SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Situação atual e o que vem por aí Mario Veiga mario@psr-inc.com ABRACE, 25 de fevereiro de 2015

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Temário Antecedentes Perspectivas de suprimento para 2015 Possíveis ações na oferta & demanda Impactos das ações nos agentes setoriais Conclusões 3

Evolução do armazenamento (SIN) 2012-2014 PIOR armaz. da história MELHOR armaz. da história 4

Por que os reservatórios esvaziaram? Excesso de demanda? NÃO – a demanda nestes anos foi inferior ao esperado Falta de capacidade de geração? (devido por exemplo a atrasos) NÃO, de acordo com o governo Estimativas feitas pela EPE e divulgadas pelo CMSE: haveria uma sobra de capacidade (garantia física) de 6 mil MW médios (equivale a B.Monte) Demora para acionar as térmicas? NÃO – desde outubro de 2012, todas as térmicas foram acionadas quase ininterruptamente, inclusive nos períodos de chuva Última opção: estamos passando por uma “crise hídrica sem precedentes”, como diz o governo e sai com frequência na mídia?

... e 2014 foi 9º pior do histórico Houve seca severas em 2012, 2013 e 2014? NÃO 2013 foi um ano bom... 2012 foi um ano bem razoável... ... e 2014 foi 9º pior do histórico 6

Foi o 16º pior do histórico E o triênio 2012/2014? Foi o 16º pior do histórico 7

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 Se o passado fosse reconstituído (“backcasting”) com os modelos oficiais de simulação, o nível dos reservatórios em dezembro de 2013 seria 65% (22 pp maior do que o real) Esta diferença possibilitaria o atendimento a uma carga anual de 5,3 GW médios

Quais são estas restrições operativas? Coeficientes de produção das hidrelétricas piores do que nominais Resistência das hidrelétricas à aferição devido ao impacto comercial Redução da garantia física  menor contratação O esquema de hedge hidrológico MRE dilui a responsabilidade individual (“tragédia dos comuns”) Contribui para o chamado “problema do GSF”, a ser discutido Batimetria desatualizada + assoreamento  incerteza no balanço hídrico e operação dos reservatórios Problemas de transmissão dificultam a otimização do uso das hidrelétricas Transferência de energia entre regiões, vertimentos localizados etc. Causa principal: falhas nas subestações Problemas de manutenção, agravados com a MP 579 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

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 Esvaziamento inédito de Itaipu em 2013 e 2014 VERTIMENTOS EM CAPIVARA Data Nível (m) Volume Útil % Vertimento (m3/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 O modelo computacional usado pelo ONS nem previa a hipótese de esvaziamento Vertimento em reservatórios 50% cheios

Em resumo: o sistema gerador está sobrecarregado Este desequilíbrio estrutural de geração deve ser corrigido, caso contrário os problemas podem se repetir

Impacto tarifário A previsão para 2015 incorpora o benefício dos novos leilões de concessão de julho daquele ano +40% -18% +21% +3% 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

Impacto nas distribuidoras e geradores Fragilidade financeira das distribuidoras Perdas bilionárias dos geradores hidrelétricos (GSF) O GSF é a razão entre a energia hidrelétrica produzida e a “energia firme” das hidrelétricas (garantia física) Como a garantia física é, por definição, a energia que as hidrelétricas produzem em situações de seca severa (critério de planejamento), é de se esperar que GSF seja  1 No entanto, o GSF tem sido inferior a 1 desde 2013 Como visto, a razão não é uma hidrologia adversa, e sim o uso excessivo dos reservatórios devido à deficiência estrutural Custos substanciais para os geradores termelétricos Manutenções mais frequentes e exposição financeira durante o período em que o gerador está parado

Impacto na establidade regulatória Despacho termelétrico na base Esvaziamento dos reservatórios: vulnerabilidade para 2014 Reservatórios não se recuperam A. Pública piso e teto do PLD Decisão em novembro 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 2ª tranche de empréstimos pela Conta ACR + “Crise do GSF” 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 // // // // // 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 Criação da Conta-ACR: 1ª tranche de empréstimos bancários para transferir recursos às distribuidoras. Promessa de aporte adicional do Tesouro à CDE Leilão A0 MP 605 Ampliação dos recursos da CDE para redução das tarifas. REN 559/13 (mudanças na TUST) + Portaria 185 (cessão de contratos no ACL) 14

Perspectivas para 2015

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 1.500 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

Infelizmente, as vazões têm sido muito ruins… Vazões em janeiro: as piores da história SE: 38% (antes, a pior era 44% em 1953) NE: 25% (antes, a pior era 34% em 1971) SIN: 50% (pior do histórico) Ídem para fevereiro (projeção ONS) Embora o período chuvoso vá até abril, janeiro e fevereiro são os meses mais importantes

Primeiro semestre: risco de blecaute 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: 18 GW Produção renováveis: 5 GW Diferença potência – demanda: 9 GW (Jan); 5 GW (Fev)

Metodologia para risco de racionamento 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 /2015 40% Simulação detalhada até final de abril, usando 1.200 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

Risco de racionamento Visão de 20 de fevereiro: ENA do SIN em fev = 60% da MLT Risco de racionamento para cada faixa de corte da demanda e para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste/Sul (SE/S) e Nordeste/Norte (NE/N): A probabilidade de se decretar racionamento é diferente para os sistemas devido às limitações da rede de transmissão. Existe 12% de probabilidade do excedente de energia do NE/N não conseguir escoar para o SE/S, resultando na necessidade de se decretar racionamento apenas neste último sistema. A probabilidade de decretar racionamento no sistema Sudeste/Centro-Oeste é igual à do sistema Sul e a probabilidade do Nordeste é igual à do Norte.

Risco condicionado a diferentes períodos chuvosos Realizou-se uma análise condicionada com 3 clusters equiprováveis baseados nas ENAs do SIN de março a abril/2015. O gráfico mostra a evolução dos armazenamentos de acordo com os clusters e em vermelho a probabilidade de se decretar um racionamento associada a cada cluster e a cada sistema.

E se o racionamento não for implementado? O gráfico apresenta a probabilidade do nível do armazenamento do do SE ficar abaixo de 10% 22

E chegando a 10% no final de novembro... O gráfico mostra a evolução do nível dos reservatórios para 3 clusters de vazões projetadas para o período dez/2015 a abr/2016 Na ocorrência do cluster seco, há 52% de probabilidade de ser decretado um racionamento em 2016

E chegando a 10% no final de novembro... Se o período úmido de 2014 se repetir será necessário realizar um racionamento de 14% da carga do SE/S em 2016. Com o período úmido de 1953, o montante aumenta para 22%. Reservatórios estariam abaixo de 10% em dezembro, janeiro e fevereiro, o que compromete o atendimento à ponta.

Sensibilidade ao crescimento da demanda As análises anteriores foram realizadas considerando a projeção de demanda do ONS (crescimento de 3,2% em 2015) Considerando crescimento nulo em 2015 temos: Risco de decretar racionamento SE/S: 61% Risco de decretar racionamento NE/N: 41% 25

Possíveis ações: aumento da oferta Imediata Geração diesel do setor de serviços 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 é maior no inverno Curto prazo (3 meses): turbinas a gás compactas Podem vir de avião e serem instaladas em RJ e SP Médio prazo (6 meses): fotovoltaica Instalação em parques eólicos da Bahia Padrão de vento à noite  uso do sistema de transmissão Instalação residencial 26

Possíveis ações: redução da demanda Campanha publicitária Temas: (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) Em último caso, racionamento Por cotas, ao invés de cortes rotativos Alocação das cotas? (proporção ao consumo, ao nível de contração?) Racionamento “flat” ou isentando classes específicas? 27

Racionamento: diferenças entre 2001 e 2015 Eficiência no consumo maior em 2015 Impacto de uma redução de x% hoje seria maior do que em 2001 Situação econômica, fiscal e inflação piores em 2015 Margem de manobra menor e impactos cruzados mais complexos 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 imprensa) confundem a crise de água (que de fato se deve à seca) com a de energia (problema de gestão em 2012-2014, mas agravado pela seca recente)  explicação de que estamos passando por uma crise hídrica sem precedentes 28

Desafios para o setor elétrico Inexistência de regras sobre racionamento cria vulnerabilidades jurídicas Racionamento e racionalização têm impactos comerciais diferentes Grande exposição do mercado financeiro ao setor elétrico Existência do mercado livre Grande variedade de tipos de contratos e relações comerciais Liquidação multilateral da CCEE Risco de inadimplência 29

Conclusões Segurança de suprimento preocupante Custo da energia mais elevado para ACR e ACL Medidas de aumento de oferta e redução de carga 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 deveriam minimizar as perdas para a sociedade e evitar quebras setoriais

MUITO OBRIGADO