Sistema Brasileiro de cap-and-trade no Setor Elétrico

(1)

Osvaldo Soliano Pereira, Ph.D.

Centro Brasileiro de Energia e Mudança do Clima - CBEM Rio de Janeiro

Agosto 2010

Cap-and-Trade no Brasil

Sistema Brasileiro de cap-and-trade no

Setor Elétrico

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Conteúdo

• Setor Elétrico Brasileiro

– Regulação

– Planejamento e Operação

– Contexto atual

• Oportunidades de Redução de Emissões

• Impacto do Uso de Renováveis no Setor

• Cap-and-trade no Setor Elétrico

– Benefícios e riscos

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Ambiente de Contratação Regulada - ACR

- Contratação em pool ==> geradores e distribuidores - Licitação por menor preço

Ambiente de Contratação Livre - ACL

- Contratação livremente pactuada ==> consumidores livres,

comercializadores e PIEs

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Contratação de Energia

Ambiente de Livre Contratação Ambiente de Contratação Regulada

COM

D D D D D CL CL CL CL

G

G G G

contratos bilaterais no âmbito do POOL (ACR) compra em regime de livre contratação (ALC)

contratação complementar (desvios)

.

compra de energia em pool contratação regular

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A A--55 AA--33 AA--11 A_A Contratação de Geração Existente e Ajuste Contratação de Geração Nova

Contratação no ACR

Contratação de Ajuste < 1% da Carga

2% da carga Compensação de

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Geração distribuída - conectada à rede de distribuição do comprador:

I - hidrelétrico com capacidade < 30 MW; II - termelétrico com eficiência > 75%;

III – outras fontes

Chamada pública pelo distribuidor limitada a 10% da carga, exceto empreendimentos próprios.

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Regras:

I - “A-5” e “A-3”

a) VR ==> 3 primeiros anos

b) integral ==> a partir do quarto ano

II - “A-1” ==> integral

III - leilões de ajustes ==> preço de aquisição até VR IV - geração distribuída ==> preço de aquisição até VR

Repasse dos Custos de Aquisição da

Energia

(9)

9

Planejamento Ótimo da Operação

OBJETIVO:

Minimizar custo total, do presente ao futuro, através de decisões de: • Geração térmica e hídrica • Intercâmbio entre regiões

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Minimização dos custos totais

Custo Total = Custo Futuro + Custo imediato

Deplecionar

Custo imediato: Baixo Custo futuro: Alto

Tempo

V C

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11

Minimização dos custos totais

Custo Total = Custo Futuro + Custo imediato

Tempo

V C

Usar térmica

Custo imediato: ALTO Custo futuro: Baixo

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Minimização do custo total

Custo Total = Custo Futuro + Custo Imediato

Custo Imediato

Custo Futuro

Volume para mínimo custo total

volume a 100% volume a 0%

Atende à carga com água Volume: ZERO

Custo imediato: ZERO

Atende à carga com óleo Volume: 100%

Custo imediato: ALTO Custo futuro: ALTO

Custo futuro: BAIXO

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13

Planejamento Ótimo da Operação e

Cálculo do Preço SPOT

O Despacho Hidrotérmico e o Cálculo do Preço SPOT são realizados por meio de

uma cadeia de modelos de otimização: NEWAVE – DECOMP – DESSEM

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Modelos Computacionais

NEWAVE DECOMP DESSEM Dados de entrada relativos a geração hidráulica

Modelo _{Dados de saída}

Séries históricas de vazões afluentes

Potência efetiva Volume útil Produtibilidade Perda hidráulica Vazão mínima defluente

Cota x Área Cota x Volume Evaporação mensal Canal de fuga Indisponibilidade média Restrições Operativas Horizonte 5 anos Horizonte 5 anos Discretiza

Discretizaçção mensalão mensal

Horizonte 1 ano Horizonte 1 ano Discretiza

Discretizaçção semanalão semanal

Horizonte 5 semanas Horizonte 5 semanas Discretiza

Discretizaçção horão horááriaria

DESPACHO HIDROT

DESPACHO HIDROTÉÉRMICORMICO e

e C

CÁÁLCULO DO PRELCULO DO PREÇÇO SPOTO SPOT Sistema agregado

Sistema agregado

Representa

Representaçção Individualizadaão Individualizada

Representa

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O ONS e a Segurança do Suprimento

Elétrico e Energético

Segurança/ continuidade do suprimento de energia elétrica Gestão otimizada do armazenamento dos grandes reservatórios Segurança elétrica Operação da Rede Básica de Transmissão G a n h o s s in é rg ic o s

Despacho otimizado das termoelétricas

Despacho térmico

devido a razões elétricas

Minimiza probabilidade de racionamentos Minimiza probabilidade de blecautes Integração Eletroenergética Nacional – SIN – Integração Supranacional Complementar

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Operação integrada do SIN

Ganhos:

• Investimentos evitados

• Substituição térmica por hidroelétrica • Reserva de potência compartilhada • Controle de tensão sistêmico

• Vertimentos evitados

• Regulação de bacias / controle de cheias • Controle de enchimento de reservatórios

Ganhos sinérgicos de energia = 25% (em energia assegurada) Equivalente a um faturamento anual de R$ 8 Bi

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Capacidade Instalada

(2009)

Fontes Total (MW) % Hidráulica 74.279 _71,7 Térmica 13.302 _12,8 Nuclear 2.007 _1,9 Fontes Alternativas 7.645 _7,4 Potência instalada 97.233 _93,9 Importação Itaipu 6.365 _6,1 Total 103.598 100,0

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Leilões de energia nova

(convencionais)

Ano Modo Renováveis Fósseis Total

MWmed MWmed MWmed

2005 498 357 855 2006 A3 1098 584 1682 A5 630 474 1104 2007 A3 1304 1304 A5 715 1597 2312 2008 A3 1076 1076 A5 156 2969 3125 2009 A3 11 11 Total 3.108 8.361 11.469

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Leilões especiais de energia nova

(alternativas, reserva e estruturantes)

Ano Modo Renováveis

Projetos MWmed 2007 Renováveis 18 186 2008 Biomassa 31 1204 Santo Antonio 1 2140 Jirau 1 1975 2009 Eólica 71 783 Total 122 6.288

(20)

Energia contratada nos leilões de

geração de energia nova (2005-2009)

Número de projetos Energia Contratada (MW médios) Número de projetos Energia Contra tada (MW médios) Número de projetos Energia Contratada (MW médios) 2005 11 498 2 357 13 855 A3 21 1.098 10 584 31 1.682 A5 11 630 4 474 15 1.104 Renováveis 18 186 - - 18 186 A3 0 - 12 1.304 12 1.304 A5 5 715 5 1.597 10 2.312 Biomassa 31 1.204 - - 31 1.204 A3 0 - 10 1.076 10 1.076 A5 2 156 22 2.969 24 3.125 Santo Antonio 1 2.140 - - - 2.140 Jirau 1 1.975 - - - 1.975 A3 2 11 - - 2 11 Eólica 71 783 - - 71 783 2008 2009 Fontes de Geração

Renováveis Fósseis Total

Modo Ano

2006

(21)

Potência Hidrotérmica Contratada e

em Construção - 2010 a 2013 (MW)

N° Projetos ₂₀₁₀ ₂₀₁₁ ₂₀₁₂ ₂₀₁₃ _Total _% UTE 51 2.765 2.830 1.146 4.744 11.485 51,39

Gás natural 2 490 204 - - 694 3,11

Óleo comb B1/diesel 41 1.925 2.152 786 3.619 8.482 37,95

Carvão mineral 2 350 - 360 - 710 3,18 GNL 5 - 300 - 1.125 1.425 6,38 Óleo diesel 1 - 174 - - 174 0,78 UHE 21 2.219 1.845 3.150 3.650 10.864 48,61 Total 72 4.984 4.675 4.296 8.394 22.349 100,00 Ano Fonte

(22)

Expansão da Geração com Renováveis

-Contratadas e em Construção (MW)

2010 2011 2012 Total % PROINFA 3.985 3.985 36,9 Biomassa 1.182 1.182 11,0 PCH 550 550 5,1 Eólica 1.423 1.423 13,2 Leilões 3.985 777 2.045 6.807 63,1 Biomassa 2.300 703 239 3.242 30,0 PCH 980 74 - 1.054 9,8 Eólica 705 - 1.806 2.511 23,3 Total 7.970 777 2.045 10.792 100,0 Programas Anos

(23)

Leilões 2010: realizados

• Belo Monte (hidro):

– Preço de venda: R$ 77,97 /MWh – Energia ACR: 3.199,7 MWmed

• Leilão A5 Hidro:

– Energia ACR: 327 MWmed

(24)

Leilões 2010: previstos

• Leilão de reserva (25/08/2010):

– 478 usinas cadastradas

– 14.529 MW

– Biomassa: R$156,00/MWh; Eólicas: R$167,00/MWh e

Pequenas Centrais Hidrelétricas: R$ 155/MWh

• Leilão de fontes alternativas (26/08/2010):

– 39 projetos

– 1.209 MW

(25)

Carga atual e futura

2010 2019 Brasil 455 TWh 712 TWh SIN 409 TWh 631 TWh 85,2 GWmed 109,4 GW (max) Em 2019: 80 TWh de autoprodução e 1,8 TWh nos SI

(26)

Composição da Capacidade

Instalada (2010)

Hidro 74% Nuclear 2% Gás Natural 8% carvão 1% Óleo Combustível 3% Óleo Diesel 1% Gás de Processo 1% PCH 4% Biomassa 5% Eólica 1%

(27)

Composição da Capacidade

Instalada (2019)

Hidro 70% Nuclear 2% Gás Natural 7% carvão 2% Óleo Combustível 5% Óleo Diesel 1% Gás de Processo 0% PCH 4% Biomassa_5% Eólica 4%

Hidro Nuclear Gás Natural carvão Óleo Combustível Óleo Diesel Gás de Processo PCH Biomassa Eólica

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Emissões dos GEE do setor elétrico

-MtCO

₂

eq

MtCO2e 2010 2013 2014 2017 2019

Setor

(29)

Distribuição das Emissões de GEE no

Setor Energético

(30)

Potencial técnico excedente de bagaço

para o SIN (2010-2019)

(31)

Outras biomassas

• Resíduos urbanos:

– Digestão anaeróbica: 1.230 MW

– Biogás de aterrro: 2.600 MW

– Incineração: 5.280 MW

– Ciclo combinado otimizado: 8.440 MW

• Resíduos da silvicultura: 1.434 – 2.867 MW

• Florestas energéticas e capim elefante

(32)

50 m

(Fonte: CEPEL)

(33)

100 m

(Fonte: Moss, H)

(34)

50 X 100

(Fonte: Moss, H)

(35)

(36)

(37)

(38)

Potencial de utilização da energia solar

• SIGFI’s:

– COELBA (30.000)

– Várias outras concessionárias em estudo

• GT-GDSF

– Estádios da Copa

(39)

Potencial de conservação de

eletricidade

Consumo (1) 2010 2014 2019

Consumo sem conservação (GWh) 457.860 572.278 735.299 Energia conservada (GWh) 2.671 10.508 23.324 Energia conservada (%) 0,6 1,8 3,2 Consumo com conservação (GWh) 455.189 561.770 711.975

(40)

Potencial para geração a partir de

gás natural e energia nuclear (2030)

Total 2011-2030

98 milhões de m3/dia 22.300 9.800

148 milhões de m3/dia _33.700 _21.200

Disponibilidade de gás natural para a geração de eletricidade

Potência instalável em MW

Volume de

R eservas Poten cial Total

t U₃O₈ _MW _MW _Unidades

1 66.200 7.800 4.500 4 2 177.500 20.800 17.500 17

309.370

36.400 33.000

Poten cial d e Novas Usinas Cenário

(41)

Barreira a uma matriz mais limpa

“Há que ressaltar, no entanto, que a concretização deste plano com esta composição de fontes na expansão planejada depende principalmente da obtenção de Licenças Prévias Ambientais, de modo que as usinas indicadas possam participar dos leilões de compra de

energia provenientes de novos empreendimentos,

previstos em lei. Caso contrário, uma eventual expansão de projetos termelétricos, preferencialmente movidos a

gás natural, mas também projetos a carvão mineral, como por exemplo a UTE CTSUL (650 MW), poderão constituir alternativa de atendimento à demanda, frente

a eventuais atrasos dos projetos indicados”. (PDEE, 2019, pg 83).

(42)

Síntese de oportunidades

GWmed GWmax R$/MWh Carga (2019) 85,2 104,9 Hidro 174 99,48 PCH 6 144,00 Bagaço 10-24 20-48 144,60 Eólica > 500 148,39 Gás natural 9,8-21,2 145,00* OC: R$ 144,7/MWh* e Carvão: R$ 140,00/MWh*

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Impactos da produção de

eletricidade com fontes renováveis

• Redução da emissão de GEE, particularmente CO2,

mas também CH4

• Manutenção da tradição de uma matriz elétrica

limpa

• Redução da emissão de outros poluentes mais

tradicionais: SO2, NOx, etc.

• Consolidação do ciclo virtuoso: aumento da escala =>

barateamento dos custos de instalação => aumento da sua utilização pela maior competitividade

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Impactos da produção de

eletricidade com fontes renováveis

• Instalação no País de fábricas para a produção

local dos equipamentos

• Aumento de empregos e capacitação nacional

• Aumento da segurança energética e

diversificação da matriz

• Complementariedade entre as diversas

renováveis: eólica (NE) e

hidro-biomassa (SE)

(45)

Impactos “negativos” da produção

de eletricidade com fontes renováveis

• Maior dependência de fontes não

despacháveis

(46)

Benefícios da introdução de

mecanismo de cap-and-trade

• Contribuição aos objetivos nacionais de

redução de emissões de GEE

• Consolidação de uma matriz energética mais

limpa

• Consolidação dos objetivos anunciados do

PDEE 2010-2019

(47)

Benefícios da introdução de

mecanismo de cap-and-trade

• Internalização do preço do conteúdo do

carbono no preço final da eletricidade

• Alteração da prioridade dada pelos agentes de

mercado às termelétricas a combustíveis

fósseis

• Alteração da ordem de mérito no momento

do despacho das termelétricas

• Fortalecimento do MDL do Protocolo de

(48)

Riscos da introdução de mecanismo

de cap-and-trade

• Aumento do preço final da energia elétrica

• Dificuldade de prever o cap em função do

caráter estocástico da matriz elétrica

(hidraulicidade futura)

• Necessidade de alterações no modelo vigente

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Condicionantes e barreiras

• Relutância do governo brasileiro adotar qualquer

regime de compromisso formal, que não seja absolutamente voluntário

• Visão de “uma das matriz elétricas mais limpas do

mundo”

• Não licenciamento das hidrelétricas

• Comprador único de energia => vendedor único

(distribuidoras não tem opção)

• Geração distribuída => limite de repasse à tarifa

(50)

Conclusões

• Aumento de emissões: 26 => 51 MtCO2 eq, em 2019

• Oportunidades de substituição (cenário PDEE 2010-2019):

– Substituição das térmicas a óleo combustível, diesel e carvão mineral,

em operação ou incorporadas como resultado dos leilões ocorridos entre 2006 e 2008

– < 2,5 GWmed

– < 3% da energia prevista para ser atendida – Premissa: licenciamento das hidrelétricas

• Contudo, se não se conseguir licenciar hidrelétricas previstas,

o que em alguns casos é um cenário bastante provável, novas termelétricas a carvão e gás natural estão previstas