SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Situação atual, perspectivas e propostas

SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Situação atual, perspectivas e propostas Mario Veiga mario@psr-inc.com LIGHT, 3 de dezembro de 2014 1

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Agenda Resumo 2013-2014 Perspectivas 2015 Propostas 3

Parte 1: 2013-2014, a tempestade perfeita 4

Primeiro fator: descontratação das distribuidoras Em dezembro de 2012, venceram 8.600 MW médios em contratos das distribuidoras Concentração de contratos do 1 o leilão de energia existente (2005) Como elas têm obrigação regulatória de estar 100% contratadas, era vital (e está na lei) que fosse realizado até o fim de 2012 um leilão de recontratação (A-1) No entanto, isto não ocorreu Como consequência, as distribuidoras ficaram descontratadas em 2.000 MW médios em 2013 Parte dos contratos que venceram foram substituídos por geração hidrelétrica do grupo Eletrobrás (MP 579) 5

Segundo fator: preços elevados As distribuidoras compram a diferença entre consumo e contrato (exposição) no mercado de curto prazo Os custos de compra são transferidos às tarifas, pois as distribuidoras não tiveram culpa pela exposição No entanto, esta compensação só ocorre uma vez por ano, na época da revisão/reajuste tarifário, Até lá, as próprias distribuidoras precisam arcar com as despesas Problema: a combinação de preços de curto prazo muito elevados em 2013 com um montante recorde de energia a ser comprado fez com que as despesas fossem bilionárias Quebra das distribuidoras em poucos meses 6

Custos totais de 2013 Diante desta situação emergencial, o governo procurou reequilibrar financeiramente as distribuidoras através de um empréstimo (sem juros) de 10 bilhões de reais Seria pago em cinco anos, a partir de 2014, através de um aumento nas tarifas; (este primeiro pagamento foi adiado para 2015) Além disto, o Tesouro já havia aportado 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 7

Nova tempestade em 2014 Apesar das termelétricas terem sido acionadas de forma quase ininterrupta ao longo de 2013, e de a hidrologia daquele ano ter sido 97% da média histórica os reservatórios continuaram a esvaziar baixo armazenamento no início de 2014 Este armazenamento inicial reduzido + hidrologia adversa de 2014 preços de curto prazo de 2014 ainda mais elevados do 2013 Dado que as distribuidoras continuavam a ter que comprar energia no mercado de curto prazo (agora para compensar uma exposição de 2.500 MW médios), o desequilíbrio financeiro voltou a ocorrer, e ainda mais severo do que em 2013 8

Estimativa dos custos de 2014 A PSR calculou os custos adicionais às tarifas de 2014 Balanço detalhado, para cada distribuidora, das diferenças entre as despesas conjunturais reais e o montante previsto pela ANEEL para esta parcela das tarifas Total para consumidores: 27,7 bilhões de reais (*) 11,2 empréstimo bancário (Conta ACR) a ser pago em dois anos com juros 6,6 empréstimo adicional (Conta ACR) 1,2 empréstimo do tesouro a ser pago em cinco anos sem juros 8,7 a serem repassados nos reajustes de 2014/2015 Por sua vez, os contribuintes deverão pagar 12,7 bilhões de reais Soma de 9,9 bilhões de reais para subsídios tarifários com 2,8 bilhões adicionais prometidos pelo governo para serem injetados esse ano Custo adicional em 2014: 27,7 + 12,7 = 40,4 bilhões de reais Total 2013 + 2014 = 58,9 bilhões de reais (*) Considera os valores homologados pela ANEEL até abril de 2014 e projeções probabilísticas de maio a dezembro de 2014 9

O que representa 60 bilhões de reais? Mais de duas Copas do Mundo... O governo estimou em março que o custo total de organização da Copa do Mundo, incluindo tanto os estádios como todas as obras de reformas de aeroportos e construção de infraestrutura de transporte, seria 25,8 bilhões de reais... Ou duas usinas de Belo Monte Orçamento original de 19 bilhões atualizado para 2014 10

Impacto tarifário Projeção para 2015 Tarifa de Fornecimento Residencial (média de 30 distribuidoras) 447 A previsão para 2015 incorpora o benefício dos novos leilões de concessão de julho daquele ano +27% R$/MWh - valores nominais 338-18% 276 +3% 284 +24% 353 Dez/2012 Fev/2013 Dez/2013 Nov/14 Projeção 2015 Tarifa Anexo I (sem impostos PIS/COFINS/ICMS) 11

O que causou estes problemas? Porquê não houve o leilão A-1 de 2012? São Pedro é culpado pelos preços altos de 2013-2014? E a MP 579? 12

Por que não houve o leilão de 2012? O governo nunca explicou o porquê desta decisão. Em nossa opinião, a explicação mais plausível é que o governo esperava a adesão de todos os geradores à proposta de renovação das concessões da MP 579 Esta adesão compensaria plenamente os contratos expirados A CCEE, dentre outros, alertou sobre o problema O governo percebeu posteriormente a seriedade do problema e tentou corrigi-lo em três ocasiões: 1. Leilão extraordinário em abril de 2013, que não atraiu geradores interessados 2. Um segundo leilão, realizado ao final de 2013, atendeu cerca de 40% do consumo descontratado 3. Finalmente, o terceiro leilão (abril de 2014) conseguiu reduzir a maior parte da exposição das distribuidoras ao mercado de curto prazo Porém a um preço elevado, 270 R$/MWh 13

Por que os preços estiveram altos em 2013 e 2014? Porque os reservatórios esvaziaram ao longo dos anos mesmo com o despacho pleno das termelétricas a partir de outubro de 2012 80% 77% 75% 72% 72% 75% 67% EARM SIN (%max) 62%61% 63% 60% 57% 55% 47% 46% 38% 37%33% 31% 55% 49% 44% 43% 40% 43%43%39% 40% 42% 43% 40% 34% 29% 23% Jan-12 Feb-12 Mar-12 Apr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Aug-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dec-12 Jan-13 Feb-13 Mar-13 Apr-13 May-13 Jun-13 Jul-13 Aug-13 Sep-13 Oct-13 Nov-13 Dec-13 Jan-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 May-14 Jun-14 Jul-14 Aug-14 Sep-14 Oct-14 14

Houve uma seca severa em 2013? 140% NÃO. 2013 foi um ano médio ENA SIN (% MLT) 120% 100% 80% 67% 83% 87% 97% 2013 60% 2012 40% 2001 20% 1953 0% 1% 4% 6% 8% 11% 13% 16% 18% 20% 23% 25% 28% 30% 33% 35% 37% 40% 42% 45% 47% 49% 52% 54% 57% 59% 61% 64% 66% 69% 71% 73% 76% 78% 81% 83% 86% 88% 90% 93% 95% 98% 15

E em 2014? (valores de janeiro a outubro) ENA SIN de janeiro a outubro (% MLT) 160% 140% 120% 100% 80% 63% 60% 80% 90% 2012 Foi mais seco, mas nada catastrófico (nono pior da história) 99% 2013 40% 2014 20% 1953 0% 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% 16

E o triênio 2012/2014? ENA SIN do triênio (% MLT) 140% 120% 100% 80% 71% 88% 91% Foi o 16º pior do histórico 60% 1999/2001 40% 2012/2014 1953\1955 20% 0% 1% 4% 6% 9% 11% 13% 16% 18% 21% 23% 26% 28% 30% 33% 35% 38% 40% 43% 45% 48% 50% 52% 55% 57% 60% 62% 65% 67% 70% 72% 74% 77% 79% 82% 84% 87% 89% 91% 94% 96% 99% Obs: o cálculo da ENA do triênio considera para o terceiro ano a média de janeiro a outubro 17

Se não foi a seca, por que o sistema esvaziou? Porque as restrições operativas reais são piores do que as representadas nos modelos oficiais de planejamento 79% 75% 87% 87% 86% 85% 86% 80% 77% 75% 72% 72% 82% 67% Se o passado fosse reconstituído ( backcasting ) com os modelos oficiais de simulação, Simulado o nível dos reservatórios em dezembro Real de 2013 seria 65% (22 pp maior do que o real) 74% 57% 65% 47% 57% 55% 37% 51% 54% 33% 31% 38% 62% 46% 68% 55% 77% 77% 80% 80% 62% 61% 63% 60% 76% 55% 70% 49% 67% 44% 62% 65% 40% 43% Esta diferença possibilitaria o atendimento a uma carga anual de 5,3 GW médios 18

Outros indícios de restrições na operação real Consequência desta defasagem entre operação real e simulações oficiais: viés otimista nas projeções de preço e segurança dos estudos governamentais Data VERTIMENTOS EM CAPIVARA Nível (m) Volume Útil % Vertimento (m 3 /s) 10-Feb-14 329,44 58,34 170 11-Feb-14 329,23 56,61 783 12-Feb-14 328,97 54,49 1041 13-Feb-14 328,68 52,15 1055 14-Feb-14 328,46 50,39 800 15-Feb-14 328,26 48,81 617 16-Feb-14 328,07 47,32 418 17-Feb-14 327,92 46,15 24 Esvaziamento inédito de Itaipu em 2013 e 2014 O modelo computacional usado pelo ONS nem previa a hipótese de esvaziamento Vertimento em reservatórios 50% cheios 19

Em resumo: o sistema gerador está sobrecarregado Os problemas de desempenho do sistema foram detectados em 2010, porém não foi tomada qualquer medida. Se não forem corrigidos, vão se repetir nos próximos anos. 20

E os atrasos na entrada de nova geração? Ao final de 2013 verificou-se um redução de 1,8 GW médios (53% do total) da a nova capacidade prevista para entrar no PMO de janeiro daquele ano 21

Os atrasos agravaram as condições de suprimento mas, assim como a hidrologia, não foram a causa principal dos eventos de 2013 e 2014 Atrasos em 2014 Até setembro de 2014 verificou-se uma redução de 0,8 GW médios (35% do total) da capacidade prevista para entrar no PMO de janeiro daquele ano 22

Em resumo A principal causa dos preços elevados de 2013 não foi a hidrologia (que foi boa) nem os atrasos, e sim o fato de o desempenho real do sistema geração e transmissão ser pior do que o previsto pelos modelos oficiais As razões são complexas, e incluem problemas nas usinas hidrelétricas, na rede de transmissão e nas vazões no rio São Francisco Em 2014, a situação piorou devido à combinação de: (i) armazenamento inicial reduzido; (ii) condições hidrológicas desfavoráveis (porém não entre as piores registradas); e (iii) restrições operativas reais mais severas do que o previsto pelas simulações oficiais Discordâncias sobre o uso da água se agravaram (energia x abastecimento de SP, hidrovia Tietê, Sobradinho, Três Marias, turismo etc.) Dado que o armazenamento ao final de novembro deve ser o menor já registrado, isto leva a preocupações com o atendimento à demanda máxima no verão (redução da potência das hidrelétricas) e gastos térmicos / segurança de suprimento em 2015 23

E a MP 579? À exceção (muito importante) do impacto financeiro adverso no grupo Eletrobrás, a MP 579 em si não está diretamente relacionada com a tempestade perfeita discutida anteriormente No entanto, o processo de implementação da MP 579 e as medidas subsequentes como a CNPE 03 aumentaram a incerteza dos agentes e contribuíram para o aumento da judicialização: Destinação das cotas somente para o ACR Cotas transferiram riscos para as distribuidoras Indenização da transmissão construída antes de 2000 Benefícios da transmissão vão ser revertidos para geradores Medidas da CNP 03 (transferência de encargos para geradores e mudança na formação de preços) Indenização das hidrelétricas em 2015 (Contábil x VNR) 24

Mudanças regulatórias desde a MP 579 Despacho termelétrico na base Esvaziamento dos reservatórios: vulnerabilidade para 2014 Reservatórios não se recuperam Decretos que regulamentam a MP 579 Decreto 7.945 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 25

Emaranhado de impactos cruzados 26

Parte 2: perspectivas 2015 27

Temário Segurança de suprimento: demanda máxima Segurança de suprimento: energia Simulações probabilísticas Cálculo do risco de decretar racionamento Resultados Preocupações Tarifas e encargos Mercado livre Uso da água 28

Suprimento da demanda máxima Hipóteses otimistas: índice médio de manutenção e falha, sem restrições de transmissão Demanda máxima (verão quente): Janeiro: 84 GW; Fevereiro: 88 GW Potência hidrelétrica: Nominal: 90 GW c/ manutenção e indisp. média: 82 GW + efeito do deplecionamento e perda de efic.: 70 GW Potência térmica total: Produção renováveis: 18 GW 5 GW Diferença potência demanda: 9 GW (Jan); 5 GW (Fev) 29

Simulação probabilística da operação Cenário de demanda e de oferta (G&T) Cenários hidrológicos Cenários de preços de combustíveis Simulação operativa com aversão ao risco e despacho por segurança energética (modelo SDDP) Fatores de fricção e hipóteses de atraso Distribuição de probabilidades dos resultados encontrados 30

Fatores de fricção Os fatores de fricção visam tornar as simulações mais realistas e são a razão para a diferença entre os resultados apresentados pela PSR e os oficiais 31

O risco de decretar racionamento O objetivo da métrica risco de decretar racionamento, utilizada pela PSR, é estimar a probabilidade de decretar racionamento O montante a ser racionado, por sua vez, é calculado a partir de um critério que equilibre dois tipos de arrependimentos: Arrependimento Tipo I: tomou-se a decisão de racionar, porém a hidrologia do período seco (desconhecida) resultou muito favorável na vida real; como consequência, visto retrospectivamente, o montante a racionar definido foi maior do que o necessário O arrependimento Tipo I é análogo a um resultado falso positivo de um exame de laboratório Arrependimento tipo Tipo II: houve a decisão de não racionar (ou de racionar um montante menor), porém a hidrologia do período seco resultou mais severa do que o esperado; como consequência, visto retrospectivamente, o montante a racionar foi menor do que o necessário Análogo a um resultado falso negativo 32

Metodologia para risco de racionamento (1/2) Simulação probabilística (1.200 cenários hidrológicos) de novembro de 2014 até o final de abril de 2015 (início do período seco) 1.200 vetores de armazenamentos nos reservatórios no início de maio Considera todo o parque termelétrico despachado Para cada vetor de armazenamentos, simula-se a decisão de decretar (ou não) um racionamento preventivo Montante a ser racionado é constante durante o período de maio a novembro de 2015. Considera-se que um racionamento seria decretado somente se o montante a ser racionado for superior a 4% da demanda. 33

Metodologia para risco de racionamento (2/2) Critério (decisão sob incerteza): equilibrar arrependimentos Tipo 1: racionar quando, visto a posteriori, não precisaria Tipo 2: não racionar quando, visto a posteriori, deveria Condição inicial 40% Simulação detalhada até final de abril, usando vazões do PAR(p) 10% Nov/14 Dev/14... Mai/15 Abr/15 Jul/15 Ago/15 Set/15 Out/15 Nov/15 Dez/14 34

Em resumo A PSR simula o processo de decisão sobre o racionamento, no início de maio (término do período chuvoso) para cada cenário de armazenamento produzido pelas simulações operativas A probabilidade de ser tomada a decisão de racionar é calculada contando os cenários em que esta decisão teria sido tomada Só se considera na contagem os cenários em que o montante a ser racionado seria maior do que 4% da demanda; o objetivo era fazer com que a estimativa da probabilidade fosse robusta (conservadora) Análise sob a ótica estritamente técnica Sem fatores políticos que poderiam alterar a tomada da decisão 35

Resumo dos dados para simulação Análise baseada na configuração do PMO de Novembro/2014 A PSR ajustou os dados para torná-los mais realista possível Datas realistas de entrada em operação de novas usinas Redução de 15% na produção de energia das eólicas a serem contratadas nos leilões de reserva, fontes alternativas e energia nova Redução das defluências mínimas de hidrelétricas até dezembro de 2015: Sobradinho: 1.100 m 3 /s Itaparica: 1.100 m 3 /s Xingo: 1.100 m 3 /s Três Marias: 120 m 3 /s Jupiá: 3.700 m³/s Porto Primavera: 4.300 m³/s 36

Risco de racionamento em 2015: visão de 11/2014 Faixa de corte Probabilidade de se decretar um racionamento Entre 4% e 5% da demanda 2.3% Entre 5% e 10% da demanda 7.7% Entre 10% e 15% da demanda 5.5% Entre 15% e 20% da demanda 2.8% Maior que 20% da demanda 0.6% Total 18.8% 37

Estimativa condicionada à afluência Estimativa anterior Estimativa condicionada à afluência.... Projeção é o resultado da evolução dos reservatóríos para todos os cenários..... Consequência de baixa afluência no período analisado Consequência de afluência média no período analisado Consequência de afluência alta no período analisado 38

Risco em 2015: análise condicionada Três clusters equiprováveis de dezembro/2014 a abril/2015 Cluster seco 74%MLT; Cluster médio 90%MLT; Cluster úmido 109%MLT Em vermelho tem-se o risco de se decretar racionamento para cada cluster. Observa-se que o risco pode chegar a 53%, dependendo da evolução das vazões nos próximos meses. 39

Preocupações: tarifas e encargos Já mencionadas Aumento de tarifas devido ao pagamento dos empréstimos de 2013 e 2014 (mesmo com o alívio da licitação das concessões) exemplo CELPA Possíveis custos adicionais Nova exposição das distribuidoras a preços de curto prazo caso o leilão A-1 não tenha êxito (mesmo com transferência da energia dos leilões de concessão) Indenização dos ativos de transmissão pré 2000 (transmissoras estimam R$ 30 bilhões) Indenização das concessões leiloadas em 2015 Estimativa por VNR: R$ 2 bilhões; por valor contábil: R$ 9 bilhões (judicialização?) O fundo setorial RGR, destinado a estas indenizações, não tem recursos Custos térmicos adicionais em 2015 caso a hidrologia não seja muito boa: R$ 15 bilhões Adicionais a um gasto normal de R$ 10 bilhões Compensação (?) dos prejuízos causados às hidrelétricas pelo esvaziamento acelerado dos reservatórios: estimado em R$ 16 bilhões 40

Preocupações: mercado livre e usos da água Mercado livre 2015: possível escassez de lastro para contratos no ACL Transferência para o ACR da energia hidrelétrica a ser licitada em julho de 2015, e que atendia parte do ACL Relutância das demais hidrelétricas em se contratar devido à possibilidade de preços altos e novo esvaziamento acelerado Indefinição sobre a contratação das termelétricas da Petrobras Possibilidade de outros problemas de depósitos de garantias na CCEE Devido a falha regulatória, problemas financeiros (garantia) resultam (equivocadamente) em redução de lastro (ver edição de agosto do Energy Report da PSR) Desequilíbrio persiste em 2016, volta ao normal em 2017 Consequência: incerteza e preços elevados no ACL Usos múltiplos da água Dado que os reservatórios do setor elétrico e de abastecimento de água estão muito vazios, os conflitos institucionais (ANA, ONS, ANEEL, Secretaria de SP etc.) podem voltar a ocorrer em 2015 41

Em resumo Segurança de suprimento preocupante Ponta no verão e energia em 2015 (depende de chuvas) Custo da energia mais elevado para ACR e ACL Mesmo levando em conta a licitação das concessões de 2015 Possibilidade de novos problemas com distribuidoras Depende do leilão A-1 Maior incerteza e propensão a judicialização Resultado da sequência de decisões (CNP03 etc.) vistas Possibilidade de novos conflitos no uso da água Abastecimento de SP, hidrovia, Três Marias, turismo etc. 42

Parte 3: propostas 43

Suprimento físico e regulatório / institucional Capacidade física de suprimento Avaliação realista da capacidade de suprimento do sistema (energia, ponta, transmissão e hidrologia) Desvincular análise técnica de impactos comerciais, por exemplo adiando a revisão de garantia física das hidrelétricas Identificar e implementar medidas para melhoria das condições operativas Regulatório / institucional Aumentar a previsibilidade, transparência e quantificação dos impactos das mudanças regulatórias Análise de Impacto Regulatório deve ser reforçada Resolver a indefinição institucional da ANEEL e ANA Reforçar as equipes técnicas e a segurança financeira destas agências 44

Operação e planejamento Operação Reforçar a equipe e recursos do ONS para os desafios dos próximos anos, que incluem a inserção de geração não controlável e com muita variabilidade (eólicas, principalmente), geração distribuída (rooftop solar), resposta da demanda, restrições crescentes na gestão das hidrelétricas e sistema de transmissão complexo (interação alta x média tensão) Planejamento Reforçar a equipe e recursos da EPE para desafios análogos no planejamento (novas fontes, integração energia, combustíveis e água, efeitos climáticos, correlação água x vento, desenvolvimento integrado de bacias, geração distribuída) Liberar a EPE de trabalhos mais rotineiros como certificações nos leilões (deveriam ser terceirizados) 45

Leilões de contratação e energia de reserva Aperfeiçoamentos dos leilões Levar em conta especificidades/externalidades das fontes de geração Leilões de reserva para cobrir possíveis atrasos dentro de uma estimativa realista Atrasos típicos já ocorridos Licença ambiental e projeto prévios nos leilões de transmissão Evitar situações como pedido de reequilíbrio linhão do rio Madeira Utilizar a energia de reserva como recurso de última instância Evita exposições financeiras extremas e desnecessárias (exemplo recente de consumidores contratados com Santo Antônio) 46

Geração termelétrica Avaliação realista da disponibilidade de gás natural nos próximos anos Possibilidade de contratação híbrida com contratos de GNL por X anos, depois substituído por gás nacional Não demonizar o carvão, que é uma fonte bastante competitiva, e especialmente importante no período de incerteza quanto à disponibilidade do gás Absorver a experiência das novas usinas nucleares modulares em construção nos Estados Unidos e China Também o pré-licenciamento ambiental adotado pela NRC americana 47

Demanda e geração distribuída Ajustar as tarifas de ponta à realidade do consumo A demanda máxima de 2014 ocorreu às 15 horas 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Promover ações de eficiência energética Parceria com indústria Exemplos de redes de eficiência da Alemanha Regulamentação da geração distribuída deve alocar custos corretos aos consumidores 48

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