Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural no Brasil para Geração de Energia Elétrica

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1 Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural no Brasil para Geração de Energia Elétrica 2º Workshop Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento 25 de julho de

2 Sumário Revisão Bibliográfica: Levantamento e análise do estado da arte e da regulamentação (RT 1) Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3) Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5) Próximos passos e considerações finais 2

3 Sumário Revisão Bibliográfica: Levantamento e análise do estado da arte e da regulamentação (RT 1) Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3) Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5) Próximos passos e considerações finais 3

4 Itens analisados Revisão bibliográfica sobre a integração gás-eletricidade, com destaque para a experiência internacional no tema. Histórico da inserção a gás natural no Brasil, identificando as dificuldades ocorridas no período. Aspectos regulatórios do setor elétrico referentes às termelétricas a gás natural. Entraves para a inserção termelétrica a gás natural no Brasil. Resultados acadêmicos desta etapa: Arina Anisie, Natural Gas Pricing and Competitiveness: The impact of natural gas prices upon the industry s dynamics, Master thesis, Erasmus Mundus Joint Master in Economics and Management of Network Industries, UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS, Rudnick, H., Barroso, L.A., Cunha, G., Mocarquer, S., Electricity and gas in Latin America: opportunities and challenges, IEEE Power and Energy Magazine, August 2014, Forthcoming 4

5 Principais conclusões Coordenação operativa Dificuldades estão na conciliação entre os despachos dos dois setores, que na maioria dos países são realizados de maneira não integrada. Despachos ótimos sob a ótica do setor elétrico podem não ser viáveis sob o ponto de vista da rede de gás natural, e vice-versa Mínimo custo global não é atingido O principal mecanismo para conciliar a operação dos dois setores é a contratação firme da capacidade dos gasodutos por parte das termelétricas ou a criação de um operador nacional de gás que atuaria em coordenação com o operador do setor elétrico. Para termelétricas para atendimento a ponta, os mecanismos de mercado não são suficientes para tornar esta contratação firme economicamente viável. 5

6 Principais conclusões Planejamento da expansão O maior desafio está em coordenar a expansão da rede de transmissão e a rede de gasodutos. Novos gasodutos são geralmente construídos apenas quando carregadores fornecem compromissos suficientes para assumir contratos de fornecimento firme para respaldar novos investimentos. Em diversos casos as distribuidoras de gás natural são as únicas que firmam contratos firmes de capacidade e o fazem apenas para o mercado não-termelétrico, não justificando a construção de gasodutos para viabilizar a construção de termelétricas. 6

7 Principais conclusões Setor Elétrico Brasileiro: operação Termelétricas despachadas sem considerar as restrições do setor de gás natural referentes à capacidade de escoamento nos gasodutos ou à falta do insumo. Coordenação com o setor de gás através de: obrigações contratuais, penalidades e da representação das usinas considerando as indisponibilidades observadas no caso de falta de combustível. A regulamentação setorial considera uma série de flexibilidades operativas com o objetivo de melhor acomodar as restrições do setor de gás natural. Estas flexibilidades somente são possíveis devido à característica de regularização plurianual dos reservatórios. 7

8 Principais conclusões Setor Elétrico Brasileiro: expansão (1/2) Durante o triênio os leilões de energia nova contrataram apenas usinas termelétricas a gás natural do PPT já existentes ou em construção na data do certame. As novas usinas foram contratadas apenas a partir de Cerca de 2000 MW de capacidade térmica foram contratados e serão efetivamente construídos. Entraves regulatórios para a expansão: (i) comprovação de reservas de gás natural para respaldar os pré-contratos; (ii) comprovação de reservas de gás natural para o despacho na base; e (iii) comprovação de gás natural durante todo o horizonte do contrato. Foram apresentadas propostas para contornar estes entraves. 8

9 Principais conclusões Setor Elétrico Brasileiro: expansão (2/2) Dicotomia entre os objetivos dos setores de EE & GN: Flexibilidade para aproveitar o custo de oportunidade do preço spot vs Take-or-pay para remunerar os investimentos fixos de E&P É apresentado a seguir um modelo de otimização dos parâmetros do GSA para maximizar a competitividade da termelétrica, considerando esta dicotomia. 9

10 Sumário Revisão Bibliográfica: Levantamento e análise do estado da arte e da regulamentação (RT 1) Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3) Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5) Próximos passos e considerações finais 10

11 Questão chave Alternativas para garantir a remuneração mínima do produtor de GN 4 US$/MMBTU Fixo = 3 US$/MMBTU ToP = 0% Molécula = 10 US$/MMBTU Fixo = 1 US$/MMBTU ToP = 50% Molécula = 5 US$/MMBTU Fixo = 0 US$/MMBTU ToP = 100% Molécula = 4 US$/MMBTU Ok, se o fator de despacho = 10% Ok, se o fator de despacho = 60% Ok, se o fator de despacho = 100% Qual a melhor alternativa? 11

12 Objetivo do modelo Calcular o vetor de parâmetros do contrato de gás natural que maximize a competitividade da termelétrica (minimize o ICB), considerando a remuneração mínima requerida pelo investidor termelétrico e a remuneração mínima requerida pelo produtor de gás natural. Parâmetros do GSA otimizados: Preço da molécula Nível de Take or Pay Pagamento fixo (Ship or Pay) 12

13 Formulação Minimização do ICB s.a. Receita fixa da termelétrica Receita fixa referente ao combustível E = ;, Receita fixa referente a outros para garantir rentabilidade a um nível de risco M = N = I = =,,, GF, COP, CEC e ICB Custo real de combustível, Margem mínima do produtor de gás natural a um nível de risco 13

14 Representação de aversão ao risco As medidas de risco e implementadas no modelo, associadas ao produtor de gás natural e ao investidor, respectivamente, são: E 1 CVaR % VP da renda do supridor de gás natural em cada cenário hidrológico E 1 CVaR % VP da receita fixa do gerador em cada cenário hidrológico Valor alfa foi definido como 5% Perfil de risco do produtor de gás e do gerador definido a partir do parâmetro 14

15 O OPTGSA A formulação apresentada anteriormente foi implementada no modelo OPTGSA Estratégia de solução: encontrar a melhor combinação de parâmetros variáveis (CVU e Take or Pay) para otimizar o ICB do leilão através de um processo de otimização iterativo por inspeção. O problema possui como não-linearidades: (i) o cálculo da garantia física, (ii) a relação entre os despachos e o custo declarado; (iii) o cálculo do ICB; (iv) e o preço do gás natural. 15

16 Exemplo de não-linearidades 100% 90% Fator K (R$/MWh) GF (% potência disponível) 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% CVU (R$/MWh) 0% 20% 40% 60% 0% 20% 40% 60% 80% 20 80% CVU (R$/MWh) 16

17 OPTGSA: fluxo de dados 17

18 OPTGSA: exemplo de telas 18

19 Premissas para a termelétrica Receita Fixa ( ) considera premissas do projeto padrão da PSR para termelétrica a gás natural ciclo-combinado O valor ficou em 50 R$ por MWh de potência disponível 50 a 87 R$/MWh dependendo do nível de CVU e ToP GN Ciclo Combinado Investimento O&M Fixo O&M Variável Heat Rate (no PCS) Heat Rate considerando impostos e encargos (no PCS) US$/kW Inst 35 R$/kW ano 5 R$/MWh 6,8 MMBTU/MWh 8,8 MMBTU/MWh 1 Premissas: ICMS de 5%, PIS/COFINS de 9,25%, margem da distribuidora de 1 R$/MMBTU, consumo interno de 2,5% e perdas na rede básica de 2,5%. Outros: taxa de desconto de 12% a.a. em termos reais; nível de confiança % de 5%.; neutro ao risco ( 0) e avesso ao risco ( 0,5). 19

20 Alternativas de modelagem de supridor de gás Comercializadores: representa o preço do gás natural no mercado e a margem mínima de comercialização. Produtores com mercado interruptível: representa o custo do combustível substituto e a margem necessária para interromper um consumidor de outro segmento. Produtores independente de gás natural: representa o custo variável de produção de gás natural (tende a ser pequeno) e representa a margem para remunerar a atividade de E&P. Importadores de GNL: representa o preço do GNL no mercado internacional e representa a receita mínima necessária para remunerar o terminal de regaseificação. Casos analisados 20

21 Produtor Independente de Gás Premissas supridor de gás Resultado da inspeção - Custo de Gás = 0 US$/MMBTU - Margem Mínima = 4 US$/MMBTU - Avesso a Risco Resultado da otimização - CVU Real = 50 R$/MWh - CVU Declarado = 50 R$/MWh - Preço do Gás = 2,42 US$/MMBTU - ToP = 80% - SoP (100%) = 1,64 US$/MMBTU - ICB = 128,80 R$/MWh ICB (R$/MWh) CVU (R$/MWh) 0% 20% 40% 60% 80% Mínimo Obs: a análise considera despacho termelétrico com base em caso estático (CME = 102 R$/MWh) 21

22 Importador de Gás Premissas supridor de gás Resultado da inspeção - Custo de Gás = 6 US$/MMBTU - Margem Mínima = 1 US$/MMBTU - Avesso a Risco Resultado da otimização - CVU Real = 110 R$/MWh - CVU Declarado = 110 R$/MWh - Preço do Gás = 5,66 US$/MMBTU - ToP = 0% - SoP (100%) = 1,21 US$/MMBTU - ICB = 148,39 R$/MWh Obs: a análise considera despacho termelétrico com base em caso estático (CME = 102 R$/MWh) 22

23 Outros exemplos de resultados Caso Estático CME = 122 R$/MWh Caso Custo GN US$/MMBTU Receita Produtor US$/MMBTU Perfil Produtor GN Perfil Gerador ICB R$/MWh CVU Real R$/MWh CVU Declarado R$/MWh ToP (%) Preço variável US$/MMBTU Preço fixo US$/MMBT Avesso Avesso Avesso Avesso Caso Dinâmico 23

24 Conclusões Para um produtor independente de Gás, o ótimo é declarar CVU reduzido e Take or Pay elevado Para um importador de Gás, o ótimo é declarar CVU mais elevado e Take or Pay nulo Diferença no CME não altera significativamente os resultados Neutralidade ao risco pode diminuir o ICB e gerar incentivo para que o gerador declare um CVU diferente do CVU Real Nos casos de aversão ao risco, porém, isso não ocorre, sendo mais interessante para o gerador declarar um CVU igual ao real. Prova teórica é apresentada no relatório 24

25 Análise de Sensibilidade aos Preço de Combustível Produtor Independente de Gás Premissas supridor de gás Resultado da inspeção - Custo de Gás = 0 US$/MMBTU - Margem Mínima = 8 US$/MMBTU - Avesso a Risco Resultado da otimização - CVU = 50 R$/MWh - Preço do Gás = 2,42 US$/MMBTU - ToP = 80% - SoP (100%) = 5,64 US$/MMBTU - ICB = 204,22 R$/MWh Obs: a análise considera despacho termelétrico com base em caso estático (CME = 108 R$/MWh) 25

26 Análise de Sensibilidade aos Preço de Combustível Importador de Gás Premissas supridor de gás Resultado da inspeção - Custo de Gás = 12 US$/MMBTU - Margem Mínima = 2 US$/MMBTU - Avesso a Risco Resultado da otimização - CVU = 120 R$/MWh - Preço do Gás = 6,19 US$/MMBTU - ToP = 0% - SoP (100%) = 5,35 US$/MMBTU - ICB = 256,58 R$/MWh Obs: a análise considera despacho termelétrico com base em caso estático (CME = 108 R$/MWh) 26

27 Sumário Revisão Bibliográfica: Levantamento e análise do estado da arte e da regulamentação (RT 1) Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3) Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5) Sazonalização Externalidades Próximos passos e considerações finais 27

28 Tratamento da inflexibilidade no ICB Apenas biomassa pode sazonalizar para fins de cálculo de CEC Para as demais termelétricas, é declarado um único valor de inflexibilidade que é válido para todo o ano. Usina de potência instalada igual a 100 MW que possui GSA com ToP de 40%, declara uma inflexibilidade de 40 MW médios. Cálculo das componentes do ICB considera despacho mínimo de 40 MW médios durante todos os meses, independente da condição hidrológica e dos custos marginais de operação. 28

29 É interessante sazonalizar a inflexibilidade? Sim...para gerador... Existem aspectos técnicos e comerciais que justificam...dependendo do caso para o produtor de gás natural... e.g. importação de GNL...para o sistema e para o consumidor... Se beneficiam com inflexibilidade no momento de PLD elevado Redução de vertimento...e a regulamentação atual permite. Resolução Normativa nº 179, de 08 de dezembro de 2008 Previsão de sazonalização explicitada no CCEAR 29

30 Tratamento do CVU no ICB Cálculo do CVU através da metodologia do fator i A operação da usina é simulada considerando um CVU estrutural flat ao longo de todos os meses do ano. Não captura sazonalidade do preço internacional e nem a possibilidade de preços de combustível distintos ao longo do ano Seriam traduzidos em fatores i diferentes para cada mês 30

31 É interessante sazonalizar o CVU? Sim...dependendo do caso para gerador... CVU menor no período seco...dependendo do caso para o produtor de gás natural... e.g. importação de GNL...para o sistema e para o consumidor dependendo do caso... CVU menor no período seco...mas a regulamentação atual não permite. 31

32 Proposta de aperfeiçoamento A regulamentação para a sazonalização da inflexibilidade já existe, faltando apenas a sua representação no cálculo das componentes do ICB. Necessário apenas que o gerador informe antes do leilão a inflexibilidade por mês, como é feito com a biomassa com CVU nulo. Para representar a sazonalidade do CVU seria necessário permitir a declaração de fatores mensais, que seriam traduzidos em CVU estruturais mensais. Não haveria necessidade alterar as fórmulas para o cálculo das componentes do ICB. 32

33 Premissas Valores Sazonais e de Referência para CVU e ToP: CVU Referência = 100 R$/MWh e ToP Referência = 40% % 90% % CVU (R$/MWh) casos analisados que combinam diferentes níveis de sazonalidade 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% Take or Pay 0 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Mês CVU Referência CVU Sazonal ToP Referência ToP Sazonal 0% 33

34 Produtor Independente de Gás Premissas supridor de gás Resultado da inspeção - Custo de Gás = 0 US$/MMBTU - Margem Mínima = 4 US$/MMBTU - Avesso a Risco Resultado da otimização Tipo de Sazonalização ICB ótimo Sem sazonalização Com sazonalização do ToP Com sazonalização do CVU (10%) Com sazonalização do CVU (20%) Com sazonalização do ToP e do CVU (10%) Com sazonalização do ToP e do CVU (20%) Obs: a análise considera despacho termelétrico com base em caso estático (CME = 108 R$/MWh) 34

35 Importador de Gás Premissas supridor de gás Resultado da inspeção - Custo de Gás = 6 US$/MMBTU - Margem Mínima = 1 US$/MMBTU - Avesso a Risco Resultado da otimização Tipo de Sazonalização ICB ótimo Sem sazonalização Com sazonalização do ToP Com sazonalização do CVU (10%) Com sazonalização do CVU (20%) Com sazonalização do ToP e do CVU (10%) Com sazonalização do ToP e do CVU (20%) Obs: a análise considera despacho termelétrico com base em caso estático (CME = 108 R$/MWh) 35

36 Sumário Revisão Bibliográfica: Levantamento e análise do estado da arte e da regulamentação (RT 1) Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3) Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5) Sazonalização Externalidades Próximos passos e considerações finais 36

37 Metodologia atual de precificação dos leilões Elaborados a partir de visão conceitual simplificada comparação com base no R$/MWh de garantia física Ao longo do tempo foram criadas várias regras e critérios ad hoc regra para separação da demanda entre hídrica e térmica leilões específicos para determinadas tecnologias limites máximos para o CVU de usinas térmicas Regras e critérios introduzidos em função da percepção de que os resultados dos leilões precedentes não atenderiam a algumas diretrizes (implícitas) de política energética há questões profundas ainda não resolvidas 37

38 Como valorar atributos de tecnologias? O P&D da ANEEL PD /2012 propõe duas alternativas: Explicitamente (no ICB) x Implicitamente (definição de quotas) Comparação correta nos leilões Definição do montante para leilões específicos Leilão PCH Leilão UTE Leilão EOL Avaliação Atributos Exemplo de valoração explícita de atributo As restrições atuais nos leilões de inflexibilidade ( 50%) para térmicas Exemplo de valoração implícita 2º Leilão A-5 de 2013 por fonte 38

39 Impacto na otimização do GSA A análise dos atributos das termelétricas a gás natural foi realizada considerando um Leilão por custo de atributo Inclui o custo de outros atributos além do CEC, COP e delta K. O modelo OPTGSA será utilizado para minimizar este novo ICB. Cálculo do ICB passa a ser: I = Será utilizada a metodologia desenvolvida no P&D da ANEEL PD /2012 para calcular os custos dos atributos. 39

40 Atributo despachabilidade: premissa Inclusão de um handicap subtraído ao valor do ICB calculado a partir da quantificação e da valoração do atributo despachabilidade Dois casos considerados: CME d = 15 R$/MWh e CME d = 45 R$/MWh 40 Handicap para CME d = 45 R$/MWh Handicap (R$/MWh) CVU (R$/MWh) 0% 20% 40% 60% 80% 40

41 Despachabilidade Produtor Independente de Gás Resultado da inspeção Sem handicap de despachabilidade Com handicap de despachabilidade (CME d = 45 R$/MWh) Premissas supridor de gás - Custo de Gás = 0 US$/MMBTU - Margem Mínima = 4 US$/MMBTU - Avesso a Risco Obs: a análise considera despacho termelétrico com base em caso estático (CME = 108 R$/MWh) 41

42 Despachabilidade Importador de Gás Resultado da inspeção Sem handicap de despachabilidade Premissas supridor de gás Com handicap de despachabilidade (CME d = 45 R$/MWh) - Custo de Gás = 6 US$/MMBTU - Margem Mínima = 1 US$/MMBTU - Avesso a Risco Obs: a análise considera despacho termelétrico com base em caso estático (CME = 108 R$/MWh) 42

43 Conclusões Para um produtor independente de Gás, a sazonalização dos parâmetros considerados não causa impacto significativo Para um importador de Gás, todos os tipos de sazonalização reduzem de maneira significativa o valor do ICB, sendo o caso totalmente sazonal (CVU em 20% e Take or Pay concentrado) o mais competitivo de todos No ponto ótimo, por exemplo (CVU = 110 R$/MWh), o ICB cai de 167,71 R$/MWh para 153,31 R$/MWh, o que equivale a uma redução de 8,6%. Inclusão do handicap de despachabilidade beneficia usinas totalmente flexíveis, reduzindo o incentivo para que o gerador declare valores elevados de Take or Pay 43

44 Sumário Revisão Bibliográfica: Levantamento e análise do estado da arte e da regulamentação (RT 1) Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3) Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5) Próximos passos e considerações finais 44

45 Benefício das termelétricas na operação Análise e diagnóstico da regulamentação atual de representação das térmicas nos modelos de despacho e penalização, onde as restrições de gás são consideradas de acordo com as falhas de suprimento no passado. Análise da incorporação no modelo de programação da operação energética do sistema das contingências ou restrições temporárias de produção e transporte de gás natural de forma a representar um despacho integrado gás-eletricidade. Análise dos benefícios da representação integrada gás-eletricidade, considerando aspectos técnicos e comercias (e.g. Take or Pay), de forma mais precisa, visando o despacho otimizado dos dois sistemas. 45

46 Benefício das termelétricas na operação Etapas Benefício das térmicas na operação - Desenvolvimento Teórico Benefício das térmicas na operação - Implementação Avaliação da estrutura e regra dos Leilões de Energia Nova Meses Status Em andamento Não iniciada Não iniciada Workshop Implantação da Metodologia e Treinamento Avaliação da estrutura e regra dos Leilões de Energia Nova - Ano 2 Workshop Relatório Final e Artigo Técnico Coordenação e gestão - Ano Avaliação da regulação conjunta gás e eletricidade Coordenação e gestão - Ano 1 e 2 Não iniciada Não iniciada Não iniciada Não iniciada Não iniciada Em andamento 46

47 Obrigado www,psr-inc,com