SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Situação atual, perspectivas e propostas
Mario Veiga
[email protected]
LIGHT, 3 de dezembro de 2014
1
Provedora de ferramentas analíticas e serviços de consultoria (estudos econômicos,
regulatórios e financeiros) em eletricidade e gás natural desde 1987
65
países
Nossa equipe é composta por 50 especialistas em engenharia, otimização,
sistemas de energia, estatística, finanças, regulação, meio ambiente e TI
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 1o 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)
R$/MWh - valores nominais
A previsão para 2015 incorpora o benefício dos
novos leilões de concessão de julho daquele ano
447
+27%
353
338
+24%
-18%
276
Dez/2012
Fev/2013
+3%
284
Dez/2013
Nov/14
Projeção 2015
Tarifa Anexo I (sem impostos PIS/COFINS/ICMS)
11
O que causou estes problemas?
► Porquê não houve o leilão A-1 de 2012?
► São Pedro é culpado pelos preços altos de 2013-2014?
► E a MP 579?
12
Por que não houve o leilão de 2012?
► O governo nunca explicou o porquê desta decisão. Em nossa
opinião, a explicação mais plausível é que o governo esperava a
adesão de todos os geradores à proposta de renovação das
concessões da MP 579
 Esta adesão compensaria plenamente os contratos expirados
 A CCEE, dentre outros, alertou sobre o problema
► O governo percebeu posteriormente a seriedade do problema e
tentou corrigi-lo em três ocasiões:
1.
Leilão extraordinário em abril de 2013, que não atraiu geradores interessados
2.
Um segundo leilão, realizado ao final de 2013, atendeu cerca de 40% do
consumo descontratado
3.
Finalmente, o terceiro leilão (abril de 2014) conseguiu reduzir a maior parte da
exposição das distribuidoras ao mercado de curto prazo
•
Porém a um preço elevado, 270 R$/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%
62%61%
EARM SIN (%max)
57%
63%
60%
55%
55%
49%
47%
46%
44%
43%
43%43%
40%
39%40%
38%
37%
33%31%
43%
40%
42%
34%
29%
Oct-14
Sep-14
Aug-14
Jul-14
Jun-14
May-14
Apr-14
Mar-14
Feb-14
Jan-14
Dec-13
Nov-13
Oct-13
Sep-13
Aug-13
Jul-13
Jun-13
May-13
Apr-13
Mar-13
Feb-13
Jan-13
Dec-12
Nov-12
Oct-12
Sep-12
Aug-12
Jul-12
Jun-12
May-12
Apr-12
Mar-12
Feb-12
Jan-12
23%
14
80%
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%
ENA SIN (% MLT)
Houve uma seca severa em 2013?
NÃO. 2013 foi um ano médio
140%
120%
100%
97%
83%
40%
87%
2013
67%
60%
2012
2001
20% 1953
0%
15
E em 2014? (valores de janeiro a outubro)
Foi mais seco, mas nada catastrófico
(nono pior da história)
140%
120%
99%
100%
90%
80%
80%
63%
2013
60%
2012
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%
ENA SIN de janeiro a outubro (% MLT)
160%
16
Foi o 16º pior do histórico
140%
120%
100%
88% 91%
80% 71%
1999/2001
60%
2012/2014
40%
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%
ENA SIN do triênio (% MLT)
E o triênio 2012/2014?
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
87% 87% 86%
85% 86%
79%
80%
75%
82%
77% 77%
74%
77%
75%
67%
70%
67%
62%
57%
55%
51%
57%
Se o passado fosse
reconstituído (“backcasting”)
com os modelos oficiais de
simulação,
o nível dos
Simulado
reservatórios
em dezembro
Real
de 2013 seria 65% (22 pp
maior do que o real)
76%
68%
65%
72% 72%
80% 80%
62%
54%
62% 61%
55%
47%
46%
38%
37%
33%
31%
63%
65%
60%
55%
49%
44%
40%
43%
Esta diferença possibilitaria o atendimento
a uma carga anual de 5,3 GW médios
18
Consequência desta defasagem entre operação real e simulações oficiais:
viés otimista nas projeções de preço e segurança dos estudos governamentais
Outros indícios de restrições na operação real
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
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
Atrasos
em
hidrologia,
não2014
foram a causa principal dos eventos de 2013 e 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
Decretos que
regulamentam
a MP 579
MP 579: renovação das
concessões e anúncio de
redução de 20% em
média nas tarifas
Set/12 Out/12
Res. CNPE 03
(aversão ao risco + mudança
na alocação do ESS)
Nov/12 Dez/12 Jan/13 Fev/13 Mar/13
Abr/13
A. Pública piso
e teto do PLD
Decisão em
novembro
Implementação das
mudanças na
formação de preço
Decreto 7.945
Empréstimo do Tesouro
Nacional para socorro
financeiro às distribuidoras
//
Reservatórios não se recuperam
2ª tranche de
empréstimos
pela Conta ACR
+
“Crise do GSF”
Salto do PLD + risco
de racionamento +
auxílio às discos
//
Jun/13
//
//
Set/13
Jan/14
//
Mar/14
Abr/14
Ago/14 Set/14
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)
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:
18 GW
► Produção renováveis:
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)
Nov/14
10%
...
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 m3/s
 Itaparica: 1.100 m3/s
 Xingo: 1.100 m3/s
 Três Marias: 120 m3/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
Entre 4% e 5% da demanda
Entre 5% e 10% da demanda
Entre 10% e 15% da demanda
Entre 15% e 20% da demanda
Maior que 20% da demanda
Total
Probabilidade de se decretar
um racionamento
2.3%
7.7%
5.5%
2.8%
0.6%
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?)

►
Custos térmicos adicionais em 2015 caso a hidrologia não seja muito boa: R$ 15 bilhões

►
O fundo setorial RGR, destinado a estas indenizações, não tem recursos
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
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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
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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)
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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)
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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
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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
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► 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
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