000

A evolução do consumo e estrutura do mercado de energia

3,6% a.a

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Agenda

►

A estrutura de oferta e demanda do setor elétrico

►

As condições de suprimento

►

Caracterização da atual crise financeira

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A evolução do armazenamento hidrelétrico 2012-2014 indica

alguma fragilidade estrutural

MELHOR armaz. da história PIOR armaz. da história

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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% EN A S IN ( % ML T) 1953 2012 2001 2013 2014

Houve escassez severa em 2012, 2013 e 2014?

2013 foi um ano bom...

... e 2014 foi 9º pior do histórico

2012 foi um ano razoável...

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E o triênio 2012/2014?

Foi o

16º

pior do

histórico

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

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 atendimento a uma carga anual de 5,3 GW médios

Porque as restrições operativas reais são piores do que as representadas

nos modelos oficiais de planejamento

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

Vazões em janeiro: as piores da história

• SE: 43% (antes, a pior era 44% em 1953)

• NE: 26% (antes, a pior era 34% em 1971)

• SIN: 57% (segunda pior)



Combinação

de um janeiro ruim com condições iniciais de

armazenamento péssimas ⇒ preocupações com suprimento e com o

recrudescimento do desequilíbrio econômico-financeiro do setor.

E o mês de janeiro de 2015?

72% 75% 56% 33% 39% 50% 57% _48% 73% 73% 76% 54% 64% 78% 63% 75% 38% 43% 22% 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 SI N (% m ax ) 31/ Ja n

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E a correlação do setor elétrico com o abastecimento de

água?

► 2014 foi o pior ano de hidrologia registrado no sistema

Cantareira (SP)

► A afluência em 2014 foi de 25% da média histórica.

► A pior seca até então (1955) foi de 56% da média, mais que o

dobro do evento do ano passado.

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Curva de permanência (vazões do Cantareira)

52% 66% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 2012 -2014 1954 -1956 2003 -2005 1952 -1954 2005 -2007 1942 -1944 1944 -1946 1968 -1970 2010 -2012 1955 -1957 1977 -1979 1933 -1935 1993 -1995 1979 -1981 1972 -1974 1939 -1941 1964 -1966 1934 -1936 1949 -1951 1961 -1963 1959 -1961 1980 -1982 1976 -1978 1938 -1940 1960 -1962 1937 -1939 1931 -1933 1981 -1983 

1953-1955



2012-2014

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Agenda

►

A estrutura de oferta e demanda do setor elétrico

►

As condições de suprimento

►

Caracterização da atual crise financeira

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Origens da crise

A exposição das distribuidoras no mercado de curto prazo

► As distribuidoras de energia têm a obrigação legal de estarem 100% contratadas, e são penalizadas se voluntariamente não contratarem ou errarem as previsões de evolução de seu mercado.

► Em dezembro de 2012, as distribuidoras tiveram o vencimento de 8.600 MW médios em contratos de aquisição de energia oriundos do 1º leilão de energia existente realizado em 2005.

► Em função da renovação das concessões da geração e da cotização de energia das usinas renovadas, não foi realizada a recontratação da energia que venceria ao final de 2012 (não se realizou o leilão A-1).

► O governo esperava a adesão de todos os geradores à proposta de renovação das concessões da MP 579, o que não ocorreu.

► Como consequência, as distribuidoras ficaram com exposição de 2.000 MW médios em 2013 e obrigadas a comprar a diferença entre seus consumos e montantes contratados no mercado de curto prazo.

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... para complicar, os preços de curto prazo se elevaram

fortemente em 2013

► O preço médio em 2013 (R$ 262/MWh), foi cerca de R$ 100/MWh maior que o preço médio de 2012 e impactou fortemente o caixa das distribuidoras.

► Em 2014, preço médio de R$ 690/MWh impactou não só as exposições

contratuais das distribuidoras, mas também os geradores hidroelétricos em função do GSF.

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Configurou-se então a crise financeira ...

► Problema: devido ao volume de exposição no mercado spot e aos preços de curto prazo as despesas para fazer frente à liquidação mensal na CCEE causaram

custo excessivo às concessionárias de distribuição.

► As distribuidoras têm garantia de repasse às tarifas dos custos desta exposição involuntária, entretanto esta compensação só ocorre uma vez por ano, na época da revisão/reajuste tarifário

 Até esta data as distribuidoras precisariam arcar com as despesas.

 No entanto, o custo excessivo impactou o equilíbrio econômico-financeiro das empresas.

► O governo emprestou (sem juros) R$ 10 bilhões, a serem pagos em 5 anos a partir de 2015.

► Além disto, o Tesouro já havia aportado R$ 8,5 bilhões em subsídios para garantir a redução de 20% nas tarifas almejada pelo governo

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► Em 2014, os montantes descontratados (cerca de 2.500 MW médios) e os preços de curto prazo foram ainda maiores (cerca R$ 690/MWh em 2014 x R$ 260/MWh em 2013), levando a um desequilíbrio ainda mais severo.

Configurou-se então a crise financeira ...

► Gastos das distribuidoras que serão pagos pelos consumidores: R$ 27,7 bilhões:

 R$ 17,8 bilhões de empréstimos bancários (Conta ACR) a serem pagos em quatro anos;

 R$ 2,5 bilhões de empréstimo adicional;

 R$ 7,4 bilhões suportados pelas empresas a serem repassados nos reajustes de 2015. ► Adicionalmente....

► Houve um aporte do Tesouro para subsidiar a CDE de R$ 9.9 bilhões;

► A CDE por sua vez apresentaria ainda um déficit de R$ 4 bilhões referente aos gastos de 2014 e um “custo” adicional de R$ 6 bilhões recém anunciados pelo governo.

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Estimativa de impacto tarifário

338

276 284

344

485

Dez/2012 Mar/2013 Dez/2013 Nov/2014(*) Projeção 2015(*)

R$/ M W h -va lor es no min ais

Tarifa de Fornecimento Residencial

(média de 30 distribuidoras)

Tarifa sem PIS/COFINS/ICMS - Fonte: SAMP/ANEEL, PSR (*estimativa)

-18%

+3%

+21%

+41%

Breakdown dos impactos em 2015 (Efeitos aproximamdos): • Inflação = 6%

• Pagamento dos empréstimos (Tesouro e Conta ACR) = 11% • CDE (orçamento de 23 bi que resultou dos déficits existentes + a

retirada dos aportes do Tesouro) = 14% • Custos com energia = 10%

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Outros custos ainda em discussão não transferidos às tarifas

► Indenização dos ativos de transmissão anteriores à 2000

 Previsto R$ 10 bilhões, transmissoras estimam R$ 20 bilhões

► Prejuízos causados às hidrelétricas pelo esvaziamento acelerado dos reservatórios: cerca de R$ 20 bilhões

 Hidrelétricas geraram abaixo dos contratos (GSF) e compraram energia a preços muito elevados;

 Não é óbvio que este problema tenha sido ocasionado pela hidrologia e que seja risco de mercado.

► Indenização do valor residual das concessões que serão leiloadas em 2015

 O fundo setorial RGR, destinado a estas indenizações, não tem recursos;

 Grande risco de judicialização, pois contratos de concessão definem indenização por valor contábil, governo quer usar metodologia (VNR).

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Agenda

►

As condições de suprimento do setor elétrico

►

Caracterização da crise financeira no setor

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Clarear as questões relativas à operação conjunta água e

eletricidade

► Nos anos anteriores, o setor elétrico desatendeu (“relaxou”)

os requisitos de uso múltiplo da água



Navegação (e.g. hidrovia do Tietê), irrigação, turismo, requisitos

ambientais etc.



“Bola dividida” institucional entre ANA e ONS pois, à exceção do

abastecimento humano, não há como “desempatar” prioridades

► Estes requisitos revisados devem ser representados de

maneira diferente da atual nos modelos operativos do setor

elétrico

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Eficiência, racionalização ou racionamento, precisam levar

em conta o equilíbrio da indústria

►

Além de ações que busquem o uso eficiente de energia, gestões

que tragam impactos sobre a demanda no curto prazo são

necessários.

►

Busca de eficiência, racionalização ou mesmo um racionamento

devem ser pensados considerando os tempos de resposta para

evitar um custo ainda mais elevado à sociedade.

►

Racionalização e incentivo à eficiência parece ser o caminho

(conforme declarações do governo). No entanto ele pode ter

impactos negativos sobre o mercado, potencializando a crise

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