Sumário
• Perspectivas de suprimento
– Balanço de energia firme
– O imbróglio do gás natural
– O susto de janeiro
– Situação atual
• Gerenciamento de crises
• Preços e tarifas
• Conclusões
Sumário
• Perspectivas de suprimento
– Balanço de energia firme
– O imbróglio do gás natural
– O susto de janeiro
– Situação atual
• Gerenciamento de crises
• Preços e tarifas
• Conclusões
Como se avalia a segurança de suprimento?
1. Balanço estrutural da situação de oferta e demanda. Permite separar o que é planejamento adequado e o que é sorte
– Um balanço equilibrado indica que o abastecimento está
garantido mesmo que ocorram secas muito severas Não dependemos de São Pedro
– Um balanço negativo indica vulnerabilidade a secas
Passamos a depender da boa vontade de São Pedro
2. Risco de racionamento: a operação do sistema é simulada para os próximos anos, supondo um grande número de cenários de vazões. A partir dos resultados das simulações, estima-se o risco e severidade das falhas de suprimento
– Combina os componentes estruturais e conjunturais
Potência instalada x energia firme
• A comparação oferta x demanda não pode ser feita em termos de potência instalada x demanda máxima
• Razão: hidrelétricas e térmicas de mesma potência produzem quantidades muito diferentes de energia sustentável (“Firme”, medida em “MWmed”)
• Exemplos:
– Hidrelétrica de Furnas: Potência de 1.312 MW e Firme de 598 MWmed (Firme / Potência = 45,6%)
– Usina nuclear de Angra 2: Potência de 1.309 MW e Firme de 1.205 MWmed (92%)
Balanço oferta firme vs demanda 2008 a 2012* 40 45 50 55 60 65 70 G W m é d io Demanda de energia 53.2 56.2 59.0 61.6 64.2 Oferta firme 51.9 55.3 59.5 61.2 63.0 Oferta-Demanda -1.3 -0.9 0.5 -0.4 -1.1 2008 2009 2010 2011 2012
Oferta firme – Demanda 2008 a 2012* -0.9 0.5 -0.4 -1.0 -0.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2008 2009 2010 2011 2012 G W mé d io Desequilíbrio em 2008-2009 Não há tempo de construir nova capacidade Desequilíbrio em 2008-2009 Não há tempo de construir nova capacidade Desequilíbrio em 2011-2012 Há tempo de construir nova capacidade Desequilíbrio em 2011-2012 Há tempo de construir nova capacidade
Por que há desequilíbrio em 2008 e 2009?
57.0
54.5
Oferta
Demanda
No final de 2004, a oferta de energia firme prevista para 2008 era 57.000 MW médios; a demanda, 54.500 MW médios
No final de 2004, a oferta de energia firme prevista para 2008 era 57.000 MW médios; a demanda, 54.500 MW médios
Haveria um excesso de oferta de 2.500 MW
médios, um pouco
maior do que a usina de Santo Antônio, no Rio Madeira
Haveria um excesso de oferta de 2.500 MW
médios, um pouco
maior do que a usina de Santo Antônio, no Rio Madeira
51.4
53.2
Situação real de 2008
A oferta de geração firme foi reduzida de 57.000 para 51.400 MW médios*, uma perda
de cerca de 6 mil MW médios
A oferta de geração firme foi reduzida de 57.000 para 51.400 MW
médios*, uma perda
de cerca de 6 mil MW médios A situação passou de um grande excesso de oferta para um déficit de 1.800 MW médios A situação passou de um grande excesso de oferta para um déficit de 1.800 MW médios
No final de 2007, a demanda prevista para 2008 caiu em 1.000 MW médios em relação à previsão feita em 2004. Portanto, o excesso de oferta deveria aumentar. Entretanto…
No final de 2007, a demanda prevista para 2008 caiu em 1.000 MW médios em relação à previsão feita em 2004. Portanto, o
O que aconteceu?
• A oferta de energia firme prevista para 2008 é inferior à capacidade que já existia em 2004
• Como o Brasil perdeu 6 mil MW médios de energia firme,
(equivale à soma das duas usinas do Madeira, mais Angra 3) em três anos?
Sumário
• Perspectivas de suprimento
– Balanço de energia firme
– O imbróglio do gás natural
– O susto de janeiro
– Situação atual
• Gerenciamento de crises
• Preços e tarifas
• Conclusões
Retirada de oferta devido à Argentina
• Em 2004, a Argentina entrou em crise de suprimento de GN. Além de interromper o suprimento para o Chile, amplamente noticiado, foi proibido o uso de GN em geração elétrica
destinada à exportação de energia. Com isto, o Brasil perdeu:
– 2.000 MW médios de energia firme da Interconexão Brasil Argentina; e
– 300 MW médios da usina de Uruguaiana – Total: 2.300 MW médios
Retirada de oferta devido à Bolívia
• A capacidade líquida de produção de gás da Bolívia é 34 milhões de m3/dia; os contratos assinados com Brasil e
Argentina somam 42 MM3/dia…
• Em 2007, a Bolívia interrompeu o suprimento à usina de Cuiabá; perda de 200 MW médios
• Os presidentes da Argentina, Bolívia e Brasil reuniram-se na semana passada para discutir, dentre outros temas, uma
possível limitação do fornecimento com o objetivo de aumentar o envio de gás para a Argentina
Retirada de oferta no Brasil: antecedentes
• 1999: Plano Emergencial de térmicas a gás para evitar racionamento
• 2001: racionamento chega antes...
• 2002: demanda de energia não volta ao nível original; sobra gás e a Petrobras fica com as térmicas descontratadas
• 2002: estímulo ao consumo de gás (preço, conversão na indústria, GNV etc.); crescimento acelerado da demanda
• Início de 2004: ONS aciona 1.200 MW de térmicas a gás na região Nordeste; 800 MW falham por falta de gás e
gasodutos
• Meados de 2004: não há gás suficiente para atender
simultaneamente as usinas termelétricas e os demais usos. “Cobertor curto” de cerca de 20 MM3/dia
Termo de compromisso Petrobras / ANEEL
• 2005-2006: Alertas da ANEEL e ONS sobre o risco das térmicas não despacharem por falta de gás
• Agosto de 2006: O ONS aciona as térmicas a gás; falham 4.200 MW por falta de combustível (previsto em 2004)
• Novembro de 2006: falhas confirmadas em testes operativos • Maio de 2007: assinatura do Termo de Compromisso (TC)
entre Petrobras e ANEEL
– Oferta reduzida, mas garantida, de geração termelétrica
• Junho e julho de 2007: O ONS aciona as térmicas garantidas pelo TC; falha de quase toda a geração
5.6 6.6 6.9 6.9 6.9 2.7 3.1 4.5 5.5 5.7 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 2007 2008 2009 2010 2011 G W m é d io
Oferta térmica GN antes TC Oferta térmica GN depois do TC TC: oferta firme térmica
Somando estes 3.500 aos 2.300 da Argentina e 200 da Bolívia, chega-se aos 6 mil MW médios de redução de oferta firme
Somando estes 3.500 aos 2.300 da Argentina e 200 da Bolívia, chega-se aos 6 mil MW médios de redução de oferta firme
Para 2008, a redução de oferta firme é 3.500 MW médios
Para 2008, a redução de oferta firme
E o futuro?
• A regularização do suprimento de gás nos próximos anos depende do cronograma de entrada do Espírito Santo:
6.4 9.2 17.6 8 10 12 14 16 18 20 M M 3 /d ia Aumento agressivo da produção Aumento agressivo da produção
…e do Gás Natural Liquefeito (GNL) 517 1222 1693 1784 294 327 403 478 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2007 2008 2009 2010 M ilh õ e s d e m 3 /d ia Regas Liquef.
Preocupação: o mercado internacional de GNL está “apertado”
Preocupação: o mercado internacional de GNL está “apertado”
Em 2009 a
demanda potencial de GNL será quatro vezes maior do que a oferta
Em 2009 a
demanda potencial de GNL será quatro vezes maior do que a oferta
Sumário
• Perspectivas de suprimento
– Balanço de energia firme
– O imbróglio do gás natural
– O susto de janeiro
– Situação atual
• Gerenciamento de crises
• Preços e tarifas
• Conclusões
Cálculo do risco de racionamento (1/2)
• O risco de se decretar um racionamento é calculado a partir de um modelo computacional que simula a operação do
sistema (decisões do ONS) para diversos cenários de vazões futuras (médias, cheias, secas severas etc.)
• Se o cenário simulado contiver secas severas, o nível de armazenamento dos reservatórios vai caindo, até um ponto em que já não seria possível atender a demanda de energia, mesmo com todas as térmicas
• Neste ponto, o modelo computacional simula o corte da demanda que não pode ser atendida
Cálculo do risco de racionamento (2/2)
• O risco de racionamento em cada ano é dado pela proporção de cenários simulados onde o modelo computacional
“decidiu” que era necessário cortar a demanda
• Exemplo: se foram simulados 2 mil cenários de vazões; e se para o ano 2010, houve corte de demanda em 200 destes cenários, o risco de déficit é
Profundidade do racionamento
• A profundidade, ou severidade, do racionamento (% da demanda cortada) foi classificada em três níveis:
– inferior a 1% da demanda média (racionamento leve, que talvez possa ser evitado por medidas como a redução de tensão);
– entre 1% e 5% da demanda média (racionamento moderado); – superior a 5% da demanda média (racionamento severo).
6.5% 4.5% 7.5% 8.5% 20.5% 22.0% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% R is c o d e D e c re ta r R a c io n a m e n to
Leve: entre 0% e 1% da demanda Moderado: entre 1% e 5% da demanda Severo: maior que 5% da demanda
Risco de racionamento visto em 23 de janeiro
Situação preocupante, pois não havia tempo para construção de nova capacidade
Situação preocupante, pois não havia tempo para construção de nova capacidade
O que significam esses riscos?
• O período chuvoso na maior parte do SIN* vai de meados de novembro a meados de abril
• Isso quer dizer que no início de maio já se sabe se haverá necessidade de racionamento ou não no resto do ano…
• …o que significa que em maio a probabilidade de racionar no resto do ano é 0% ou 100%
• Enquanto ela não atinge o valor zero ou 100%, ela varia com a evolução das chuvas, da oferta e da demanda
Por que o risco estava alto?
• As vazões de 2007 foram excepcionalmente secas?
– Não. Embora a seca recente na região Nordeste seja de fato
severa, a energia afluente total ao sistema em 2007 foi 104% da
Média de Longo Termo (MLT)
Comparação da ENA de 2007 total do SIN com o histórico
100% 150% 200% 250% % M L T
66% dos anos do histórico tiveram afluências piores (mais secas) do que o ano de 2007
66% dos anos do histórico tiveram afluências piores (mais secas) do que o ano de 2007
Por que o risco estava alto?
• Os reservatórios estavam excepcionalmente vazios?
– Não. Como mostra a Figura abaixo, os reservatórios no final de
2003 estiveram mais vazios do que no final de 2007
Evolução da Energia Armazenada do SIN em 31/Dez
35% 63% 67% 54% 44% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% E n e rg ia A rm a z e n a d a ( % m á x )
O risco estava alto devido ao desequilíbrio estrutural entre oferta de energia firme e demanda, causado pelos problemas do gás natural. Este desequilíbrio torna o sistema vulnerável a secas moderadamente severas
O risco estava alto devido ao desequilíbrio estrutural
entre oferta de energia firme e demanda, causado pelos problemas do gás natural. Este desequilíbrio torna o sistema vulnerável a secas moderadamente severas
Ações governamentais
• Antecipação de usinas (Macaé) e aumento da geração
térmica a óleo
– Equivale a um aumento de 500 MW médios de energia firme na oferta de 2008
• “Apagás” para evitar apagão
– O Presidente da República afirmou claramente que, se necessário, interromperia o suprimento do setor de gás (veículos, indústria etc.) para aumentar a geração das térmicas a gás
1.5% 1.0% 6.0% 7.5% 8.5% 2.5% 22.0% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50%
Sem Apagás Com Apagás
R is c o d e D e c re ta r R a c io n a m e n to
Leve: entre 0% e 1% da demanda Moderado: entre 1% e 5% da demanda Severo: maior que 5% da demanda
Efeito do “Apagás” no risco de racionamento: 2008
A priorização do gás para as termelétricas reduziria o risco de racionamento de 22% para 2,5% A priorização do gás para as termelétricas reduziria o risco de racionamento de 22% para 2,5%
Efeito do “Apagás” no setor de gás: 2008 10 15 20 25 30 M M m 3 /d ia
Consumo Refinaria Flex + GNV
Consumo Refinaria Flex + GNV + Industrial
Haveria 12,5% de probabilidade de cortes no GNV Haveria 12,5% de probabilidade de cortes no GNV Haveria 11,5% de probabilidade de corte total do GNV e, além disto, corte na indústria
Haveria 11,5% de probabilidade de corte total do GNV e, além disto, corte na indústria
Sumário
• Perspectivas de suprimento
– Balanço de energia firme
– O imbróglio do gás natural
– O susto de janeiro
– Situação atual
• Gerenciamento de crises
• Preços e tarifas
• Conclusões
Risco de se decretar racionamento: Cenário “A” 2.0% 1.5% 1.5% 6.0% 8.5% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18% 20% R is c o d e D e c re ta r R a c io n a m e n to
Leve: entre 0% e 1% da demanda Moderado: entre 1% e 5% da demanda Severo: maior que 5% da demanda
Risco de se decretar racionamento: cenário “B” 4.5% 7.0% 3.5% 3.5% 2.0% 2.0% 10.0% 12.5% 1.5% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18% 20% 2008 2009 2010 R is c o d e D e c re ta r R a c io n a m e n to
Leve: entre 0% e 1% da demanda Moderado: entre 1% e 5% da demanda Severo: maior que 5% da demanda
Sumário
• Perspectivas de suprimento
– Balanço de energia firme
– O imbróglio do gás natural
– O susto de janeiro
– Situação atual
• Gerenciamento de crises
• Preços e tarifas
• Conclusões
Crises de suprimento acontecem
A partir de hoy el Gobierno contará con nuevas herramientas para hacer frente al estrecho escenario de suministro eléctrico que
enfrenta el país y que minimizarán los riesgos de cortes durante los próximos meses. Tal como lo anunciara el ministro de Energía,
Marcelo Tokman, el Diario Oficial publicó un decreto de
racionamiento, con carácter preventivo, que se aplicará en el
Sistema Interconectado Central (SIC) y que entre otras medidas […]
A partir de hoy el Gobierno contará con nuevas herramientas para hacer frente al estrecho escenario de suministro eléctrico que
enfrenta el país y que minimizarán los riesgos de cortes durante los próximos meses. Tal como lo anunciara el ministro de Energía,
Marcelo Tokman, el Diario Oficial publicó un decreto de
racionamiento, con carácter preventivo, que se aplicará en el
Sistema Interconectado Central (SIC) y que entre otras medidas […]
Chile
26/02/20
08
Eskom, South Africa's embattled state electricity company, is pressing for a national cut in consumption by up to 20 per cent amid mounting concern over the economic implications of the country's power crisis after 10 days of nationwide rolling power cuts. […]
Eskom, South Africa's embattled state electricity company, is pressing for a national cut in consumption by up to 20 per cent amid mounting concern over the economic implications of the country's power crisis after 10 days of nationwide rolling power cuts. […]
África do
Sul
24/01/20
08
…e Argentina, e Índia, e China, e estamos em fevereiro.
Crises de suprimento são possíveis aqui?
Critério de Garantia de Suprimento:
Resolução CNPE N°°°°001/2004,
de 17 de novembro de 2004
• Crises são eventos raros, mas que podem ocorrer no SIN
• É importante ter regras e
procedimentos claros para quando elas ocorram, e se possível também um “Plano B”
Sumário
• Perspectivas de suprimento
– Balanço de energia firme
– O imbróglio do gás natural
– O susto de janeiro
– Situação atual
• Gerenciamento de crises
• Preços e tarifas
• Conclusões
Evolução recente do PLD
Preço de Liquidação de Diferenças - PLD
100 200 300 400 500 600 R $ /M W h Susto devido às
vazões baixas no início do período chuvoso Melhora com as chuvas a partir da 2ª metade de janeiro Chuvas favoráveis no início de 2007 provocaram vertimento em diversos reservatórios
Distribuição de probabilidade do PLD em 2008
Distribuição de Probabilidade Acumulada - PLD médio 2008 Sudeste 0 100 200 300 400 500 600 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade Acumulada R $ /M W h Os consumidores não contratados estão expostos a PLD + multa Os consumidores não contratados estão expostos a PLD + multa
Primeiro caso na justiça provocado pelos preços altos: ArcelorMitall vs União Comercializadora de Energia
Primeiro caso na justiça provocado pelos preços altos: ArcelorMitall vs União Comercializadora de Energia
Agentes afetados
• Consumidores livres com contratos de curto prazo e/ou com renovação de contrato nos próximos anos
• Comercializadores com defasagem entre datas de contratos • Geradores hidrelétricos: compra de energia quando as
termelétricas estiverem gerando no máximo
• Geradores e consumidores: Rateio do custo adicional de geração devido à CAR (proposta em AP)
• Consumidores: Custos devido a despachos excepcionais determinados pelo CMSE
• Consumidores regulados: repasse de custos operativos dos contratos por disponibilidade
Sumário
• Perspectivas de suprimento
– Balanço de energia firme
– O imbróglio do gás natural
– O susto de janeiro
– Situação atual
• Gerenciamento de crises
• Preços e tarifas
• Conclusões
Conclusões: balanço estrutural
• Os problemas de suprimento de gás natural da Argentina, Bolívia e Brasil levaram à retirada de 6 mil MW médios de oferta firme do país nos últimos três anos
– Reversão do balanço de energia firme de uma situação de excesso de oferta para uma de déficit de oferta
• Este déficit estrutural tornou o sistema vulnerável à
ocorrência de hidrologias moderadamente severas como a de 2007/início de 2008
– “Susto” em janeiro, com riscos de racionamento em 2008 chegando a 20%
Conclusões: riscos para 2009
• Permanecem riscos para 2009
– Após o período de chuvas haverá maior clareza
– Atrasos no Espírito Santo e/ou GNL aumentariam estes riscos
• Devido à incerteza nas afluências, qualquer análise de
segurança de suprimento é essencialmente probabilística
– Deve ser sempre formulada em termos de risco e severidade
Conclusões: “Apagás”
• O redirecionamento do gás natural para o setor elétrico, se necessário (“Apagás”), teria reduzido significativamente o risco de racionamento para 2008
– Entretanto, o corte de gás na maioria dos casos seria severo para os setores de GNV e alcançaria o setor industrial
– Em alguns casos, haveria corte total do GNV e quase metade do setor industrial
Conclusões: gerenciamento de crises
• Até hoje não existe um procedimento operativo para
gerenciamento de crises de suprimento
– As duras lições do racionamento de 2001 não foram incorporadas
• A inexistência de regras traz insegurança aos investidores
e pode levar a adiamento de projetos industriais
– Regras bem desenhadas, que por exemplo oferecem
incentivos para que produtores e consumidores construam nova capacidade, podem aumentar a segurança de
suprimento
• A APINE tem se preocupado com o tema e buscado
formular propostas a respeito
Conclusões: impactos econômicos
• A combinação de desbalanço estrutural e afluências desfavoráveis no início de janeiro levou a um aumento recorde nos preços de curto prazo (PLD)
– Impactos financeiros significativos em muitos agentes tanto no consumo como na produção
