Desafio da Integração entre as Indústrias de Gás e Eletricidade no Brasil DIOGO LISBONA EDMAR DE ALMEIDA LUCIANO LOSEKANN

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1 Desafio da Integração entre as Indústrias de Gás e Eletricidade no Brasil DIOGO LISBONA EDMAR DE ALMEIDA LUCIANO LOSEKANN

2 Motivações Geração térmica na base no Brasil Nova realidade Janela de oportunidade: aproveitamento do gás doméstico Planejamento indicativo gás-eletricidade truncado Reestruturação/Abertura do setor do gás Desinvestimentos Petrobras/entrada de novos players Necessidade de maior coordenação Expansão elétrica renovável intermitente: Nova demanda por nova flexibilidade Qual o papel das térmicas no sistema em transformação? 2

3 Matriz elétrica renovável em expansão Fonte: ONS, EPE, CCEE 3

4 4x 6x RESERVA HÍDRICA SIN (212 TWh) Demanda Termelétrica Incerteza hídrica: risco estranho à indústria de óleo e gás 4

5 Dilema do Operador (Otimizador) 5

6 Flexibilidade Térmica (backup) para Otimizar Variabilidade Hídrica Baixo custo fixo, mas elevado custo variável (R$ 2 bi a.m.) Fonte: ANEEL 6

7 Novo paradigma operativo: geração térmica na base para garantir suprimento Flexibilidade Custosa e Inadequada Fonte: ONS 7

8 Não é conjuntural, é estrutural Perda gradual da capacidade de regularização Fonte: ONS 8

9 Resposta do Planejamento: contratar mais térmicas a gás Fonte: EPE 9

10 PROBLEMA: Gás doméstico com elevada inflexibilidade Fonte: MME 10

11 Fonte: MME, EPE 11

12 Expansão Térmica a Gás: alternou fases de expansão e estagnação Fonte: MME 12

13 Entraves às térmicas a gás Inflexibilidade máxima permitida de apenas 50% Exigência, para todas térmicas candidatas, de comprovação de reserva para lastro de combustível para despacho integral por todo o contrato Não se admite consórcio de supridores Penalidades não diferenciam indisponibilidades conjunturais de estruturais Externalidades positivas não são contabilizadas na seleção dos projetos (localização, despachabilidade, etc.) Planejamento truncado: PDE indicativo, PEMAT determinativo

14 Custos da disponibilidade/flexibilidade refletidos no preço do gás natural Considerando: consumo específico (heat rate) de cada central, CVU da semana operativa 20/5/2016 a 27/05/2016, O&M variável de US$ 6/MWh e taxa de câmbio de R$ 3,50/US$. Fonte: MME, ONS 14

15 Planejamento da Expansão Flexibilidade térmica custosa e inadequada Entrave à integração gás eletricidade Entrave à aproveitamento do gás doméstico Riscos: debaixo do tapete da Petrobras GNL foi solução encontrada para prover flexibilidade Exposição ao mercado ao spot de GNL arriscada Expansão elétrica desconsidera risco de suprimento por volatilidade de custo de combustível e por dependência energética 15

16 Nosso Índice Custo-Benefício foi míope Expansão centralizada via leilões genéricos ICB enxerga flexibilidade e complementariedade com regime hídrico NÃO leva em conta: Despachabilidade Localização ICB não enxerga benefícios das térmicas Emissões de GEE NÃO ENXERGA RISCOS! 16

17 ICB foi solução precursora, olhou para benefícios das fontes... 17

18 Problema não está apenas em olhar só para custos, mas em escolher tecnologias alternativas e não portfólios alternativos Risco não capturado de exposição a GNL importado 18

19 E a vantagem da flexibilidade térmica? Ainda existe? Participação na geração Novas Energias Renováveis (eólica e solar) COMPROMETE EQUILÍBRIOS: ESTÁTICO: Balanço Oferta/Demanda Desafio técnico DINÂMICO: Adequação do portfólio Desafio econômico Requer maior FLEXIBILIDADE 19

20 PARA DIFERERENTES NÍVEIS DE PENETRAÇÃO DAS NER... EFEITO EQUILÍBRIO: variação da demanda residual EFEITO UTILIZAÇÃO: adequação do parque gerador residual FONTE: IEA (2014), The Power of Transformation: Wind, Sun and the Economics of Flexible Power Systems 20

21 Duck Curve: Quem vai pagar o pato da flexibilidade? FONTE: CAISO 21

22 Como garantir o suprimento? MWh Dimensionamento ótimo do parque gerador: Capacidade instalada Garantir margem de reserva Plantas/fontes com diferente fatores de capacidade horas no ano (8760) $/MWh renda de escassez banida preço-teto DD MÁX Problema clássico: missing money problem (Joskow, 2006) Em mercados de energia, limitações ao equilíbrio impedem remuneração adequada da reserva (apropriação da renda de escassez) Solução: mecanismo de remuneração de capacidade MW 22

23 E agora, com o protagonismo das NER? $/MWh Penetração massiva das NER DD MED Deprime os preços dos mercados spot Compromete remuneração de todas as centrais MW Preço deixa de incentivar novos investimentos, de remunerar ativos existentes e de sinalizar consumidores SOLUÇÃO: mecanismo de remuneração de capacidade? Solução para missing money QUANTITATIVE problem remuneração de capacidade Para prover flexibilidade, adequação depende dos recursos (capabilities), não apenas de capacidade Mecanismos são míopes para atributos dos recursos Trata-se de um novo desafio: missing money QUALITATIVE problem 23

24 Recursos de Flexibilidade Brasil já detém muitos recursos de flexibilidade 24

25 Reservatórios hídricos proveem flexibilidade (estocagem e rápida geração) 25

26 NÃO PARA O BRASIL... 26

27 Menor flexibilidade (incerteza) térmica: elo de integração gás-eletricidade Hoje: flexibilidade térmica para otimizar geração hídrica Amanhã: flexibilidade hídrica para garantir intermitência NER + Térmicas na Base: Liberam flexibilidade hidráulica Preservam reservatórios Flexibilidade Suprimento Usos múltiplos Maior despacho térmico na base permite aproveitamento dos recursos domésticos e integração entre gás-eletricidade Requer maior coordenação 27

28 Iniciativa MME Gás para Crescer Fonte: MME 28

29 Térmicas Estruturantes a Gás Natural Projeto específico: caráter estratégico e interesse público Características da Térmica Estruturante a Gás Natural Operação na base da carga (inflexibilidade > 50%) Localização adequada, para setor elétrico e para malha de gasodutos Combustível utilizado proveniente de recursos domésticos (NÃO GNL) Proposta com caráter geral, para gás onshore e offshore Confiram proposta detalhada no trabalho IBP2090_16

30 CALL FOR PAPERS OCTOBER 31, 2016 OBRIGADO! DIOGO LISBONA ROMEIRO