1O conteúdo deste relatório foi produzido pelo Instituto Acende Brasil e seus parceiros.Sua reprodução total ou parcial é permitida, desde que citada a fonte.
Avaliação dos Riscos de Desabastecimento de Energia Elétrica
Claudio J. D. Sales
Brasília, 12 de Novembro de 2008
Objetivos do Programa Energia Transparente
1. Realizar o monitoramento e avaliação da segurança de suprimento nospróximos 5 anos(*):
Avaliação técnica
De forma permanente e periódica
Com metodologia transparente e replicável
Usando dados oficiais (MME, EPE, ONS e ANEEL)
2. Apresentar conclusões e recomendações de ações preventivas e corretivas
2(*) Limitado a 2012, último período de dados disponíveis em 2008 para o PMO (Plano Mensal de Operação do ONS).
Sobre a Periodicidade do Programa Energia Transparente
1º Ano – Edições Trimestrais:Edições em Abril/2007, Julho/2007, Outubro/2007 e Fevereiro/2008
2º Ano – Edições Quadrimestrais, alinhadas às condições hidrológicas:Fim de Fevereiro: Fim do Pico das ChuvasFim de Junho: Fim do Período Úmido Fim de Outubro: Fim do Período Seco
Cronograma sujeito a alteração caso haja atraso no período hidrológico ou evento relevante (ex. leilões de energia)
3
Cálculo do Risco de Déficit
O risco de déficit em cada ano édado 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%
Os estudos do ONS e dos demais agentes, o critério “operação”
Os estudos da EPE e MME em geral usam o critério “planejamento”
4
Critério da Operação x Critério do Planejamento
Critério da Operação Critério do Planejamento
Cortes mais profundos são desproporcionalmente piores para a sociedade
– A penalização por um corte de 10% da demanda pode ser 3 ou 4 vezes maior do que um corte de 5% da demanda, ao invés de 2 vezes
Corta-se a demanda de maneira “preventiva” (antes dos reservatórios ficarem completamente vazios) para diminuir o risco de um corte mais profundo no futuro
Critério usado na operação real do sistema
O custo é proporcional à profundidade do corte
– A penalização por um corte de 10% da demanda é 2 vezes maior do que para um corte de 5% da demanda
“Espera para ver” e só corta a demanda quando não há mais recursos para atender (reservatórios totalmente vazios)
Critério usado no cálculo dos certificados de energia assegurada (lastros) dos geradores
5
Limitações do Cálculo do Risco de Déficit da Operação
À primeira vista, o critério “operação” seria mais adequado para estimar o risco de racionamento, pois replica o procedimento do ONS
Entretanto, ainda faltam alguns elementos importantes para que este cálculo seja realista:
– O critério “operação” permite iniciar o corte da demanda antes de terminar o período chuvoso
• Realidade: a decisão de decretar um racionamento só seria feita após o período chuvoso
– Também se permite aumentar a profundidade dos cortes se a situação piora
• Realidade: o montante a racionar é calculado de maneira conservadora, para evitar o trauma adicional de um aprofundamento
6
Proposta de aprimoramento
Incorporou-se na simulação o mesmo racional de corte da demanda usado no racionamento de 2001:
– A decisão de racionar só é tomada ao final da estação úmida (abril), quando não há mais possibilidade de recuperação dos reservatórios
– O montante a racionar é calculado de forma prudente:
• Simula-se a operação para a estação seca (de maio a novembro) com as piores vazões já ocorridas no passado, supondo que todos os recursos termoelétricos estão despachados na máxima capacidade
• Se o armazenamento do sistema ao final da simulação estiver acima de um mínimo que garanta o controle dos reservatórios (10%), não háracionamento; caso contrário, corta-se o mínimo necessário para garantir o nível de 10%
7
Casos Simulados
Demanda
Oferta ReferênciaReferência AtrasosAtrasos
BaixaEnergia: 4,7%BaixaEnergia: 4,7%
AltaEnergia: 5,1%AltaEnergia: 5,1%
Caso 2Demanda AltaOferta de Referência
Caso 2Demanda AltaOferta de Referência
Caso 1Demanda BaixaOferta de Referência
Caso 1Demanda BaixaOferta de Referência
Caso 3Demanda BaixaOferta com Atrasos
Caso 3Demanda BaixaOferta com Atrasos
Caso 4Demanda AltaOferta com Atrasos
Caso 4Demanda AltaOferta com Atrasos
Caso base discutido nesta apresentação8
Premissas de Crescimento da Demanda
5.1%
4.7%
4.5%
4.6%
4.7%
4.8%
4.9%
5.0%
5.1%
5.2%
Alta Baixa
Taxa
de
Cre
scim
ento
Anu
al (2
007-
2012
)
Demanda AltaBaseia-se nas taxas de
crescimento da trajetória superior do Plano Decenal 2007-2016 com
a atualização do realizado em 2007
Demanda AltaBaseia-se nas taxas de
crescimento da trajetória superior do Plano Decenal 2007-2016 com
a atualização do realizado em 2007
Demanda BaixaCenário do PMO de Fevereiro
Demanda BaixaCenário do PMO de Fevereiro
9* Demanda do Sistema Integrado Nacional. Não considera demanda dos sistemas isolados atuais.
Premissas de Oferta
10
Oferta do Plano Mensal de Operação (PMO) *
Mesma oferta do cenário de referência, exceto:
• Redução em 20% da oferta de Gás Natural em 2008 e 2009
• Redução em 20% da oferta de Óleo Combustível e Óleo Diesel de 2010 a 2012
Oferta de ReferênciaOferta de ReferênciaOferta com Atrasos no GN e
Redução do ÓleoOferta com Atrasos no GN e
Redução do Óleo
(*) Inclui todas as ações de antecipação de entrada de usinas e acionamento de térmicas a óleo anunciadaspelo governo
O susto de janeiro de 2008 (Cálculo de Jan/2008)
9.5%
6.5%
4.5%
6.0%
7.5%
8.5%
20.5%22.0%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
2008 2009
Ris
co d
e D
ecre
tar R
acio
nam
ento
Leve: entre 0% e 1% da demandaModerado: entre 1% e 5% da demandaSevero: maior que 5% da demanda
Situação preocupante (cálculo feito em 23/jan/2008)
Situação preocupante (cálculo feito em 23/jan/2008)
(*) Situação em 23 de janeiro de 2008 (PMO de fevereiro/2008). Inclui todas as ações de antecipação de entrada de usinas e acionamento de térmicas a óleo anunciadas pelo governo.
11
Balanço de Energia Firme (Cálculo de Fev/2008)Caso 2: Demanda Alta, Oferta de Referência
-1.8
-1.0
0.1
-1.1
-2.2
-3.0
-2.5
-2.0
-1.5
-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
2008 2009 2010 2011 2012
GW
méd
io
12Demanda Alta = 5,1% a.a.Oferta Referência = Sem atrasos
Ações governamentais
O governo anunciou medidas emergenciais, tais como:
Antecipação do cronograma de algumas térmicas
Apagás: possibilidade de interromper o suprimento do setor de gás (veículos, indústria etc.) para aumentar a geração das termelétricas
Outra medida governamental foi o acionamento de todas as usinas termelétricas do país, incluindo termelétricas a diesel e a óleo, cujo custo operativo é bastante elevado:
Diesel: 560 R$/MWh*
Óleo: 325 R$/MWh*
13* Valores médios de acordo com o PMO de fevereiro/2008
As térmicas foram acionadas além do indicado pelo PMO
0
100
200
300
400
500
600
mai07
-S1
mai07
-S3
jun07
-S1
jun07
-S3
jun07
-S5
jul07
-S2
jul07
-S4
ago0
7-S2
ago0
7-S4
set07
-S1
set07
-S3
out07
-S1
out07
-S3
nov0
7-S1
nov0
7-S3
nov0
7-S5
dez0
7-S2
dez0
7-S4
jan08
-S2
jan08
-S4
fev08
-S2
fev08
-S4
mar08
-S1
mar08
-S3
abr08
-S1
abr08
-S3
mai08
-S1
mai08
-S3
mai08
-S5
R$/
MW
h
Os procedimentos do ONS regem que uma térmica só pode ser acionada quando Custo Marginal de Operação (CMO) for maior que seu Custo Operativo
Os procedimentos do ONS regem que uma térmica só pode ser acionada quando Custo Marginal de Operação (CMO) for maior que seu Custo Operativo
O CMO só foi superior ao custo operativo das térmicas a óleo durante quatro semanas
O CMO só foi superior ao custo operativo das térmicas a óleo durante quatro semanas
Custo Operativo de Térmica a Óleo
* O gráfico apresenta o PLD, que é igual ao CMO mas limitado por um piso (15,47 R$/MWh) e por um teto(569,59 R$/MWh). O CMO ultrapassou o teto apenas na quarta semana de janeiro e na primeira de fevereiro.
Fonte: CCEE
Período em que as térmicas a óleo foram acionadas
Período em que as térmicas a óleo foram acionadas
14
Despacho fora da ordem de mérito em 2008
1,032
2,1432,253
1,751
2,343
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
Jan-08 Feb-08 Mar-08 Apr-08 May-08
MW
méd
ios
Diesel
Óleo
Gás
A geração fora da ordem de mérito aumentou com a redução do CMO. As térmicas a óleo só foram desligadas em Maio.
A geração fora da ordem de mérito aumentou com a redução do CMO. As térmicas a óleo só foram desligadas em Maio.
Fonte: ONS15
Quanto custou?
O acionamento fora da ordem de mérito das térmicas de janeiro a agosto já custou ao consumidor de energia mais de 1,6 bilhão de Reais1
Para referência: quase duas vezes o orçamento mensal do Bolsa Família (912 milhões de Reais), que atende a 11 milhões de famílias2
1 Fonte: CCEE162 Fonte: Ministério de Planejamento
Quem pagou?
Todos os consumidores1, livres e cativos2, através do Encargo de Serviços do Sistema (ESS)
Pagamento por Encargos de Serviços do Sistema (ESS)
189136
194 207
24
1,037
0
200
400
600
800
1,000
1,200
2003 2004 2005 2006 2007 2008 (jan a abr)
Milh
ões
de R
$
Valor bastante superioraos dos anos anteriores Valor bastante superioraos dos anos anteriores
(Jan a Ago)
> 1.600
1 Uma parcela adicional (R$ 25 milhões) foi repartida entre geradores e consumidores (geração causada pela Curva de Aversão a Risco)17
2 As distribuidoras transferirão o custo para os consumidores cativos nos próximos reajustes tarifários
Quem determinou o despacho?
A determinação de todos os despachos suplementares foi do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE1
O mandato original do CMSE era somente o de avaliar as condições de segurança operativa e alertar o MME caso o risco de suprimento fosse mais elevado do que o desejável
Entretanto, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou a Resolução nº 8 no dia 20 de dezembro de 2007 que dava poderes dedecisão operativa ao CMSE “em casos excepcionais e respaldado por um estudo do ONS” (Próxima Página)
O CMSE não divulgou os estudos técnicos do ONS que teriam respaldado a determinação de dezembro de 2007 nem forneceu uma justificativa técnica mais detalhada para a mesma
1 Formado por representantes do Ministério de Minas e Energia (MME), Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Agência Nacional do Petróleo (ANP), Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
18
Risco de Decretar Racionamento (Cálculo de Junho 2008)Caso 2: Demanda Alta, Oferta de Referência
Demanda Alta = 5,1% a.a.Oferta Referência = Sem atrasos
3.0%
0.5%1.5%3.0%
5.0%
3.0%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
2009 2010
Ris
co d
e D
ecre
tar R
acio
nam
ento
Leve: entre 0% e 1% da demandaModerado: entre 1% e 5% da demandaSevero: maior que 5% da demanda
Balanço de Energia Firme (Cálculo de Junho 2008)Caso 2: Demanda Alta, Oferta de Referência
-1.0
0.0
-1.1
-2.1
-3.0
-2.5
-2.0
-1.5
-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
2009 2010 2011 2012
GW
méd
io
Não há tempo para construir nova capacidadeNão há tempo para construir nova capacidade
Necessidade de nova capacidade (pode ser adicionada nos leilões A-3 de 2008 e 2009 + consumidores livres)
Necessidade de nova capacidade (pode ser adicionada nos leilões A-3 de 2008 e 2009 + consumidores livres)
20Demanda Alta = 5,1% a.a.Oferta Referência = Sem atrasos
Resultado dos Leilões de 2008
0,00,3 0,4
0,5
1,11,1
00,20,40,60,8
11,21,41,61,8
2009 2010 2011 2012
Ano
GW
méd
io
Leilão de Energia de Reserva 6o Leilão de Energia Nova
21Demanda Alta = 5,1% a.a.Oferta Referência = Sem atrasos
Balanço de Energia Firme considerando o Resultado dos Leilões
-1,0
0,3 0,4
-0,5
-1,2
-0,6
0
0,6
2009 2010 2011 2012
Não há tempo para construir nova capacidade
Não há tempo para construir nova capacidade
Cobertura dos déficits estruturais
Cobertura dos déficits estruturais
Necessidade de nova capacidade (pode ser adicionada nos leilões A-3
de 2009 + consumidores livres)
Necessidade de nova capacidade (pode ser adicionada nos leilões A-3
de 2009 + consumidores livres)
22Demanda Alta = 5,1% a.a.Oferta Referência = Sem atrasos
Perfil Energético dos Leilões de Energia
Fonte: CCEE, Análise Instituto Acende Brasil
32%
16%
51%
1%
Resultado consolidado do 1o leilão de Reserva e 6o Leilão de Energia Nova
Óleo Combustível
Outras Fontes
Bagaço de Cana
Gás Natural
23
Custos de geração por fonte (R$/MWh)
PSRANEEL 2)MME 1)Fontes
1500 - 3000Solar
602Diesel
200 - 250294Eólica
161 - 164
161 - 163
151 - 155
145 - 151
110 - 114
135 - 137
114 - 124
114 - 124
382Óleo combustível
128 - 190175Gás Natural
130 - 160152Carvão importado
130 – 170 3)Nuclear
133Carvão Nacional
100 - 200121Biomassa
GNL CC
100 - 150PCH
80 - 120116UHE 105
125
140
141
150
152
164
249
382
602
2250
UHE
PCH
Biomassa
Carvão Nacional
Nuclear
Carvão Importado
GN
Eólica
Óleo
Diesel
Solar
Valores médios entre MME, ANEEL
Considera flexibilidade das plantas
Fontes: 1) Zimmerman – 41o Fórum de Debates Projeto Brasil2) Kelman - palestra na FIESP em 14/5/07 3) Caso Angra III – não considerando o sunk cost
Frequência de Despacho vs. CVU das Usinas
Fonte: Mario Veiga, - MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA - Desafios Atuais – Impacto de Longo Prazo - 5o Enase, 1-2 de Outubro de 2008
23%
12%
8%6% 5% 4%
45%
31%
21%
15%11%
9%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
100 150 200 250 300 350CVU (R$/MWh)
frqüê
ncia
de
desp
acho
Premissas leilão Com políticas operativas
25
Custo do Despacho Segundo Políticas Operativas
Simulação para o Plano Mensal de Operação (PMO) do ONS de Agosto de 2008 – Valores Médios
1,5
3,5
2,2 2,2
0
2
4
2009 2010 2011 2012
- R$ Bilhões -
26Fonte: Mario Veiga, - MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA - Desafios Atuais – Impacto de Longo Prazo - 5o Enase, 1-2 de Outubro de 2008
Conclusões
1. A determinação do CMSE de despachar usinas termelétricas fora da ordem de mérito jácustou mais de R$ 1,6 Bilhão aos consumidores
2. Causa preocupação a falta de transparência sobre as razões para estas decisões
Os estudos técnicos (análises do aumento do custo operativo versus melhoria da segurança operativa) não foram divulgados
Risco de decisões discricionárias, com a gradual transformação do CMSE em um “ONS do B”
3. A recente divulgação da adoção de níveis meta no final do período seco é mais uma manifestação da falta de estudos transparentes sobre custos e benefícios das medidas:
Qual o custo adicional atrelado ao aumento de segurança? Não há alternativas mais baratas?
4. É fundamental regulamentar, desde já, como seria um eventual racionamento, para evitar medidas emergenciais (e caras)
Até hoje não existe um “Plano B” para gerenciar crises de suprimentoO conhecimento prévio das regras de racionamento oferece incentivos para queprodutores e consumidores adotem medidas que resultam na diminuição ou aténa eliminação do risco
27
28
Sobre o Instituto Acende Brasil
O Instituto Acende Brasil é um Centro de Estudos que visa a aumentar o grau de Transparência e Sustentabilidade do Setor Elétrico Brasileiro. Para atingir este objetivo, adotamos a abordagem de Observatório do Setor Elétrico e estudamos as seguintes dimensões:
Objetivos do Programa Energia TransparenteSobre a Periodicidade do Programa Energia TransparenteCálculo do Risco de DéficitCritério da Operação x Critério do PlanejamentoLimitações do Cálculo do Risco de Déficit da OperaçãoProposta de aprimoramentoCasos SimuladosPremissas de Crescimento da DemandaPremissas de OfertaBalanço de Energia Firme (Cálculo de Fev/2008)Caso 2: Demanda Alta, Oferta de ReferênciaAções governamentaisAs térmicas foram acionadas além do indicado pelo PMODespacho fora da ordem de mérito em 2008Quanto custou?Quem pagou?Quem determinou o despacho?Risco de Decretar Racionamento (Cálculo de Junho 2008)Caso 2: Demanda Alta, Oferta de ReferênciaBalanço de Energia Firme (Cálculo de Junho 2008)Caso 2: Demanda Alta, Oferta de ReferênciaResultado dos Leilões de 2008Balanço de Energia Firme considerando o Resultado dos LeilõesPerfil Energético dos Leilões de EnergiaCustos de geração por fonte (R$/MWh)Frequência de Despacho vs. CVU das UsinasCusto do Despacho Segundo Políticas OperativasConclusõesSobre o Instituto Acende Brasil