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

Transcrição

1 Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural no Brasil para Geração de Energia Elétrica 4ª Workshop Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento 16 de março de

2 Objetivo do projeto Objetivo geral: construir uma visão sobre o mercado de gás no Brasil, propor recomendações regulatórias, político-institucionais e estruturais para assegurar o seu desenvolvimento e a interação ótima com o setor elétrico Objetivos específicos: 1. Desenvolver modelo de precificação do GN que melhor se adequa às necessidades dos dois setores 2. Pesquisar os benefícios de uma maior inserção de térmicas a Gás Natural na matriz elétrica 3. Pesquisar e desenvolver alterações regulatórias nos setores de Gás Natural e de Eletricidade para viabilizar a participação das termelétricas a Gás Natural na expansão do sistema 4. Desenvolver alterações regulatórias que permitam a contratação de geração a Gás Natural nos Leilões de Energia Nova 2

3 Produtos entregues Revisão Bibliográfica: Levantamento e análise do estado da arte e da regulamentação Modelo de integração gás-eletricidade (Obj. Esp. 1) Benefício das térmicas no planejamento (Obj. Esp. 2 e 3) Benefício das térmicas na operação (Obj. Esp. 2 e 3) Avaliação da estrutura e regra dos Leilões de EN (Obj. Esp. 2 e 4) Resultados acadêmicos: 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

4 Objetivo desta apresentação Atividades relacionadas ao objetivo específico 1: modelo de precificação do GN que melhor se adequa às necessidades dos dois setores Modelo OPTGSA Apresentar os estudos de caso finais com o modelo OPTGSA utilizando os inputs da Roland Berger Relatório Estrutura de custo e de remuneração dos supridores de gás, Fev/2015 O relatório apresenta a estrutura de custo para as alternativas de Gás Onshore/Pff-shore associado e não-associado e Importação de GNL Nesta apresentação serão mostrados estudos de caso para: Gás Offshore associado (pré-sal) Importação de GNL 4

5 Premissas para o Gás Natural A tabela abaixo apresenta as premissas para preço do gás natural, baseadas na alocação de custos do relatório da Roland Berger USD/MMBTU Pré sal GNL Produção/Compra GNL (CIF) Transporte Tratamento Regas Total Custo Fixo Custo Variável Os custos não incluem impostos Margem da distribuidora alocada no custo de O&M variável Fonte custo total pré-sal: PMAT (extraído do relatório da Roland Berger) Fonte custo total GNL: PSR É realizada sensibilidade com 11 USD/MMBTU 5

6 A contratação integrada gás-eletricidade Alternativas para cobrir os custos fixos e variáveis do pré-sal é á 7,7 US$/MMBTU Custo Fixo = 7,2; Custo Variável 0,5 Pg. Fixo = 7,2 US$/MMBTU ToP = 0% Molécula = 0,5 US$/MMBTU Pg. Fixo = 1,0 US$/MMBTU ToP = 50% Molécula = 10,8 US$/MMBTU Pg. Fixo = 3,0 US$/MMBTU ToP = 0% Molécula = 14,5 US$/MMBTU Independe do fator de despacho,,,, Ok, se o fator de despacho 60% Ok, se o fator de despacho 30%,,,, %,,,, % Cada alternativa de construção do contrato de gás (GSA) afeta de maneira diferente os parâmetros do ICB no setor elétrico 6

7 Modelo de integração gás-eletricidade: OPTGSA Objetivos Calcular parâmetros do GSA que maximize a competitividade da termelétrica (minimize o ICB), considerando as remunerações mínimas requeridas pelo investidor termelétrico e pelo supridor de gás natural. Parâmetros do GSA otimizados: Preço da molécula Nível de Take or Pay Pagamento fixo Representa comercializadores de gás, mercado interruptível, produtor de gás e importação de GNL com opções de cancelamento de cargas Considera perfil de risco dos agentes Fluxo de caixa modelado como combinação convexa de valor esperado e CVaR 7

8 OPTGSA: fluxo de dados 8

9 Casos analisados Objetivo: a partir de premissas de investimento na térmica e custos de gás, analisar a melhor estrutura de contrato de gás que maximize a competitividade da térmica para o setor elétrico, assegurando também a remuneração dos investidores nas duas indústrias Estruturas de custos de gás analisadas 1. Gás do pré-sal a. Gerador responsável pela compra do gás b. Consumidor responsável pela compra do gás c. Impacto do mercado secundário (mercado interno ou exportação de GNL) 2. GNL a. Gerador responsável pela compra do gás b. Consumidor responsável pela compra do gás c. Impacto de contrato ToP com custo para deslocamento da carga 9

10 Estudo de caso 1.a Pré-sal: gerador responsável pela compra do gás Premissas Resultado da inspeção - Remuneração investimento UTE = 50 R$/MWh* - Taxa de câmbio = 2,8 R$/US$ - Custo fixo GN = 7,2 US$/MMBTU - Custo variável GN = 0,5 US$/MMBTU Resultado da otimização GN Pré-sal Unidade Molécula 1.8 US$/MMBTU Pgmt. Fixo 6.1 US$/MMBTU ToP 80% % potência RF outros 50.0 R$/MWh RF comb R$/MWh COP 5.0 R$/MWh CEC 1.1 R$/MWh ICB R$/MWh ICB (R$/MWh) CVU Declarado (R$/MWh) 0% 20% 40% 60% 80% Mínimo - Para ToP de 40%, Pgmt. Fixo aumentaria para 6,5 US$/MMBTU e ICB para 255 R$/MWh - Opção flexível necessita de Pgmt Fixo de 7,2 US$/MMBTU, com ICB aumentando para 264 * MWh referentes a GF igual a 100% da potência disponível. Considera custo de investimento de 950 USD/kWInst 10

11 Estudo de caso 1.b Pré-sal: consumidor responsável pela compra do gás Gerador compra o gás Consumidor compra o gás ICB (R$/MWh) % 20% 40% 60% 80% Mínimo ICB (R$/MWh) % 20% 40% 60% 80% Mínimo CVU Declarado (R$/MWh) Gerador Consumidor Unidade Molécula US$/MMBTU Pgmt. Fixo US$/MMBTU ToP 80% 80% % potência RF outros R$/MWh RF comb R$/MWh COP R$/MWh CEC R$/MWh ICB R$/MWh CVU Declarado (R$/MWh) - Resultados similares no ponto ótimo (redução de apenas 2 R$/MWh no ICB) - Grande impacto nas opções mais flexíveis - Para ToP 40%, ICB R$/MWh - Para ToP 0% e CVU de 100 R$/MWh, o ICB R$/MWh 11

12 Estudo de caso 1.c Pré-sal: alternativa de mercado secundário (MS)* Premissas Resultado da inspeção - Remuneração investimento UTE = 50 R$/MWh - Taxa de câmbio = 2,8 R$/US$ - Custo fixo GN = 7,2 US$/MMBTU - Custo variável GN = 0,5 US$/MMBTU - Preço no mercado secundário = 6 US$/MMBTU - Não considera perfil de risco do consumidor do GN Resultado da otimização ICB (R$/MWh) % 20% 40% 60% 80% Mínimo Sem MS Com MS Unidade Molécula US$/MMBTU Pgmt. Fixo US$/MMBTU ToP 80% 0% % pot. Inst. GF 100% 72% % pot. Disp. RF outros R$/MWh RF comb R$/MWh COP R$/MWh CEC R$/MWh ICB R$/MWh CVU Declarado (R$/MWh) - Possibilidade de venda do gás natural para terceiros quando a térmica não está despachando permite redução da parcela fixa e alocação de mais custos na molécula - Ponto ótimo passa a ser CVU de 130 R$/MWh e totalmente flexível - ICB reduz de 247 para 192 R$/MWh - Quanto maior o preço no MS maior a redução no ICB *Mercado secundário pode ser a venda para o mercado não-térmico nacional ou a exportação por GNL 12

13 Estudo de caso 2.a GNL: gerador responsável pela compra do gás Premissas Resultado da inspeção - Remuneração investimento UTE = 50 R$/MWh* - Taxa de câmbio = 2,8 R$/US$ - Custo fixo GN = 0,7 US$/MMBTU - Custo variável GN = 13,0 US$/MMBTU Resultado da otimização GNL Unidade Molécula 9.9 US$/MMBTU Pgmt. Fixo 2.9 US$/MMBTU ToP 0% % pot. Inst. GF 46% % pot. Disp. RF outros R$/MWh RF comb R$/MWh COP 72.8 R$/MWh CEC 11.4 R$/MWh ICB R$/MWh ICB (R$/MWh) CVU Declarado (R$/MWh) 0% 20% 40% 60% 80% Mínimo - A molécula não chega a 13 USD/MMBTU devido ao limite do CVU. - A totalidade da diferença não é alocado ao Pgmt. Fixo pq no pior cenário a termelétrica despacharia 78% do tempo ao longo de 20 anos. - Para custo variável de 11 USD/MMBTU, ICB reduz para 274 R$/MWh 13

14 Estudo de caso 2.b GNL: consumidor responsável pela compra do gás Avesso ao risco Neutro ao risco ICB (R$/MWh) % 20% 40% 60% 80% Mínimo ICB (R$/MWh) % 20% 40% 60% 80% Mínimo CVU Declarado (R$/MWh) Gerador Consum. Unidade Molécula US$/MMBTU Pgmt. Fixo US$/MMBTU ToP 0% 0% % pot. Inst. GF 46% 68% % pot. Disp. RF outros R$/MWh RF comb R$/MWh COP R$/MWh CEC R$/MWh ICB R$/MWh CVU Declarado (R$/MWh) - Em todos os casos a alternativa ótima é ToP 0% - Quanto menor a aversão ao risco maior a aposta que a termelétrica não irá despachar, permitindo a oferta da molécula a um valor menor - Por exemplo, quando o consumidor é responsável pela compra do gás, haveria prejuízo somente se o fator de despacho for maior que 21% 14

15 Estudo de caso 2.c GNL: custo de deslocamento da carga Premissas - Remuneração investimento UTE = 50 R$/MWh* - Taxa de câmbio = 2,8 R$/US$ - Custo fixo GN = 0,7 US$/MMBTU - Custo variável GN = 13,0 US$/MMBTU - Inflexibilidade do supridor de GNL: 40% - Custo de deslocamento = 1 e 3 USD/MMBTU Análise - Custo de deslocamento da carga aumenta o ICB em 20 R$/MWh - Para custo de deslocamento de 1 USD/MMBTU, o ótimo continua ser declarar ToP 0% - Se o custo de deslocamento for 3 USD/MMBTU passa a ser mais atrativo ToP de 40% - As mesmas conclusões foram obtidas com o caso com consumidor comprando o gás. A diferença é que o aumento no ICB é de 11 R$/MWh Resultado da otimização Sem custo 1 USD/MMBTU 3 USD/MMBTU Unidade Molécula US$/MMBTU Pgmt. Fixo US$/MMBTU ToP 0% 0% 40% % pot. Inst. GF 46% 46% 69% % pot. Disp. RF outros R$/MWh RF comb R$/MWh COP R$/MWh CEC R$/MWh ICB R$/MWh 15

16 Análise O GSA ótimo do pré-sal possui preço da molécula baixo e ToP elevado Imposição de um limite de inflexibilidade nos leilões traz prejuízo para o consumidor final, pois maior parcela do custo deste gás necessita ser alocada no pagamento fixo do GSA Mercado secundário permitiria flexibilidade operativa e redução de ICB para o setor elétrico (depende do desenvolvimento de redes) O GSA ótimo do GNL possui preço da molécula alto e ToP nulo Parâmetros do GSA bastante influenciados por qual é o agente responsável pela compra do gás natural Se supridor de gás exigir ToP, dependendo do custo do deslocamento da carga, o ótimo ainda é declarar a termelétrica totalmente flexível 16

17 Relembrando resultados anteriores Sazonalização do ToP e do CVU Para o gás natural nacional, a sazonalização dos parâmetros considerados não causa impacto significativo Para o GNL, 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, a redução no ICB é de 8,6%. 17

18 Relembrando resultados anteriores Otimização do ToP Otimização da alocação do Take or Pay desloca a geração da usina para o período seco. A possibilidade de alocar a geração mínima necessária em um período de 1 ou 5 anos faz com que seja mais vantajoso concentrar o despacho da térmica nos períodos de CMO mais elevado. Com a otimização em 1 ano os custos operativos reduzem em 1%. Para a otimização em 5 anos os custos reduzem em 3%. Otimização da alocação do Take or Pay ao longo do ano aumenta significativamente a Garantia Física da usina. 18

19 Relembrando resultados anteriores Utilização de estocagem de gás natural Análise com o objetivo de identificar a capacidade de estocagem do reservatório de GN necessária para otimizar a operação dos reservatórios na presença de UTEs com cláusulas de ToP nos contratos de aquisição de combustível. Considerando a capacidade média dos campos depletados dos EUA (319 MMm3): seriam necessários 17 campos depletados para poder acomodar um ToP de 50% de uma UTE com MW, com 90% de probabilidade de não ocorrer "vertimentos ; um campo depletado consegue modular o despacho de uma UTE de 230 MW, com ToP de 50%, com 90% de probabilidade de não ocorrer "vertimentos". 19

20 Recomendações Aumentar o limite do CVU e da inflexibilidade nos leilões (o limite atual impõe custos adicionais para o consumidor elétrico) Para a viabilização do gás natural do pré-sal para térmicas é necessário fomentar consumos flexíveis do gás natural (mercado interno ou exportando GNL), o que permitiria redução do ICB Considerando os preços simulados de GNL, o menor ICB é atingido quando há um agente neutro ao risco responsável pela importação do insumo. Uma alternativa é transferir este papel para o consumidor de energia elétrica, ampliando assim o conceito do contrato por disponibilidade Possibilitar a sazonalização do ToP e do CVU no cálculo do ICB As análises do projeto mostram o potencial de redução de até 9% no ICB 20

21 Próximos passos Preparação do relatório final e do artigo técnico 21

22 Obrigado www,psr-inc,com