Desafio da Integração entre as Indústrias de Gás e Eletricidade no

Desafio da Integração entre
as Indústrias de Gás e
Eletricidade no Brasil
DIOGO LISBONA | EDMAR DE ALMEIDA
LUCIANO LOSEKANN
Motivações
 Geração térmica na base no Brasil – Nova realidade
 Janela de oportunidade: aproveitamento do gás doméstico
 Planejamento indicativo gás-eletricidade truncado
 Reestruturação/Abertura do setor do gás
 Desinvestimentos Petrobras/entrada de novos players
 Necessidade de maior coordenação
 Expansão elétrica renovável intermitente:
 Nova demanda por nova flexibilidade
 Qual o papel das térmicas no sistema em transformação?
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Matriz elétrica renovável em expansão
Fonte: ONS, EPE, CCEE
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RESERVA HÍDRICA SIN (212 TWh)
4x
6x
Demanda
Termelétrica
Incerteza hídrica: risco
estranho à indústria de
óleo e gás
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Dilema do Operador (Otimizador)
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Flexibilidade Térmica (backup) para
Otimizar Variabilidade Hídrica
 Baixo custo fixo, mas elevado custo variável (R$ 2 bi a.m.)
Fonte: ANEEL
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Novo paradigma operativo: geração térmica
na base para garantir suprimento
 Flexibilidade Custosa e Inadequada
Fonte: ONS
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Não é conjuntural, é estrutural
 Perda gradual da capacidade de regularização
Fonte: ONS
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Resposta do Planejamento: contratar
mais térmicas a gás
Fonte: EPE
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 PROBLEMA: Gás doméstico com elevada inflexibilidade
Fonte: MME
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Fonte: MME, EPE
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Expansão Térmica a Gás: alternou fases
de expansão e estagnação
Fonte: MME
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Entraves às térmicas a gás
 Inflexibilidade máxima permitida de apenas 50%
 Exigência, para todas térmicas candidatas, de comprovação de
reserva para lastro de combustível para despacho integral por
todo o contrato
 Não se admite consórcio de supridores
 Penalidades não diferenciam indisponibilidades conjunturais de
estruturais
 Externalidades positivas não são contabilizadas na seleção dos
projetos (localização, despachabilidade, etc.)
 Planejamento truncado: PDE indicativo, PEMAT determinativo
Custos da disponibilidade/flexibilidade
refletidos no preço do gás natural
Considerando: consumo específico (heat rate) de cada central, CVU da semana operativa 20/5/2016 a
27/05/2016, O&M variável de US$ 6/MWh e taxa de câmbio de R$ 3,50/US$.
Fonte: MME, ONS
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Planejamento da Expansão
 Flexibilidade térmica custosa e inadequada
 Entrave à integração gás–eletricidade
 Entrave à aproveitamento do gás doméstico
 Riscos: debaixo do tapete da Petrobras
 GNL foi solução encontrada para prover flexibilidade
 Exposição ao mercado ao spot de GNL arriscada
 Expansão elétrica desconsidera risco de
suprimento por volatilidade de custo de
combustível e por dependência energética
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Nosso Índice Custo-Benefício foi míope
 Expansão centralizada via
leilões genéricos
 ICB enxerga flexibilidade e
complementariedade com
regime hídrico
 NÃO leva em conta:
 Despachabilidade
 Localização
 Emissões de GEE
ICB não enxerga benefícios
das térmicas
 NÃO ENXERGA RISCOS!
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ICB foi solução precursora, olhou para
benefícios das fontes...
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Problema não está apenas em olhar só
para custos, mas em escolher tecnologias
alternativas e não portfólios alternativos
Risco não
capturado de
exposição a
GNL importado
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E a vantagem da flexibilidade térmica?
Ainda existe?
Participação na geração
Novas Energias Renováveis (eólica e solar)
COMPROMETE EQUILÍBRIOS:
 ESTÁTICO: Balanço Oferta/Demanda  Desafio
técnico
 DINÂMICO: Adequação do portfólio  Desafio
econômico
 Requer maior FLEXIBILIDADE
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PARA DIFERERENTES NÍVEIS DE PENETRAÇÃO DAS NER...
EFEITO EQUILÍBRIO: variação da demanda residual
EFEITO UTILIZAÇÃO: adequação do parque gerador residual
FONTE: IEA (2014), “The Power of Transformation: Wind, Sun and the Economics of Flexible Power Systems”
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Duck Curve: Quem vai pagar o pato da
flexibilidade?
FONTE: CAISO
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Como garantir o suprimento?
MWh
Dimensionamento ótimo do parque gerador:
 Capacidade instalada
 Garantir margem de reserva
 Plantas/fontes com diferente fatores de capacidade
horas no ano (8760)
$/MWh
Problema clássico: missing money problem (Joskow, 2006)
renda de escassez banida
preço-teto
DDMÁX
 Em mercados de energia, limitações ao equilíbrio
impedem remuneração adequada da reserva
(apropriação da renda de escassez)
 Solução: mecanismo de remuneração de capacidade
MW
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E agora, com o protagonismo das NER?
$/MWh
Penetração massiva das NER
DDMED
 Deprime os preços dos mercados spot
 Compromete remuneração de todas as
centrais
MW
 Preço deixa de incentivar novos
investimentos, de remunerar ativos
existentes e de sinalizar consumidores
SOLUÇÃO: mecanismo de remuneração de capacidade?
 Solução para “missing money QUANTITATIVE problem”  remuneração de capacidade
 Para prover flexibilidade, adequação depende dos recursos (capabilities), não apenas de
capacidade  Mecanismos são míopes para atributos dos recursos
 Trata-se de um novo desafio: “missing money QUALITATIVE problem”
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Recursos de Flexibilidade
 Brasil já detém muitos recursos de flexibilidade
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Reservatórios hídricos proveem flexibilidade
(estocagem e rápida geração)
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NÃO PARA O BRASIL....
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Menor flexibilidade (incerteza) térmica:
elo de integração gás-eletricidade
 Hoje: flexibilidade térmica para otimizar geração hídrica
 Amanhã: flexibilidade hídrica para garantir intermitência
 NER + Térmicas na Base:
 Liberam flexibilidade hidráulica
 Preservam reservatórios
 Flexibilidade
 Suprimento
 Usos múltiplos
Maior despacho térmico na base permite aproveitamento dos
recursos domésticos e integração entre gás-eletricidade
 Requer maior coordenação
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Iniciativa MME – “Gás para Crescer”
Fonte: MME
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Térmicas Estruturantes a Gás Natural
 Projeto específico: caráter estratégico e interesse público
 Características da Térmica Estruturante a Gás Natural
 Operação na base da carga (inflexibilidade > 50%)
 Localização adequada, para setor elétrico e para
malha de gasodutos
 Combustível utilizado proveniente de recursos
domésticos (NÃO GNL)
 Proposta com caráter geral, para gás onshore e offshore
 Confiram proposta detalhada no trabalho IBP2090_16
CALL FOR PAPERS – OCTOBER 31, 2016
OBRIGADO!
DIOGO LISBONA ROMEIRO
[email protected]