Projetos Estruturantes

Transcrição

1 Projetos Estruturantes A visão dos Agentes de Mercado Roberto Castro Assessor da Vice Presidência de Gestão de Energia 21 de novembro de 26

2 Visão dos Agentes de Mercado Apreensão 2

3 Agenda Projetos Estruturantes Impactos causados pelo atraso dos Projetos Estruturantes Conclusões 3

4 Projetos Estruturantes AHE Rio Madeira BOLIVIA Madeira River AHE Santo Antônio AHE Jirau Rio Madeira 6.45 MW UHE Jirau 3.3 MW UHE Sto Antonio 3.15 MW US$ 7,4 Bi Belo Monte 5.5 MW US$ 3,2 Bi AHE Belo Monte Angra MW Rio Xingu US$ 2,6 Bi Total (sem transmissão): MW 13,2 US$ Bi (~ 2% do PIB) 4

5 Agentes de Mercado Incertezas => Indecisão dos Agentes de Mercado X Necessidade de atrair investidor privado para o setor elétrico 5

6 Agenda Projetos Estruturantes Impactos causados pelo atraso dos Projetos Estruturantes Conclusões 6

7 PDEE vs. PDEE_atraso PDEE_atraso - cronograma de entrada dos Projetos Estruturantes atrasado 2 anos; Cronograma (entrada da 1ª Máquina) Usina de: para: Jirau Sto. Antonio Belo Monte Angra não aparecem no cronograma: - 3 MW (UHE Jirau) MW (UHE Sto Antonio) MW (UHE Belo Monte) 7

8 PDEE Balanço Energético MWmédio Sobra Déficit Mercado 8

9 PDEE_atraso Balanço Energético * MWmédio Sobra Déficit Mercado * Balanço Energético estimado 9

10 Risco de Déficit SE/CO NE Risco [%] Risco [%] Risco [%] SUL Risco [%] NORTE 1

11 Custo Marginal de Operação SE/CO NE 3 3 R$/MWh 2 1 R$/MWh SUL 3 NORTE R$/MWh 2 1 R$/MWh

12 Custo de Operação R$ Bilhões ,353 45,211 PDEE PDEE_atraso Aumento de R$ 5,86 Bilhões (15%) 12

13 Se esse atraso não vier sozinho? Possíveis problemas: - atraso em outras obras - hidrologia - crescimento de mercado (não pode ser problema) - restrições de Gás Natural... PDEE vs. PDEE_atraso + restrição de GN CBE_ CBA_2_3 13

14 Caso Base Agentes (CBA_2_3) Avaliar as condições de suprimento energético considerando os fatores técnicos e ambientais que afetam a implantação de diversos empreendimentos. Primeiro qüinqüênio: considerou-se as premissas do PMO de setembro de 26. Mercado de energia em 26 ajustado para o mercado esperado do PMO Taxas de crescimento do mercado iguais ao do caso de referência do PDEE No segundo qüinqüênio são feitas as seguintes considerações: UTE Angra III: atraso de um ano; AHE s Belo Monte, Jirau e Santo Antônio: atraso de um ano; UTE Indicativa GN NE: redução da capacidade instalada 2.55 para 1.5 MW devido a restrição de gás.; UTE Indicativa GN NE: atraso na entrada em operação de 211 para 212; Restrição de 6% do déficit de Gás Natural alocado ao setor elétrico (resultados preliminares do trabalho conjunto: Apine, Abradee, Abce, Siesp e Apmpe) 14

15 Risco de Déficit 15 Sudeste 15 Sul 1 9,7 1, 9,6 8,7 9,3 1 7,9 9,6 9,3 8,8 1,2 % % 5 4,8 5, 5,1 3,5 3,3 2,2 2,3 2,6 2, 1,5 1,5 1,8 1,3 5,7 2,21,9 4,7,3 4,1 1,4 4,9 1,7 1,7,9,6 1,3 15 Nordeste 15 Norte 15, 13,3 % 1 7,9 6,8 6,4 9,3 8,7 7,1 8,6 % 1 9,1 9,2 6,4 6,3 1,4 7,6 11,4 % ,4 2,5,4 3,8 3,2 3,3 2,2 2,3 1,8 1,7 1,8,9 Itaipu 5 4,7 4,4 3,4 2,5 2,8 3,2 1,7 1,8,8 CBE_ CBA_2_3 15

16 Custo Marginal de Operação 6 Sudeste 6 Sul R$/MWh Nordeste R$/MWh Norte R$/MWh Norte R$/MWh CBE_ CBA_2_3 16

17 Custo de Operação ,4 R$ (bilhões) ,4 CBE_ CBA_2_3 Aumento de R$ 39 Bilhões (99%) 17

18 Agenda Projetos Estruturantes Impactos causados pelo atraso dos Projetos Estruturantes Conclusões 18

19 Conclusões 1/2 Atraso de 2 ano nos projetos estruturantes pode causar degradação considerável nas condições de atendimento ao mercado de energia elétrica entre 26 e 215, mas não levam a situações extremas no risco de atendimento ao mercado Atraso de 1 ano nos projetos de grande porte conjugado com outras contingências no setor elétrico leva a situações críticas de risco de déficit, CMO no horizonte de análise (26 a 215) 19

20 Conclusões 2/2 Importante que tudo seja feito (solução das questões de meio ambiente e da transmissão associada) para que a visão do Agente e do consumidor não seja a Visão do Racionamento 2