Política energética nacional: prioridades e implicações no planejamento da oferta e no modelo setorial São Paulo, 22 de agosto de 2017

Transcrição

1 Política energética nacional: prioridades e implicações no planejamento da oferta e no modelo setorial São Paulo, 22 de agosto de 2017 Amilcar Guerreiro Diretor de Estudos de Energia Elétrica

2 Agenda Prioridades da política energética nacional Implicações no planejamento da oferta (o PDE 2026) Implicações no modelo setorial (a CP # 33)

3 Prioridades da política energética nacional

4 Objetivos do planejamento da expansão SUSTENTABILIDADE SOCIOAMBIENTAL Ministério 4 de Minas e Energia

5 Objetivos do planejamento da expansão Preços e tarifas adequados Oferta tempestivamente adequada Baixa dependência energética SUSTENTABILIDADE SOCIOAMBIENTAL Minimização dos impactos ambientais Controle de emissões de gases de efeito estufa Ministério 5 de Minas e Energia

6 Objetivos do planejamento da expansão Fontes mais competitivas Fontes próprias de energia Tempestividade da expansão SUSTENTABILIDADE SOCIOAMBIENTAL Aperfeiçoamento dos programas ambientais Prioridade para fontes não emissoras Ministério 6 de Minas e Energia

7 Elementos básicos da estratégia da política energética nacional Eficiência energética e geração distribuída Reciclagem e aproveitamento de resíduos Energias renováveis uhe Complementação térmica eólica solar biomassa

8 Mas, além disso, deve-se mirar o setor elétrico do futuro? Condições de contorno: tecnologia e aspectos socioambientais Do lado da OFERTA: Tecnologias de geração com custos variáveis de produção muito baixos e elevada variabilidade de produção Do lado da DEMANDA Recursos energéticos distribuídos, resposta pela demanda e carros elétricos Tecnologias de medição avançada e de comunicação bidirecional CONSUMIDOR AGENTE CLIENTE

9 E, nesse cenário, é necessário: Antecipar os ajustes regulatórios Desenvolver novos procedimentos de planejamento e operação Desenvolver análises mais sofisticadas e com maior granularidade (metodologia e modelagem) Flexibilidade e Armazenamento são palavras chave!

10 Implicações no planejamento da oferta (o PDE 2026)

11 Questões chave na expansão da oferta a longo prazo Expansão hidrelétrica Preço da energia Mudanças climáticas (emissões CO 2 ) Efeitos da inserção de renováveis no sistema Eficiência energética

12 Menor expansão hidrelétrica e mudanças climáticas significarão... maior expansão de renováveis necessidade de potência complementar maior expansão termelétrica necessidade de flexibilidade (gestão da oferta) Ministério 12 de Minas e Energia

13 Plano Decenal de Expansão de Energia 2026 (PDE 2026) DIRETRIZES BÁSICAS Plano é indicativo e deve oferecer sinalização econômica adequada Plano é pautado pelo equilíbrio entre oferta e demanda Plano busca a expansão ótima (minimização custo total: expansão + operação) Plano introduz discussão de visões de futuro Na elaboração do Plano considera-se respeito aos contratos e os condicionantes de política energética ESTÁGIO ATUAL Estudos concluídos Sob consulta pública (até 16/08/2017)

14 PDE 2026: Configuração inicial e expansão contratada Potência instalada (2016) 148,4 GW Renováveis 28,8 19,4% Térmicas 20,9 14,1% Nuclear 2,0 1,3% Hidráulicas 96,7 65,2% Expansão contratada Hidráulicas 12,5 GW Renováveis 10,9 GW Térmicas 2,5 GW Nuclear 1,4 GW TOTAL 27,3 GW

15 PDE 2026: Oferta (existente + contratada) x Demanda GWmed Carga de energia: cenário recuperação Oferta existente + contratada Carga de energia: cenário referência

16 PDE 2026: Expansão acumulada da oferta renováveis 7,9 GW adicionais em ,0 GW Referência 31,4 30,0 Recuperação 26,4 Expansão hidráulica 23,5 25,0 acumulada em 2026 (a partir de 2023) 1,3 GW (1,5 GW) 21,5 Expansão térmica 19,9 20,0 acumulada em 2026 (a partir de 2023) 2,7 GW (3,1 GW) 16,5 16,2 15,0 12,5 11,5 10,0 8,8 6,6 5,3 5,0 2,0 2,

17 Perspectivas do planejamento de longo prazo Com o crescimento das fontes renováveis não despacháveis, a indicação é de necessidade de geração de base e de potência complementar ASSUMPTIONS POTÊNCIA COMPLEMEN TAR E ARMAZENA- MENTO NUCLEAR GÁS NATURAL CARVÃO Fonte: EPE

18 Indicação de potência complementar no PDE ,0 18,0 16,0 GW Referência Recuperação 17,4 17,7 14,0 12,0 12,1 12,2 12,2 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 8,5 8,0 6,5 4,3 3,1 2,5 1,

19 Desafios a serem enfrentados Participação crescente das fontes renováveis não controladas Fontes renováveis não controladas: eólica, solar fotovoltaica, hidráulicas a fio d água, geração distribuída Novo serviço demandado: energy storage Segundo a Coppers Development Association Inc., nos próximos anos até 300 GW serão instalados, significando investimentos entre US$ bilhões. "Market drivers são: segurança energética; expansão de smart grid; crescimento das fontes renováveis e da geração distribuída e políticas governamentais, incentivos e regulação Opções disponíveis: hidrelétricas reversíveis baterias geradores/motores de partida rápida CSP (concentrated solar power)

20 Implicações no modelo setorial (a CP #33)

21 Implicações para o modelo setorial brasileiro Aperfeiçoamento do modelo setorial na pauta Tendo em vista o cenário descrito é preciso preparar o setor elétrico para enfrentar os desafios que se apresentam O modelo setorial atual cumpriu seu papel mas está baseado em hipóteses que não se verificam mais: o país se beneficiou de uma matriz única no mundo, mas a matriz mudou e estamos ficando mais parecidos com os outros. Há muitos legados que demandarão novas soluções e processos de transição: Contratos de longuíssimo prazo com riscos completamente diferentes. Mecanismos ad hoc legados, exemplo é a repactuação do risco hidrológico. Cotas de garantia física Há serviços que outrora não eram demandados explicitamente mas que exigirão formatação adequada inédita no Brasil

22 Como enfrentar esses desafios? Pontos de consenso Incentivar as decisões eficientes dos agentes, como vetor para garantir economicidade, segurança e sustentabilidade do suprimento. Indicar os sinais econômicos adequados, como vetor de alinhamento entre incentivos individuais e interesse sistêmico. Estabelecer alocação adequada dos riscos (probabilidade de ganhos e perdas) aos agentes, alocação ótima considerando risco-retorno e prêmios. Elementos básicos da estratégia Definir princípios, estabelecer comunicação transparente e promover o diálogo Promover medidas de aprimoramento e ações baseadas nestes princípios, reconhecendo a importância do mercado onde ele é bom (capaz de encontrar as soluções eficientes) e do planejamento onde o mercado possui dificuldades

23 PARA ONDE QUEREMOS IR: OS PRÍNCIPIOS ambiente dinâmico, adaptado a novas tecnologias, com visão de longo prazo e responsabilidades definidas 1. Respeito aos direitos de propriedade, respeito a contratos e intervenção mínima 2. Meritocracia, economicidade e eficiência (produtiva e alocativa, do curto ao longo prazo) 3. Transparência e participação da sociedade nos atos praticados 4. Isonomia 5. Valorização da autonomia dos agentes 6. Adaptabilidade e flexibilidade 7. Coerência 8. Simplicidade 9. Previsibilidade e conformidade dos atos praticados 10. Definição clara de competências e respeito ao papel das instituições

24 Estrutura da CP # 33 Princípios e Visão de futuro Grupo 1 Compromissos e Elementos de Coesão Grupo 2 Medidas de Destravamento Grupo 3 Alocação de Custos e Racionalização Grupo 4 Medidas de Sustentabilidade e Desjudicialização Considerações Finais

25 Grupo 1 Compromissos e elementos de coesão Autoprodução Redução dos limites para acesso ao mercado livre Grupo 2 Medidas de destravamento Destravamento da obrigação de contratação Regras comerciais para máximo acoplamento entre formação de preço e operação Separação de lastro e energia Grupo 3 Alocação de custos e racionalização Diretrizes e compromissos para fixação de tarifas Riscos e racionalização dos contratos regulados Grupo 4 Medidas de sustentabilidade e desjudicialização RGR para transmissão Antecipação da convergência da CDE Descotização e privatização Prorrogação de Usinas Hidrelétricas até 50MW Risco hidrológico

26 Grupo 1 Compromissos e Elementos de Coesão Autoprodução Definição legal da autoprodução Regras para apuração de encargos Limite entre autoprodução e micro e minigeração (3.000 kw) Redução dos limites para acesso ao mercado livre Velocidade de abertura gradual até atingir todo o Grupo A (75 kw) em 2028 Fronteira entre atacado e varejo fixada em kw Fim do mercado especial em 2022 aumento da liquidez e energia homogênea. (separação dos serviços de comercialização e de fio na distribuição)

27 Grupo 2 Medidas de Destravamento Destravamento da obrigação de contratação Possibilidade de redução de custos de transação na transmissão Regras comerciais para máximo acoplamento entre formação de preço e operação Possibilidade de oferta de preço para despacho e serviços ancilares, garantias com ajuste diário e preço horário até 2020, condições que estimulam formação de bolsa. Possibilidade de redução de custos de transação na geração Centralização de contratos e homogeneização de incentivos para combate a perdas, além de facilitar gestão de legados.

28 Grupo 2 Medidas de Destravamento Separação de lastro e energia Lastro: confiabilidade (bem comum pago por todos na expansão). Por exemplo: dado o critério de confiabilidade atual, lastro é a garantia física. Se o critério fosse assegurar o suprimento na pior hidrologia, o lastro seria a energia firme. Só há lastro de suprimento de energia no setor elétrico. Se houvesse critério explícito de suprimento de ponta, poderia haver um lastro de potência, etc. Energia: quantidade fisicamente produzida por cada equipamento de geração (ou consumida por cada consumidor) Valoração de atributos (redução de perdas, economia da rede, resposta ao despacho, regulação de tensão e frequência medidas que capturam externalidades - bom pra GD) Contratação por fonte continua possível (além da valoração de externalidades, preços mais granulares e potência locacional, essa medida também pode ser usada para equilibrar fim dos subsídios.)

29 Grupo 3 Alocação de Custos e Racionalização Sobrecontratação involuntária decorrente da migração de consumidores para o mercado livre Liquidação das sobras involuntárias a preços de mercado Compartilhamento do resultado para todos, como custo de transição do modelo Além disso, migrante leva a obrigação de pagar a CONTA-ACR Diretrizes e compromissos para fixação de tarifas Reforço do sinal locacional, inclusive na distribuição, e do benefício da geração próxima da carga (bom pra GD). Tarifação binômia a partir de 2021, alinhando interesses das distribuidoras e dos consumidores com geração (inserção sustentável da GD e da eficiência energética). Amparo legal para tarifas horárias (bom pra GD) Subsídios às fontes incentivadas Conversão do incentivo para modelo mais eficiente. Novas outorgas sem desconto e com prêmio pela geração. Outorgas atuais podem aderir ao modelo. Melhora acesso a consumidores maiores e reduz distorções no preço do mercado livre. Limitação temporal. Outorgas atuais usufruem de benefício até o fim do prazo. Outorgas novas teriam incentivo até 2030.

30 Grupo 3 Alocação de Custos e Racionalização Subsídios às fontes incentivadas Conversão do incentivo para modelo mais eficiente. Novas outorgas sem desconto e com prêmio pela geração. Outorgas atuais podem aderir ao modelo. Melhora acesso a consumidores maiores e reduz distorções no preço do mercado livre. Limitação temporal. Outorgas atuais usufruem de benefício até o fim do prazo. Outorgas novas teriam incentivo até Racionalização de descontos na CDE Uniformização dos descontos infralegais, permitindo comparação e exigindo contrapartida. Definição de tetos unitários e globais para despesas da CDE com esses descontos. Riscos e Racionalização dos Contratos Regulados Recuperação dos conceitos de contrato por quantidade e por disponibilidade, com preferência pela quantidade que pode ser contratada com empreendimentos híbridos. Possibilidade de rescisão de térmicas caras, preservada a segurança do sistema e avaliados os impactos tarifários.

31 Grupo 4 Medidas de Sustentabilidade e Desjudicialização RGR para transmissão Permitir que o encargo pague RBSE, desde que os valores não estejam contestados judicialmente Descotização e privatização Flexibilização comercial associada à venda de usinas cotistas mediante privatização e vedação que usinas vincendas virem cotas (concessão vencida, licita-se como PIE) Ativos ganhariam valor com novo contrato de concessão em regime de PIE. Recursos da privatização repartidos entre Eletrobras, União e Consumidores. Parcela da União financiaria revitalização do São Francisco. Antecipação da convergência da CDE Trajetórias da CDE convergindo em 2023, com benefícios para a recuperação da economia. Medida de equilíbrio com encargos de sobrecontratação por migração e contratação de lastro.

32 Grupo 4 Medidas de Sustentabilidade e Desjudicialização Prorrogação de Usinas Hidrelétricas até 50MW Uniformização das diversas figuras legais que envolvem a prorrogação dessas usinas Contrapartidas atuais inalteradas. Desjudicialização do Risco Hidrológico Aplicação da regra do GFOM desde janeiro de 2013 para toda a parcela da energia não repactuada e cujo titular não tenha ação na justiça (isonomia, segurança jurídica e técnica). Compensação com extensão de prazo (impacto zero ao consumidor). Desistência da ação com renúncia do mérito dos argumentos atuais. Parcelamento de Débitos de Ações Pendentes de Resolução 120 prestações corrigidas por SELIC para quitar débitos de ações de CDE e CNPE 3, desde que haja desistência da ação com renúncia de mérito

33 Amilcar Guerreiro Telefone: + 55 (21) Avenida Rio Branco, 1-11 o andar Centro - Rio de Janeiro Facebook: EPE.Brasil