Sistema Brasileiro de cap-and-trade no Setor Elétrico

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1 Cap-and-Trade no Brasil Sistema Brasileiro de cap-and-trade no Setor Elétrico Osvaldo Soliano Pereira, Ph.D. Centro Brasileiro de Energia e Mudança do Clima - CBEM Rio de Janeiro Agosto 2010

2 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 Condicionantes e barreiras

3 Sistema Interligado Nacional - SIN

4 Ambientes de Comercialização de Energia 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

5 Contratação de Energia Ambiente de Contratação Regulada Ambiente de Livre Contratação G G compra de energia em pool contratação regular G. contratação complementar (desvios) G COM D D D D D CL CL CL CL contratos bilaterais no âmbito do POOL (ACR) compra em regime de livre contratação (ALC)

6 Contratação no ACR Contratação de Geração Nova Contratação de Geração Existente e Ajuste A-5 A-3 A-1 A 2% da carga Compensação de Sobras e Déficits Contratação de Ajuste < 1% da Carga

7 Geração Distribuída 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.

8 Repasse dos Custos de Aquisição da Energia 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 Valor Anual de Referência - VR = média ponderada dos leilões "A-5" e "A-3

9 Planejamento Ótimo da Operação OBJETIVO: Minimizar custo total, do presente ao futuro, através de decisões de: Geração térmica e hídrica Intercâmbio entre regiões Corte de carga 9

10 Minimização dos custos totais Custo Total = Custo Futuro + Custo imediato V Volume Deplecionar Custo imediato: Baixo Custo futuro: Alto C Custo Tempo 10

11 Minimização dos custos totais Custo Total = Custo Futuro + Custo imediato V Usar térmica Custo imediato: ALTO Custo futuro: Baixo C Tempo 11

12 Minimização do custo total $ Custo Total = Custo Futuro + Custo Imediato Custo Imediato Atende à carga com água Volume: ZERO Custo imediato: ZERO Custo futuro: ALTO volume a 0% volume a 100% Custo Futuro Atende à carga com óleo Volume: 100% Custo imediato: ALTO Custo futuro: BAIXO Volume para mínimo custo total 12

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 13

14 Modelos Computacionais Dados de entrada relativos a geração hidráulica Séries históricas de vazões afluentes Modelo Horizonte 5 anos Discretização mensal NEWAVE Sistema agregado Dados de saída 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 1 ano Discretização semanal DECOMP Representação Individualizada Horizonte 5 semanas Discretização horária ria DESSEM Representação Individualizada DESPACHO HIDROTÉRMICO RMICO e CÁLCULO DO PREÇO O SPOT 14

15 O ONS e a Segurança do Suprimento Elétrico e Energético Segurança/ continuidade do suprimento de energia elétrica Minimiza probabilidade de racionamentos Segurança elétrica Minimiza probabilidade de blecautes Gestão otimizada do armazenamento dos grandes reservatórios Despacho otimizado das termoelétricas Despacho térmico devido a razões elétricas Operação da Rede Básica de Transmissão Integração Eletroenergética Nacional SIN Ganhos sinérgicos Integração Supranacional Complementar

16 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 Investimento evitado de R$ 68 Bi

17 Capacidade Instalada (2009) Fontes Total (MW) % Hidráulica ,7 Térmica ,8 Nuclear ,9 Fontes Alternativas ,4 Potência instalada ,9 Importação Itaipu ,1 Total ,0

18 Leilões de energia nova (convencionais) Ano Modo Renováveis Fósseis Total MWmed MWmed MWmed A A A A A A A Total % 27,1 72,9 100

19 Leilões especiais de energia nova (alternativas, reserva e estruturantes) Ano Modo Renováveis Projetos MWmed 2007 Renováveis Biomassa Santo Antonio Jirau Eólica Total

20 Ano Energia contratada nos leilões de geração de energia nova ( ) Modo Número de projetos Fontes de Geração Renováveis Fósseis Total Energia Contratada (MW médios) Número de projetos Energia Contratada (MW médios) Número de projetos Energia Contratada (MW médios) A A Renováveis A A Biomassa A A Santo Antonio Jirau A Eólica Total % 72,8 52,9 27,2 47,1 100,0 100,0

21 Potência Hidrotérmica Contratada e em Construção a 2013 (MW) Fonte Ano N Projetos Total % UTE ,39 Gás natural ,11 Óleo comb B1/diesel ,95 Carvão mineral ,18 GNL ,38 Óleo diesel ,78 UHE ,61 Total ,00

22 Expansão da Geração com Renováveis - Contratadas e em Construção (MW) Programas Anos Total % PROINFA ,9 Biomassa ,0 PCH ,1 Eólica ,2 Leilões ,1 Biomassa ,0 PCH ,8 Eólica ,3 Total ,0

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 Preço de venda: R$ 99,48/MWh

24 Leilões 2010: previstos Leilão de reserva (25/08/2010): 478 usinas cadastradas 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 MW Eólicas e Biomassa: R$167,00/MWh; PCHs: R$ 155/MWh.

25 Carga atual e futura 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) Gás de Processo 1% Óleo Combustível 3% carvão 1% Gás Natural 8% Nuclear 2% Óleo Diesel 1% PCH 4% Biomassa 5% Eólica 1% Hidro 74% Hidro Nuclear Gás Natural carvão Óleo Combustível Óleo Diesel Gás de Processo PCH Biomassa Eólica

27 Composição da Capacidade Instalada (2019) Óleo Combustível 5% Gás de Processo 0% Óleo Diesel 1% carvão 2% Gás Natural 7% PCH 4% Biomassa 5% Eólica 4% Nuclear 2% Hidro 70% Hidro Nuclear Gás Natural carvão Óleo Combustível Óleo Diesel Gás de Processo PCH Biomassa Eólica

28 Emissões dos GEE do setor elétrico - MtCO 2 eq MtCO 2e Setor elétrico

29 Distribuição das Emissões de GEE no Setor Energético

30 Potencial técnico excedente de bagaço para o SIN ( ) Palha e ponta: 9 a 14 GWmed adicionais

31 Outras biomassas Resíduos urbanos: Digestão anaeróbica: MW Biogás de aterrro: MW Incineração: MW Ciclo combinado otimizado: MW Resíduos da silvicultura: MW Florestas energéticas e capim elefante

32 50 m (Fonte: CEPEL) 143 GW

33 100 m (Fonte: Moss, H) > 500 GW

34 50 X 100 (Fonte: Moss, H) RS: 50m => 15,8 GW; 100m => 115,2 GW

35 Potencial Hidrelétrico por Bacia (MW)

36

37 Radiação Direta

38 Potencial de utilização da energia solar SIGFI s: COELBA (30.000) Várias outras concessionárias em estudo GT-GDSF Estádios da Copa Aquecimento Solar: Cidades Solares

39 Potencial de conservação de eletricidade Consumo (1) Consumo sem conservação (GWh) Energia conservada (GWh) Energia conservada (%) 0,6 1,8 3,2 Consumo com conservação (GWh)

40 Potencial para geração a partir de gás natural e energia nuclear (2030) Disponibilidade de gás natural para a geração de eletricidade Potência instalável em MW Total milhões de m 3 /dia milhões de m 3 /dia Cenário Volume de Reservas Poten cial Total Potencial de Novas Usinas t U 3 O 8 MW MW Unidades

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 GW med GW max R$/MWh Carga (2019) 85,2 104,9 Hidro ,48 PCH 6 144,00 Bagaço ,60 Eólica > ,39 Gás natural 9,8-21,2 145,00* OC: R$ 144,7/MWh* e Carvão: R$ 140,00/MWh* * Não incluídos os custos de combustível

43 Impactos da produção de eletricidade com fontes renováveis Redução da emissão de GEE, particularmente CO 2, mas também CH 4 Manutenção da tradição de uma matriz elétrica limpa Redução da emissão de outros poluentes mais tradicionais: SO 2, NO x, etc. Consolidação do ciclo virtuoso: aumento da escala => barateamento dos custos de instalação => aumento da sua utilização pela maior competitividade

44 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: hidro-eólica (NE) e hidrobiomassa (SE)

45 Impactos negativos da produção de eletricidade com fontes renováveis Maior dependência de fontes não despacháveis Aumento do preço final da energia

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 Maior participação das fontes renováveis

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 Quioto

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 no Setor

49 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 Cap-and-trade no gerador ou na distribuidora

50 Conclusões Aumento de emissões: 26 => 51 MtCO2 eq, em 2019 Oportunidades de substituição (cenário PDEE ): 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

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