SETOR ELÉTRICO: UM MOMENTO DELICADO 1 Mario Veiga CDPP, 27 de março de 2014.

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1 SETOR ELÉTRICO: UM MOMENTO DELICADO 1 Mario Veiga mario@psr-inc.com CDPP, 27 de março de 2014

2 Temário ► Segurança de suprimento ► Impacto econômico ► Conclusões 2

3 Segurança de suprimento 3

4 Estimando o risco: modelo de simulação oficial ► Usado pelo ONS e EPE em estudos operativos e de planejamento ► Calcula a evolução dos estoques de energia hidro armazenada, levando em conta:  Afluências; acionamento das térmicas; produção das eólicas, PCHs e biomassa; variação sazonal da demanda; restrições de transmissão... ► Simulação repetida para 2 mil cenários hidrológicos  Cenários produzidos por modelos estatísticos sofisticados ► Resultados são críveis, pois o governo confia no mesmo modelo (e dados) para decidir quando (e quanto) acionar as térmicas e construir novos reforços 4

5 Cálculo do risco de déficit de energia ► Para cada cenário simulado e a cada mês do ano, o modelo verifica se a soma da máxima produção hidrelétrica e do total de produção das usinas termelétricas e renováveis atende a demanda total daquele mês ► Em caso negativo, o modelo calcula a energia não suprida e “marca” o cenário como “déficit de energia” ► Risco de qualquer déficit: # de marcados  total de cenários  Exemplo: 40 marcados  2.000 simulados  2% de risco ► Risco de déficit > x% da demanda (e.g. 5%)  Somente marca os cenários em que a energia não suprida total > x% da demanda anual 5

6 Risco de déficit oficial ► Dados de oferta e demanda: Programa Mensal de Operação (PMO) do ONS para março (hidrologia até final de fevereiro) ► Resultados: (i) risco de qualquer déficit: 88%; risco de déficits > 5% da demanda: 24,5%  Qualquer agente tem acesso aos dados e modelo computacional oficial e pode reproduzir estes resultados ► Estes resultados deverão ser atualizados no fim da semana corrente (PMO de abril)  A expectativa é que os índices de risco piorem (pelas razões vistas aseguir) 6

7 Probabilidade de se decretar racionamento ► Em 2007 a PSR desenvolveu um novo índice que procura representar melhor o processo de decretar um racionamento  Decisão ocorre após o término do período chuvoso Final de abril  Redução deve ser constante e significativa (e.g. > 4% da demanda) Equivale a cortar o consumo de 12 milhões de residências  Minimizar o impacto para a sociedade Equilíbrio entre dois tipos de arrependimento: (i) decretar o racionamento cedo demais; e (ii) decretar tarde demais 7

8 Fatores otimistas nas simulações oficiais ► Esvaziamento dos reservatórios ► Vazões no rio São Francisco ► Cronograma de entrada dos reforços 8

9 Esvaziamento dos reservatórios 1. O esvaziamento real dos reservatórios é mais rápido do que indicado pelas simulações oficiais (“fatores de fricção”) 9

10 Exemplo de fricção: esvaziamento de Itaipu 10 ► Consequência: vertimento em usinas a montante com armazenamento reduzido a profundidade do esvaziamento em 2013 e 2014 é inédita

11 Vazões do S.Francisco e cronograma 2. As vazões da região Nordeste no período seco são inferiores às do modelo hidrológico oficial  Vazão em 20 dos últimos 21 períodos secos abaixo da média 3. Atrasos na entrada em operação  2012: previsto acréscimo de 2.340 MW médios de garantia física; entraram 480 MW médios (20%); 2013: entrou 33% do previsto  No início desta semana, a térmica Maranhão 3, de 500 MW, prevista para entrar agora, avisou que vai atrasar 500 dias (!) A PSR ajustou os dados para torná-los o mais realistas possíveis 11

12 Probabilidade de ser decretado racionamento ► Critério: só se decreta racionamento se for > 4% da demanda  2.500 MW médios, equivale a cortar 12 milhões de residências ► Política operativa e simulação com fatores “otimistas” corrigidos ► Critérios técnicos Resultados mais recentes para 2014 ► PMO de março, com previsão de vazões do ONS para o mês de março (74% da MLT)  42,7% 12

13 Índices para monitorar em 2014 ► Armazenamento crítico do SIN no final de abril abaixo do qual, tecnicamente, se decretaria um racionamento em 2014: 46%  Calculado considerando o armazenamento máximo de cada uma dos 4 subsistemas  O ONS indicou há algum tempo que o abastecimento estaria garantido se o armazenamento chegasse a 43% Maneira críptica de dizer que haveria problemas se não chegasse? ► Vazão crítica em março e abril abaixo da qual, tecnicamente, se decretaria um racionamento em 2014: 80% da MLT  Vazão de março será 74% da MLT 13

14 Energia armazenada ao final de abril (histórico) 14 Em 25 de março de 2014 a energia armazenada do SIN estava em 40% do armazenamento máximo. 40% Observa-se o mesmo padrão pré-2001

15 E se o racionamento não for decretado? ► Pior cenário: até outubro os reservatórios ficam completamente vazios, o que seria catastrófico (25% de probabilidade, sem a informação de abril) ► “Melhor” cenário: reservatórios extremamente baixos ao final de novembro  riscos elevados em 2015  Previsão do ONS é 16% de armazenamento em novembro, menor nível da história 15

16 Causas deste risco elevado ► A vulnerabilidade energética não é conjuntural, isto é, não resulta de condições hidrológicas desfavoráveis nem de um crescimento brusco da demanda. Ela é consequência de deficiências estruturais na capacidade de suprimento Evidências ► Esvaziamentos abruptos em 2010 e 2012  Ambos os anos começaram com os melhores níveis de armazenamento da história e terminaram com os piores, apesar de a afluência e o balanço oferta x demanda serem favoráveis ► Acionamento quase permanente das térmicas desde setembro de 2012 16

17 Impactos econômicos 17

18 Temário ► Segurança de suprimento ► Impacto econômico ► Conclusões 18

19 A descontratação das distribuidoras ► Em dezembro de 2012 venceriam cerca de 8.600 MW médios em contratos das distribuidoras  Concentração de contratos do 1 o leilão de energia existente de 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 (expostas) em 3.500 MW médios em 2013; e em 2.500 MW médios em 2014 19

20 A tempestade perfeita ► Em caso de descontratação, as distribuidoras devem comprar o shortfall 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, precisam arcar com as despesas mensalmente ► Como os preços de curto prazo estavam muito elevados  As despesas de compra resultaram maiores do que toda a margem das distribuidoras, e elas quebrariam em poucos meses… 20

21 Exposição total das Distribuidoras em 2014 21 Para um PLD esperado de 500 R$/MWh, a exposição anual seria da ordem de R$ 18 bilhões Com o PLD no teto de 822 R$/MWh, a exposição é R$ 300 milhões por semana

22 Necessidade de recursos (simplificado) 2013: 18 bilhões de reais  10: aliviar a exposição das distribuidoras (empréstimo)  8: CDE (manter redução de 20%)  Governo aportou somente 3,5 (da RGR)  Proposta ANEEL: transformar déficit de 4,5 em aumento de tarifa ABRADEE foi contra: recurso na ANEEL Dúvidas sobre impacto no ACL 2014 (estimado): 27 bilhões de reais  18: aliviar exposição (pode chegar a 26)  9: CDE  Governo só tem orçado 9 bilhões  Propostas: Tesouro aporta + 4 à CDE; CCEE pede + 8 emprestado  Pode ser insuficiente 22

23 Impacto nas tarifas (estimativa preliminar) 23 +16%

24 Detalhamento da tarifa de 2015 ► Parcela estrutural: 293 R$/MWh (inclui leilão A0 @ 150 R$/MWh) + 15 R$/MWh: estimativa do reembolso pelos consumidores dos repasses feitos às distribuidoras em 2013 e 2014; - 10 R$/MWh: estimativa do impacto da conversão de cerca de 3 GWm em cotas de garantia física (sem as usinas de São Simão e Jaguará da Cemig) (com as usinas  - 19 R$/MWh) - 13 R$/MWh: estimativa do aporte de R$ 6 bi do Tesouro como fonte de receita do encargo CDE para 2015. 24

25 Em resumo… ► A situação de suprimento é preocupante  Mesmo que não haja racionamento em 2014, os reservatórios podem chegar em novembro com armazenamento muito baixo  risco de problemas em 2015 ► Os problemas de suprimento são estruturais  Necessário reforçar a oferta em cerca de 2 mil MW médios ► O custo total (2013 + estimativa de 2014) para o setor é 45 bilhões de reais  28 bi serão transferidos para os consumidores ao longo de 5 anos; 17 bi virão de aportes do Tesouro ► A transferência da energia das concessões que vencem em 2015 para as tarifas alivia, porém não compensa, os gastos 25

26 Conclusões: a canoa virou? 26 AINDA NÃO. No entanto, é importante refletir sobre o que tem acontecido…

27 O que estes imbróglios têm em comum? (1/3) ► Todos começaram como problemas que eram potencialmente sérios, mas que poderiam ser resolvidos com relativa facilidade ► No entanto, só foram tomadas providências quando “explodiram”  Exemplos: leilão A-1 de 2012 e esvaziamento abrupto dos reservatórios 27 ► Preocupação: mesmo que as soluções sejam tecnicamente razoáveis, aplicá-las na hora da confusão abre o flanco para acusações de casuísmo e cria fragilidades

28 O que estes imbróglios têm em comum? (2/3) ► As medidas estão sendo tomadas no “sufoco”, sem verificar se há efeitos colaterais que pioram a situação  Exemplos: rateio de custos e mudança na formação de preços 28

29 O que estes imbróglios têm em comum? (3/3) ► Desde a MP 579, os críticos têm sido tratados como adversários ► Preocupações:  Perde-se a contribuição da inteligência coletiva do setor para a solução de problemas complexos  A postura adversária pode levar a que um problema real seja ignorado 29

30 Informações adicionais 30

31 www.psr-inc.com psr@psr-inc.com +55 21 3906-2100 +55 21 3906-2121 MUITO OBRIGADO