O Abastecimento Energético

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1 O Abastecimento Energético Forum APINE Canal Energia Rio de Janeiro, 28 de fevereiro de

2 Sumário Perspectivas de suprimento Balanço de energia firme O imbróglio do gás natural O susto de janeiro Situação atual Gerenciamento de crises Preços e tarifas Conclusões 2

3 Sumário Perspectivas de suprimento Balanço de energia firme O imbróglio do gás natural O susto de janeiro Situação atual Gerenciamento de crises Preços e tarifas Conclusões 3

4 Como se avalia a segurança de suprimento? 1. Balanço estrutural da situação de oferta e demanda. Permite separar o que é planejamento adequado e o que é sorte Um balanço equilibrado indica que o abastecimento está garantido mesmo que ocorram secas muito severas Não dependemos de São Pedro Um balanço negativo indica vulnerabilidade a secas Passamos a depender da boa vontade de São Pedro 2. Risco de racionamento: a operação do sistema é simulada para os próximos anos, supondo um grande número de cenários de vazões. A partir dos resultados das simulações, estima-se o risco e severidade das falhas de suprimento Combina os componentes estruturais e conjunturais (condições hidrológicas favoráveis ou desfavoráveis) 4

5 Potência instalada x energia firme A comparação oferta x demanda não pode ser feita em termos de potência instalada x demanda máxima Razão: hidrelétricas e térmicas de mesma potência produzem quantidades muito diferentes de energia sustentável ( Firme, medida em MWmed ) Exemplos: Hidrelétrica de Furnas: Potência de MW e Firme de 598 MWmed (Firme / Potência = 45,6%) Usina nuclear de Angra 2: Potência de MW e Firme de MWmed (92%) 5

6 Balanço oferta firme vs demanda 2008 a 2012* GWmédio Demanda de energia Oferta firme Oferta-Demanda %Dem -2.5% -1.6% 0.9% -0.6% -1.8% *Configuração de oferta e demanda do Plano mensal de Operação (PMO) de Fevereiro de 2008; crescimento da demanda = 4,7% a.a. 6

7 Oferta firme Demanda 2008 a 2012* Desequilíbrio em em Não Nãohá hátempo de de construir construirnova nova capacidade capacidade 0.5 Desequilíbrio em em Há Hátempo de de construir construirnova nova capacidade capacidade GWmédio *Configuração de oferta e demanda do Plano mensal de Operação (PMO) de Fevereiro de 2008; crescimento da demanda = 4,7% a.a. 7

8 Por que há desequilíbrio em 2008 e 2009? No No final de de 2004, a oferta de de energia firme prevista para 2008 era era MW MW médios; a demanda, MW MW médios Haveria um um excesso de de oferta de de MW MW médios, um um pouco maior do do que quea usina de de Santo Antônio, no no Rio Rio Madeira Oferta Demanda 8

9 Situação real de 2008 No No final de de 2007, a demanda prevista para 2008 caiu em em1.000 MW MW médios em emrelação à previsão feita em em2004. Portanto, o excesso de de oferta deveria aumentar. Entretanto A oferta de de geração firme foi foireduzida de de para MW MW médios*, uma perda de de cerca de de 6 mil mil MW MW médios A situação passou de de um um grande excesso de de oferta para um um déficit de de MW MW médios Oferta Demanda * Oferta firme do PMO de janeiro; em fevereiro a oferta aumentou em 500 MW médios devido a medidas emergenciais do governo (aumento de geração a óleo a antecipação de Macaé) 9

10 O que aconteceu? A oferta de energia firme prevista para 2008 é inferior à capacidade que já existia em 2004 Como o Brasil perdeu 6 mil MW médios de energia firme, (equivale à soma das duas usinas do Madeira, mais Angra 3) em três anos? Resposta: o probleminha do gás natural 10

11 Sumário Perspectivas de suprimento Balanço de energia firme O imbróglio do gás natural O susto de janeiro Situação atual Gerenciamento de crises Preços e tarifas Conclusões 11

12 Retirada de oferta devido à Argentina Em 2004, a Argentina entrou em crise de suprimento de GN. Além de interromper o suprimento para o Chile, amplamente noticiado, foi proibido o uso de GN em geração elétrica destinada à exportação de energia. Com isto, o Brasil perdeu: MW médios de energia firme da Interconexão Brasil Argentina; e 300 MW médios da usina de Uruguaiana Total: MW médios 12

13 Retirada de oferta devido à Bolívia A capacidade líquida de produção de gás da Bolívia é 34 milhões de m 3 /dia; os contratos assinados com Brasil e Argentina somam 42 MM 3 /dia Em 2007, a Bolívia interrompeu o suprimento à usina de Cuiabá; perda de 200 MW médios Os presidentes da Argentina, Bolívia e Brasil reuniram-se na semana passada para discutir, dentre outros temas, uma possível limitação do fornecimento com o objetivo de aumentar o envio de gás para a Argentina 13

14 Retirada de oferta no Brasil: antecedentes 1999: Plano Emergencial de térmicas a gás para evitar racionamento 2001: racionamento chega antes : demanda de energia não volta ao nível original; sobra gás e a Petrobras fica com as térmicas descontratadas 2002: estímulo ao consumo de gás (preço, conversão na indústria, GNV etc.); crescimento acelerado da demanda Início de 2004: ONS aciona MW de térmicas a gás na região Nordeste; 800 MW falham por falta de gás e gasodutos Meados de 2004: não há gás suficiente para atender simultaneamente as usinas termelétricas e os demais usos. Cobertor curto de cerca de 20 MM 3 /dia 14

15 Termo de compromisso Petrobras / ANEEL : Alertas da ANEEL e ONS sobre o risco das térmicas não despacharem por falta de gás Agosto de 2006: O ONS aciona as térmicas a gás; falham MW por falta de combustível (previsto em 2004) Novembro de 2006: falhas confirmadas em testes operativos Maio de 2007: assinatura do Termo de Compromisso (TC) entre Petrobras e ANEEL Oferta reduzida, mas garantida, de geração termelétrica Junho e julho de 2007: O ONS aciona as térmicas garantidas pelo TC; falha de quase toda a geração 30 de outubro de 2007: interrupção do suprimento da CEG e Comgás para atender o despacho do setor elétrico 15

16 TC: oferta firme térmica Somando estes aos aos2.300 da daargentina e da dabolívia, chega-se aos aos6 mil mil MW MW médios de de redução de de oferta firme 10 Oferta térmica GN antes TC 9 Oferta térmica GN depois do TC GW médio Para 2008, a redução de de oferta firme é MW MW médios

17 E o futuro? A regularização do suprimento de gás nos próximos anos depende do cronograma de entrada do Espírito Santo: Aumento agressivo da da produção MM3/dia

18 e do Gás Natural Liquefeito (GNL) Preocupação: o mercado internacional de de GNL está apertado Regas Liquef Milhões de m3/dia Em Em2009 a demanda potencial de de GNL será quatro vezes maior do do que que a oferta Obs: capacidade nominal máxima de regaseificação e liquefação na Bacia Atlântica e Mediterrâneo 18

19 Sumário Perspectivas de suprimento Balanço de energia firme O imbróglio do gás natural O susto de janeiro Situação atual Gerenciamento de crises Preços e tarifas Conclusões 19

20 Cálculo do risco de racionamento (1/2) O risco de se decretar um racionamento é calculado a partir de um modelo computacional que simula a operação do sistema (decisões do ONS) para diversos cenários de vazões futuras (médias, cheias, secas severas etc.) Se o cenário simulado contiver secas severas, o nível de armazenamento dos reservatórios vai caindo, até um ponto em que já não seria possível atender a demanda de energia, mesmo com todas as térmicas Neste ponto, o modelo computacional simula o corte da demanda que não pode ser atendida 20

21 Cálculo do risco de racionamento (2/2) O risco de racionamento em cada ano é dado pela proporção de cenários simulados onde o modelo computacional decidiu que era necessário cortar a demanda Exemplo: se foram simulados 2 mil cenários de vazões; e se para o ano 2010, houve corte de demanda em 200 destes cenários, o risco de déficit é 200 / 2000 = 10% 21

22 Profundidade do racionamento A profundidade, ou severidade, do racionamento (% da demanda cortada) foi classificada em três níveis: inferior a 1% da demanda média (racionamento leve, que talvez possa ser evitado por medidas como a redução de tensão); entre 1% e 5% da demanda média (racionamento moderado); superior a 5% da demanda média (racionamento severo). 22

23 Risco de racionamento visto em 23 de janeiro Risco de Decretar Racionamento 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% Leve: entre 0% e 1% da demanda Moderado: entre 1% e 5% da demanda Severo: maior que 5% da demanda Situação preocupante, pois não havia tempo para construção de nova capacidade 22.0% 20.5% 8.5% 4.5% 6.5% 7.5% 5% 0% 6.0% 9.5% * Baseado no PMO de fevereiro/2008; inclui todas as ações de antecipação de entrada de usinas / acionamento de térmicas a óleo anunciadas pelo governo 23

24 O que significam esses riscos? O período chuvoso na maior parte do SIN* vai de meados de novembro a meados de abril Isso quer dizer que no início de maio já se sabe se haverá necessidade de racionamento ou não no resto do ano o que significa que em maio a probabilidade de racionar no resto do ano é 0% ou 100% Enquanto ela não atinge o valor zero ou 100%, ela varia com a evolução das chuvas, da oferta e da demanda * Sistema Interligado Nacional 24

25 Por que o risco estava alto? As vazões de 2007 foram excepcionalmente secas? Não. Embora a seca recente na região Nordeste seja de fato severa, a energia afluente total ao sistema em 2007 foi 104% da Média de Longo Termo (MLT) Comparação da ENA de 2007 total do SIN com o histórico 250% 200% 150% 66% 66% dos dos anos anos do do histórico tiveram afluências piores piores (mais (mais secas) secas) do do que que o ano ano de de %MLT 100% 50% 0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade acumulada 25

26 Por que o risco estava alto? Os reservatórios estavam excepcionalmente vazios? Não. Como mostra a Figura abaixo, os reservatórios no final de 2003 estiveram mais vazios do que no final de % 90% 80% Evolução da Energia Armazenada do SIN em 31/Dez O risco risco estava estava alto alto devido devido ao ao desequilíbrio estrutural entre entre oferta oferta de de energia firme firme e demanda, causado pelos pelos problemas do do gás gás natural. Este Este desequilíbrio torna torna o sistema vulnerável a secas secas moderadamente severas Energia Armazenada (%máx) 70% 60% 50% 40% 30% 35% 63% 67% 54% 44% 20% 10% 0%

27 Ações governamentais Antecipação de usinas (Macaé) e aumento da geração térmica a óleo Equivale a um aumento de 500 MW médios de energia firme na oferta de 2008 Apagás para evitar apagão O Presidente da República afirmou claramente que, se necessário, interromperia o suprimento do setor de gás (veículos, indústria etc.) para aumentar a geração das térmicas a gás 27

28 Efeito do Apagás no risco de racionamento: % 45% 40% Leve: entre 0% e 1% da demanda Moderado: entre 1% e 5% da demanda Severo: maior que 5% da demanda Risco de Decretar Racionamento 35% 30% 25% 20% 15% 22.0% 8.5% A priorização do do gás gás para para as as termelétricas reduziria o risco risco de de racionamento de de 22% 22% para para 2,5% 2,5% 10% 7.5% 5% 0% 6.0% Sem Apagás 2.5% 1.0% 1.5% Com Apagás 28

29 Efeito do Apagás no setor de gás: MMm3/dia Consumo Refinaria Flex + GNV + Industrial Haveria 11,5% 11,5% de de probabilidade de de corte corte total totaldo do GNV GNV e, e, além além disto, disto, corte corte na na indústria Haveria 12,5% 12,5% de de probabilidade de de cortes cortes no no GNV GNV Consumo Refinaria Flex + GNV 5 Consumo Refinaria Flex 0 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% 12,5% 29

30 Sumário Perspectivas de suprimento Balanço de energia firme O imbróglio do gás natural O susto de janeiro Situação atual Gerenciamento de crises Preços e tarifas Conclusões 30

31 Risco de se decretar racionamento: Cenário A 20% 18% Risco de Decretar Racionamento 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Leve: entre 0% e 1% da demanda Moderado: entre 1% e 5% da demanda Severo: maior que 5% da demanda 8.5% 1.5% 6.0% 2.0% 1.5% 2.5% 5.0% 2.0% 0.0% Crescimento da demanda = 4,7% a.a; oferta de referência (sem atrasos) 31

32 Risco de se decretar racionamento: cenário B 20% 18% Risco de Decretar Racionamento 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% Leve: entre 0% e 1% da demanda Moderado: entre 1% e 5% da demanda Severo: maior que 5% da demanda 10.0% 2.0% 3.5% 12.5% 2.0% 3.5% 7.0% 2% 1.5% 4.5% 0% Crescimento da demanda = 5,1% a.a; oferta com atrasos no gás natural e UTEs a óleo 32

33 Sumário Perspectivas de suprimento Balanço de energia firme O imbróglio do gás natural O susto de janeiro Situação atual Gerenciamento de crises Preços e tarifas Conclusões 33

34 Crises de suprimento acontecem Crises em 2008: Áfricado Sul 24/01/2008 Chile 26/02/2008 Eskom, South South Africa's embattled state state electricity company, is is pressing for for a national cut cut in in consumption by by up up to to per per cent cent amid amid mounting concern over over the the economic implications of of the the country's power power crisis crisis after after days days of of nationwide rolling rolling power power cuts. cuts. [ ] [ ] A partir partirde de hoy hoyel el Gobierno contará con con nuevas herramientas para para hacer hacerfrente frenteal al estrecho escenario de de suministro eléctrico que que enfrenta el el país paísy que queminimizarán los los riesgos de de cortes cortesdurante los los próximos meses. Tal Tal como comolo lo anunciara el el ministro de de Energía, Marcelo Tokman, el el Diario DiarioOficial Oficialpublicó un un decreto de de racionamiento, con con carácter preventivo, que quese se aplicará en en el el Sistema Interconectado Central (SIC) (SIC) y que queentre entreotras otrasmedidas [ ] [ ] e Argentina, e Índia, e China, e estamos em fevereiro. 34

35 Crises de suprimento são possíveis aqui? Critério de Garantia de Suprimento: Resolução CNPE N 001/2004, de 17 de novembro de 2004 Crises são eventos raros, mas que podem ocorrer no SIN É importante ter regras e procedimentos claros para quando elas ocorram, e se possível também um Plano B As regras e procedimentos devem ser decididos antes da crise 35

36 Sumário Perspectivas de suprimento Balanço de energia firme O imbróglio do gás natural O susto de janeiro Situação atual Gerenciamento de crises Preços e tarifas Conclusões 36

37 Evolução recente do PLD Melhora com as chuvas a partir da 2ª metade de janeiro Preço de Liquidação de Diferenças - PLD 600 R$/MWh Chuvas favoráveis no início de 2007 provocaram vertimento em diversos reservatórios Susto devido às vazões baixas no início do período chuvoso Jan-07 Apr-07 Jul-07 Oct-07 Jan-08 Sul Sudeste/Centro-Oeste Norte Nordeste 37

38 Distribuição de probabilidade do PLD em 2008 R$/MWh Distribuição de Probabilidade Acumulada - PLD médio 2008 Sudeste Os Os consumidores não não contratados estão estão expostos a PLD PLD + multa multa Primeiro caso caso na na justiça justiça provocado pelos pelos preços preços altos: altos: ArcelorMitall vs vs União União Comercializadora de de Energia % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade Acumulada 38

39 Agentes afetados Consumidores livres com contratos de curto prazo e/ou com renovação de contrato nos próximos anos Comercializadores com defasagem entre datas de contratos Geradores hidrelétricos: compra de energia quando as termelétricas estiverem gerando no máximo Geradores e consumidores: Rateio do custo adicional de geração devido à CAR (proposta em AP) Consumidores: Custos devido a despachos excepcionais determinados pelo CMSE Consumidores regulados: repasse de custos operativos dos contratos por disponibilidade Distribuidoras e consumidores regulados: compras de energia no curto prazo devido a redução de contratos e rerateio das cotas de Itaipu 39

40 Sumário Perspectivas de suprimento Balanço de energia firme O imbróglio do gás natural O susto de janeiro Situação atual Gerenciamento de crises Preços e tarifas Conclusões 40

41 Conclusões: balanço estrutural Os problemas de suprimento de gás natural da Argentina, Bolívia e Brasil levaram à retirada de 6 mil MW médios de oferta firme do país nos últimos três anos Reversão do balanço de energia firme de uma situação de excesso de oferta para uma de déficit de oferta Este déficit estrutural tornou o sistema vulnerável à ocorrência de hidrologias moderadamente severas como a de 2007/início de 2008 Susto em janeiro, com riscos de racionamento em 2008 chegando a 20% 41

42 Conclusões: riscos para 2009 Permanecem riscos para 2009 Após o período de chuvas haverá maior clareza Atrasos no Espírito Santo e/ou GNL aumentariam estes riscos Devido à incerteza nas afluências, qualquer análise de segurança de suprimento é essencialmente probabilística Deve ser sempre formulada em termos de risco e severidade Diferença importante entre risco (ex-ante) e realização (ex-post) 42

43 Conclusões: Apagás O redirecionamento do gás natural para o setor elétrico, se necessário ( Apagás ), teria reduzido significativamente o risco de racionamento para 2008 Entretanto, o corte de gás na maioria dos casos seria severo para os setores de GNV e alcançaria o setor industrial Em alguns casos, haveria corte total do GNV e quase metade do setor industrial 43

44 Conclusões: gerenciamento de crises Até hoje não existe um procedimento operativo para gerenciamento de crises de suprimento As duras lições do racionamento de 2001 não foram incorporadas A inexistência de regras traz insegurança aos investidores e pode levar a adiamento de projetos industriais Regras bem desenhadas, que por exemplo oferecem incentivos para que produtores e consumidores construam nova capacidade, podem aumentar a segurança de suprimento A APINE tem se preocupado com o tema e buscado formular propostas a respeito 44

45 Conclusões: impactos econômicos A combinação de desbalanço estrutural e afluências desfavoráveis no início de janeiro levou a um aumento recorde nos preços de curto prazo (PLD) Impactos financeiros significativos em muitos agentes tanto no consumo como na produção 45

46 Muito obrigado! José Rosenblatt 46