SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Situação atual e o que vem por aí

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1 SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Situação atual e o que vem por aí Marco Antonio Siqueira marco@psr-inc.com Belo Horizonte, 5 de março de

2 Agenda A estrutura de oferta e demanda do setor elétrico As condições de suprimento Caracterização da atual crise financeira O que precisa ser endereçado no curto prazo 2

3 Médio e Longo Prazo: Potenciais regionais Norte: Hidroelétrica Carvão importado Nordeste: Eólica GNL e Carvão Importado Sul: Eólica Carvão nacional Pequeno potencial Hidro Sudeste/C.Oeste: Pequeno potencial hidro, térmica gás natural, óleo, biomassa e nuclear 3

4 Características da oferta de energia Hidroelétrica: 65% da capacidade total instalada Usinas em diferentes bacias e com grandes reservatórios para armazenamento Várias usinas em cascata no mesmo rio pertencentes a diferentes empresas Owner: CEMIG FURNAS AES-TIETÊ CESP CDSA Consórcios COPEL TRACTEBEL Rio Paranaíba Rio Iguaçu Rio Grande Rio Tietê Rio Paranapanema ITAIPU Binacional Source: ONS Biomassa, eólicas e PCHS: 10% capacidade Usinas térmicas (GN, Carvão, nuclear, óleo diesel e combustível) : 25% da capacidade instalada 4

5 Características da oferta - a complementaridade das fontes no Brasil Hidros Atributos interessantes Grandes usinas na Amazônia Complementariedade geográfica Biomassa Produção com sazonalidades Eólica (NE e S) complementares PCHs Geração Sazonal Portfólio de Hidro, eólica e biomassa permite combinação entre economia de escala e flexibilidade 5

6 A produção hidro terá expressiva redução de sua participação na matriz % Garantia Física Total do SIN 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% Redução da participação hidrelétrica na produção de 74% em 2014 para 65% em 2030 e aumento da participação eólica de 0,6% em 2014 para cerca de 11% em % 0% Solar 0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.6% Outros 2.6% 2.2% 1.9% 2.2% 1.1% Óleo Diesel/Comb. 4.4% 3.8% 3.3% 2.1% 0.6% Carvão Nacional 1.9% 1.4% 2.0% 1.8% 1.5% Carvão Importado 1.9% 1.6% 1.4% 1.2% 1.0% Biomassa 1.6% 1.4% 2.7% 2.3% 2.0% Nuclear 2.5% 2.2% 3.3% 3.7% 4.8% Eólicas 0.6% 6.0% 9.8% 10.4% 11.4% Gás Natural 10.0% 9.7% 9.6% 11.0% 12.5% UHE 74.3% 71.6% 65.9% 64.9% 64.9% Outros inclui Proinfa e termelétricas a gás de processo 6

7 Características da demanda de energia Consumo de energia GWh em 2014 Consumidores regulados supridos pelas distribuidoras Clientes livres Consumidor livre demanda de ponta 3 MW, conectados 69 kv Consumidores com carga 500 kw podem contratar de fontes renováveis e tem incentivos com desconto de tarifas de T/D 7

8 A evolução do consumo e estrutura do mercado de energia 4,8% a.a RACIONAMENTO 2003 = ,3% a.a 3,6% a.a PIB: 3,0% a.a 8

9 Agenda A estrutura de oferta e demanda do setor elétrico As condições de suprimento Caracterização da atual crise financeira O que precisa ser endereçado no curto prazo 9

10 A evolução do armazenamento hidrelétrico era um bom indicativo da fragilidade estrutural MELHOR armaz. da história PIOR armaz. da história 10

11 1% 4% 6% 8% 11% 13% 15% 18% 20% 23% 25% 27% 30% 32% 35% 37% 39% 42% 44% 46% 49% 51% 54% 56% 58% 61% 63% 65% 68% 70% 73% 75% 77% 80% 82% 85% 87% 89% 92% 94% 96% ENA SIN (% MLT) Houve escassez severa em 2012, 2013 e 2014? 140% 120% 2012 foi um ano razoável foi um ano bom % 80% 67% 60% 40% % 97% 80% 83% 87% e 2014 foi 9º pior do histórico 0% 11

12 E o triênio 2012/2014? Levemente pior que o período que antecedeu o racionamento de 2001, mas com uma maior participação de térmicas 12

13 Esta hidrologia explicaria o esvaziamento? Não! Porque as restrições operativas reais são piores do que as representadas nos modelos oficiais de planejamento 87% 87% 86% 85% 86% 79% 75% 80% 77% 75% 72% 72% 82% 67% 74% 57% 65% 57% 55% 51% 54% 62% 68% 55% 77% 77% 80% 80% 62% 61% 63% 60% 76% 55% 70% 67% 62% 65% Se o passado fosse reconstituído ( backcasting ) com os modelos oficiais de Simulado simulação, o nível dos Real reservatórios em dezembro de 2013 seria 65% (22 pp maior do que o real) 47% 37% 33% 31% 38% 46% 49% 44% Esta diferença possibilitaria o atendimento a uma carga anual de 5,3 GW médios 40% 43% 13

14 Quais são estas restrições operativas? Provável perda de produtividade de algumas hidroelétricas, com coeficientes de produção nominais de modelo melhores do que os reais Complexa solução em função das consequências comercias e econômico-financeiras para geradores. Vazões da região Nordeste na estação seca são inferiores às do modelo hidrológico oficial A vazão em 20 dos últimos 21 períodos secos foi abaixo da média. Problemas de transmissão dificultam a otimização da transferência de energia entre regiões Causa principal: falhas nas subestações Problemas de manutenção, agravados com a MP

15 Infelizmente, em 2015 as vazões continuam ruins Vazões em janeiro: as piores da história SE: 38% MLT (antes, a pior era 44% em 1953) NE: 25% MLT (antes, a pior era 34% em 1971) SIN: 50% MLT (pior do histórico) Fevereiro também foi ruim (SIN 61% MLT - 5 o pior) Previsão para março: 81% da média Grande incerteza nas previsões Embora o período chuvoso vá até abril, a maior parte da energia que é armazenada vem no primeiro trimestre 15

16 Situação ao final de 2014 O racionamento em 2014 foi evitado devido à decisão do governo de esvaziar totalmente o sistema, na esperança de chuvas favoráveis a partir de dezembro de 2015 Houve também uma redução de MW médios no consumo industrial devido às condições econômicas desfavoráveis Outro recurso utilizado para evitar um racionamento foi relaxar as obrigações de uso múltiplo da água Hidrovia Tietê, Sobradinho, Três Marias (irrigação), turismo etc. Problemas institucionais entre a Agência Nacional de Águas (ANA) e o Operador Nacional do Sistema (ONS) Ambiguidade da Lei das Águas O baixo nível dos reservatórios levou a preocupações sobre o atendimento à demanda máxima no verão de 2015 e segurança de suprimento energético no segundo semestre daquele ano 16

17 E o racionamento como calcular este risco? Critério (decisão sob incerteza): equilibrar arrependimentos Tipo 1: racionar quando, visto a posteriori, não precisaria Tipo 2: não racionar quando, visto a posteriori, deveria Armazenamento do início de fevereiro / % Simulação detalhada até final de abril, usando cenários de vazões 10% Jan/15 Fev/15 Mar/15... Mai/15 Abr/15 Jul/15 Ago/15 Set/15 Out/15 Nov/15 Dez/15 17

18 Necessidade de redução da demanda Visão de 27 de fevereiro: Valor esperado da ENA do SIN em março = 81% da MLT Probabilidade de cada faixa de redução da demanda para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste/Sul (SE/S) e Nordeste/Norte (NE/N): Faixa de corte Probabilidade de redução da demanda SE / S NE / N Entre 1% e 4% da demanda 17% 21% Entre 4% e 5% da demanda 6% 7% Entre 5% e 10% da demanda 40% 32% Entre 10% e 15% da demanda 22% 9% Entre 15% e 20% da demanda 1% 0% Maior que 20% da demanda 0% 0% Total 86% 69% A probabilidade é diferente para os sistemas devido a limitações de transmissão Por exemplo, há 17% de probabilidade do excedente de energia do NE/N não conseguir escoar para o SE/S, resultando na necessidade de reduzir demanda apenas neste último sistema. 18

19 Armazenamento SIN [% armazenamento máximo] E se chegarmos a 10% no final de novembroqual a situação em 2016? 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Evolução do nível dos reservatórios para 3 clusters de vazões projetadas para o período dez/2015 a abr/ % 24% 20% 22% 39% 32% 26% 46% 36% 28% 51% 42% 32% 0% / 0% 45% 38% 2% / 0% Nov-15 Dec-15 Jan-16 Feb-16 Mar-16 Apr-16 Cluster seco 84%MLT Cluster médio 99%MLT Cluster úmido 118%MLT Risco de decretar racionamento (SE/S) / (NE/N) Probabilidade de redução da demanda (SE/S) / (NE/N) 30% 52% / 36% Na ocorrência do cluster seco, há 52% de probabilidade de ser necessário reduzir demanda em 2016

20 10% no final de novembro + hidrologia ruim em 2016 Período úmido de 2014 redução de 14% da carga do SE/S em 2016 Período úmido de 1953 redução de 22% Reservatórios estariam abaixo de 10% em dezembro, janeiro e fevereiro, o que compromete o atendimento à ponta.

21 Agenda A estrutura de oferta e demanda do setor elétrico As condições de suprimento Caracterização da atual crise financeira O que precisa ser endereçado no curto prazo 21

22 Impacto na establidade regulatória Despacho termelétrico na base Esvaziamento dos reservatórios: vulnerabilidade para 2014 Reservatórios não se recuperam Decretos que regulamentam a MP 579 Decreto Empréstimo do Tesouro Nacional para socorro financeiro às distribuidoras Implementação das mudanças na formação de preço A. Pública piso e teto do PLD Decisão em novembro MP 579: renovação das concessões e anúncio de redução de 20% em média nas tarifas Res. CNPE 03 (aversão ao risco + mudança na alocação do ESS) Salto do PLD + risco de racionamento + auxílio às discos 2ª tranche de empréstimos pela Conta ACR + Crise do GSF // // // // // Set/12 Out/12 Nov/12 Dez/12 Jan/13 Fev/13 Mar/13 Abr/13 Jun/13 Set/13 Jan/14 Mar/14 Abr/14 Ago/14 Set/14 MP 605 Ampliação dos recursos da CDE para redução das tarifas. REN 559/13 (mudanças na TUST) + Portaria 185 (cessão de contratos no ACL) Leilão A0 Criação da Conta-ACR: 1ª tranche de empréstimos bancários para transferir recursos às distribuidoras. Promessa de aporte adicional do Tesouro à CDE 22

23 Origens da crise A exposição das distribuidoras no mercado de curto prazo As distribuidoras de energia têm a obrigação legal de estarem 100% contratadas, e são penalizadas se voluntariamente não contratarem ou errarem as previsões de evolução de seu mercado. Em dezembro de 2012, as distribuidoras tiveram o vencimento de MW médios em contratos de aquisição de energia oriundos do 1º leilão de energia existente realizado em Em função da renovação das concessões da geração e da cotização de energia das usinas renovadas, não foi realizada a recontratação da energia que venceria ao final de 2012 (não se realizou o leilão A-1). O governo esperava a adesão de todos os geradores à proposta de renovação das concessões da MP 579, o que não ocorreu. Como consequência, as distribuidoras ficaram com exposição de MW médios em 2013 e obrigadas a comprar a diferença entre seus consumos e montantes contratados no mercado de curto prazo. 23

24 ... para complicar, os preços de curto prazo se elevaram fortemente em 2013 O preço médio (PLD) em 2013 (R$ 262/MWh), foi cerca de R$ 100/MWh maior que o preço médio de Em 2014, preço médio de R$ 690/MWh impactou não só as exposições contratuais das distribuidoras, mas também os geradores hidroelétricos em função do GSF. 24

25 Configurou-se então a crise financeira... Problema: devido ao volume de exposição no mercado spot e aos preços de curto prazo as despesas para fazer frente à liquidação mensal na CCEE causaram custo excessivo às concessionárias de distribuição. As distribuidoras têm garantia de repasse às tarifas dos custos desta exposição involuntária, entretanto esta compensação só ocorre uma vez por ano, na época da revisão/reajuste tarifário Até esta data as distribuidoras precisariam arcar com as despesas. No entanto, o custo excessivo impactou o equilíbrio econômico-financeiro das empresas. O governo emprestou (sem juros) R$ 10 bilhões, a serem pagos em 5 anos a partir de Além disto, o Tesouro já havia aportado R$ 8,5 bilhões em subsídios para garantir a redução de 20% nas tarifas almejada pelo governo Custo total de 2013: 18,5 bilhões de reais 25

26 Configurou-se então a crise financeira... Em 2014, os montantes descontratados (cerca de MW médios) e os preços de curto prazo foram ainda maiores (cerca R$ 690/MWh em 2014 x R$ 260/MWh em 2013), levando a um desequilíbrio ainda mais severo. Gastos das distribuidoras que serão pagos pelos consumidores: R$ 27,7 bilhões: R$ 17,8 bilhões de empréstimos bancários (Conta ACR) a serem pagos em quatro anos; R$ 2,5 bilhões de empréstimo adicional; R$ 7,4 bilhões suportados pelas empresas a serem repassados nos reajustes de Adicionalmente... Houve um aporte do Tesouro para subsidiar a CDE de R$ 9.9 bilhões; A CDE por sua vez apresentaria ainda um déficit de R$ 4 bilhões referente aos gastos de 2014 e um custo adicional de R$ 6 bilhões. Custo total em 2014: R$ 47,6 bilhões (27,7 + 9,9 + 4,0 + 6,0) 26

27 R$/MWh - valores nominais Impacto tarifário Tarifa de Fornecimento Residencial (média de 30 distribuidoras) 481 A previsão para 2015 incorpora o benefício dos novos leilões de concessão de julho daquele ano +40% % % % 344 Dez/2012 Mar/2013 Dez/2013 Dez/2014(*) Projeção 2015(*) Tarifa sem PIS/COFINS/ICMS - Fonte: SAMP/ANEEL, PSR (*estimativa) Estamos atualizando a previsão de tarifa de 2015 para levar em conta a redução do preço do petróleo (e elevação da taxa de câmbio) nos custos operativos das térmicas Empréstimos 24 7% CDE + TUST 43 13% Custos de Energia 51 15% Inflação (6%) 19 6% Tarifa Média Residencial % 27

28 Outros custos ainda em discussão não transferidos às tarifas Indenização dos ativos de transmissão anteriores à 2000 Previsto R$ 10 bilhões, transmissoras estimam R$ 20 bilhões Prejuízos causados às hidrelétricas pelo esvaziamento acelerado dos reservatórios: cerca de R$ 20 bilhões Hidrelétricas geraram abaixo dos contratos (GSF) e compraram energia a preços muito elevados; Não é óbvio que este problema tenha sido ocasionado pela hidrologia e que seja risco de mercado. Indenização do valor residual das concessões que serão leiloadas em 2015 O fundo setorial RGR, destinado a estas indenizações, não tem recursos; Grande risco de judicialização, pois contratos de concessão definem indenização por valor contábil, governo quer usar metodologia (VNR). 28

29 Agenda As condições de suprimento do setor elétrico Caracterização da crise financeira no setor O que precisa ser endereçado no curto prazo 29

30 Eficiência, racionalização ou racionamento, precisam levar em conta o equilíbrio do setor Além de ações que busquem o uso eficiente de energia, gestões que tragam impactos sobre a demanda no curto prazo são necessárias. Busca de eficiência, racionalização ou mesmo um racionamento devem ser pensados considerando os tempos de resposta para evitar um custo ainda mais elevado à sociedade. Racionalização e incentivo à eficiência parece ser o caminho escolhido (conforme declarações do governo). No entanto ele pode ter impactos negativos sobre o setor elétrico, potencializando a crise financeira se não configurados em um arcabouço legal. 30

31 Lado da oferta: Possíveis ações Imediata Geração diesel do setor de serviços (Estimativa oficial (?): MW médios) Importação de energia da Argentina Através de gás para a usina de Uruguaiana (600 MW) Uso da interconexão (CIEN) até junho (Consumo elétrico da Argentina maior no inverno) Curto prazo (3 meses): turbinas a gás compactas Poderiam ser instaladas em RJ, SP e MG. Médio prazo (> 6 meses) Geração Distribuída: anúncio 2ª quinzena de março Possível leilão de geração a gás Instalação de solar em parques eólicos da Bahia Vento à noite uso compartilhado da transmissão Instalação residencial com desoneração fiscal pode ganhar impulso 31

32 Lado da demanda: Possíveis ações ou condições favoráveis Setor residencial e serviços: preços + campanha publicitária Queda do índice de confiança das famílias Elevação de preços terá resposta do consumo Estagnação econômica (infelizmente) é fator de alívio Temas publicitários: (i) crise hídrica sem precedentes; (ii) economia para a família devido às altas tarifas ( segurança custa caro, bom para seu bolso, bom para o país ); e (iii) eficiência (governo desliga seus próprios prédios à noite etc.) Ações junto a indústria (eletro-intensivos) 32

33 Racionamento formal (se houvesse) Provável: por cotas, ao invés de cortes rotativos Alocação das cotas? (proporção ao consumo, ao nível de contração?) Racionamento flat ou isentando classes específicas? Diferenças entre 2001 e 2015 Eficiência no consumo maior em 2015 Impacto na economia de uma redução hoje seria maior do que em 2001 Situação econômica, fiscal e inflação piores em 2015 Margem de manobra menor e impactos cruzados mais complexos (mercado livre) Comunicação com a sociedade mais complexa Contra: promessas explícitas da presidente Dilma na TV em fevereiro de 2013 de redução de tarifas e nenhum problema de suprimento possibilidade de resistência da população A favor: a população (e mídia) confundem a crise de água (que de fato se deve à seca) com a de energia (problema de gestão em , mas agravado pela seca recente) explicação de que estamos passando por uma crise hídrica sem precedentes parece plausível 33

34 Impactos no setor elétrico Inexistência de regras sobre racionamento cria vulnerabilidades jurídicas Racionamento e racionalização têm impactos comerciais diferentes Existência do mercado livre Grande variedade de tipos de contratos e relações comerciais Liquidação multilateral da CCEE Risco de inadimplência 34

35 Conclusões Segurança de suprimento preocupante. Reconher e compartilhar a gravidade da situação é fundamental para trazer apoio da sociedade. Ações devem ser imediatas. Custo da energia mais elevado para consumidores das distribuidoras e para o mercado livre. Medidas de aumento de oferta e redução da demanda são importantes para a recuperação do sistema, mas causam prejuízos ao setor e risco de judicialização. Ações para mitigação destes prejuízos precisam ser tomadas para evitar danos maiores. As soluções adotadas pelo governo devem minimizar as perdas para a sociedade e evitar agravamento da crise financeira setorial. 35

36 MUITO OBRIGADO www,psr-inc,com