desenvolvimento do mercado de gás natural no brasil para ... · avaliação de alavancas de...

"A4rb_Premium"_v01_20110801

São Paulo, 25 de novembro de 2015

Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural no Brasil para Geração de Energia Elétrica

Apresentação para Aneel


251115_ApresentaçãoANEEL.pptx 2

> Neste sentido, foram desenvolvidas propostas de melhorias do mercado do gás natural para superar 4 principais desafios:

– Aumento da oferta de gás natural para o setor elétrico brasileiro

– Expansão da infraestrutura de transporte do gás natural no Brasil

– Viabilização da flexibilidade da oferta de gás natural

– Harmonização de regras comerciais e da estrutura de leilões

2

Sumario executivo

> A demanda de gás natural está crescendo rapidamente no Brasil, puxada fortemente pela geração termelétrica que é cada vez mais necessária na matriz energética por causa da volatilidade das fontes renováveis em determinados meses do ano

Fonte: Apine; PSR; Roland Berger Strategy Consultants

> Este crescimento da geração termelétrica requer um suprimento de gás natural confiável e competitivo



3

Conteúdo

Situação atual e tendência futura do mercado do gás natural no Brasil

Desafio da viabilização da flexibilidade da oferta de gás natural

Desafio do aumento da oferta de gás natural para o setor elétrico brasileiro

Desafio da expansão da infraestrutura de transporte do gás natural no Brasil

Fonte: Roland Berger Strategy Consultants

Desafio da harmonização de regras comerciais e da estrutura de leilões

1

2.1

2.3

2.2

2.4



4

Conteúdo

Situação atual e tendência futura do mercado do gás natural no Brasil

Desafio da viabilização da flexibilidade da oferta de gás natural


Desafio da expansão da infraestrutura de transporte do gás natural no Brasil


Desafio da harmonização de regras comerciais e da estrutura de leilões

1

2.1

2.3

2.2

2.4


251115_ApresentaçãoANEEL.pptx 5 Fonte: MME (Balanço Energetico Nacional), ANP, Roland Berger Strategy Consultants

17,6 21,227,6

36,023,5

26,328,9

30,7

30,3

15,1

19,415,9

24,1

26,0

10,3

10,4 10,0

9,8

9,4

11,4

101,8

+8%

2013

60,4

92,1

2012

75,9 73,7

2008 2010 2006

Setor energético e

Produção deriv. petróleo1)

Resid., Comerc., Público,

Transp. e Não Energético

Geração termelétrica

Industrial

1) Energia consumida nos Centros de Transformação e/ou nos processos de extração e transporte interno de Produtos Energéticos, na sua forma final 2) Até 2007 / 2008, o consumo em transportes apresentou forte expansão, em especial com o aumento da penetração dos veículos bicombustíveis. Com o aumento dos preços de gás e

o aumento da oferta de etanol, houve uma retração no consumo de gás no transporte

CAGR

06-13

8%

4%

18%

-1%2)

Demanda de gás natural [MM m³/dia – total anual]

A demanda de gás natural vem crescendo rapidamente no Brasil, puxada fortemente pela geração termelétrica

1.1 Situação atual e tendência futura



A geração termelétrica está compensando a crescente volatilidade das fontes renováveis

100%

Out Set Ago

27%

Jun Mai

24%

Abr Mar Fev Jan Dez Nov Out Set

17%

Ago Jul Jun Mai

20%

Abr Mar Fev Jan Dez Nov

3%

Out Mai Jan Abr Ago Fev Nov Mai Mar

3%

Mar Abr Jun Dez Mai

14%

Ago Jun Jun Jan Jul Set Abr

6%

Jul

6%

Jul Fev Jan Ago Out Set Set Mar Nov Out Jul Fev

20%

Dez

Energía hidráulica Energia nuclear Energia eólica Energía térmica Convencional

Fonte: ONS; Roland Berger Strategy Consultants

Geração de Energia no SIN [% de GWh gerados; 2010-20141)]

2010 2011 2012 2013 20141)

1) Geração em 2014 considerada até o mês de outubro

1.1 BACK-UP



7

A analise da demanda mensal mostra o aumento e a grande volatilidade do consumo de gás na geração termelétrica nos últimos anos

Demanda de gás natural [MM m³/dia – media mensal; Jan 2012 – Ago 2014]

0

10

20

30

40

50

60

jan-15 jul-14 jan-14 jul-13 jan-13 jul-12 jan-12

Setor energ. e produção

deriv. petroleo

Resid., comerc., publico,

transp. e não energ.


Industrial

Fonte: MME, Roland Berger Strategy Consultants

0

20

40

60

80

100

120

jan-12 jul-12 jan-13 jul-13 jan-15 jul-14 jan-14

Demanda total mensal de gás Demanda mensal de gás por setor



251115_ApresentaçãoANEEL.pptx 8 Fonte: ANP, Roland Berger Strategy Consultants

33,740,4 41,3

53,861,0

25,5

30,5 26,9

27,5

31,8

13,3

8,5

+9%

2013

106,1

2012

89,9

2010

75,9

7,62)

2008

70,9

2006

59,2

1) CAGR 10-13 2) Abertura de terminal de GNL de Pecem e Guanabara entre 2008 e 2009

CAGR

06-13

3%

9%

20%1)

Oferta de gás natural [MM m³/dia – total anual]

A oferta conseguiu acompanhar a evolução da demanda, com base no crescimento da produção nacional, mas também importação GNL


Gás nacional

Bolívia

GNL



Apesar de não ter tido muito sucesso nos leilões anteriores, é esperado um grande crescimento da geração a gás natural até 2023

Histórico em leilões recentes de gás, óleo combustível e carvão Expansão esperada apena das usinas a gás natural

Expansão projetada da geração termelétrica em leilões recentes [GW]

1,0

1,62,0

1,3

1,2

0,30,4

Gás Natural

Óleo

Combustível

Carvão

2013 2012 2011 2010 2009 2008

3,3

2007

3,8

2,7

1,1

2006

3,2

2005

3,5

2,3

0,5

0,7

3,0

3,3

2014

Fonte: PDE 2023, ANEEL, Roland Berger Strategy Consultants


Expansão

2020-2023

+5,5

Expansão

2013-2020

+3,2

Nota: incluiu o leilão do 28 de novembro 2014

Leilão do 28 novembro 2014

Empreendimento da Bolognesi Energia atípico com uma térmica baseada no GNL situada no litoral



10

A capacidade instalada de termelétricas à gás deve crescer a um ritmo de 3,6% a.a. até 2020, e acelerar-se após esse ano

16,0 3,6%

2021 2022

17,5

11,3%

2014

11,4 11,3

2013

20,0

2023 2016

12,2

2015

12,2 12,5

2017 2018

12,5

2019 2020

13,0

14,5

Capacidade Instalada de térmicas à Gás Natural [GW; 2013-2023]

Fonte: PDE 2023, Roland Berger Strategy Consultants

1.1 BACK-UP

Crescimento até 2020 já quase completamente cumprido no leilão do 28 de novembro 2014


251115_ApresentaçãoANEEL.pptx 11 Fonte: MME, PDE 2023, EPE, Roland Berger Strategy Consultants

1) Fixa a partir da o valor 2023; 2) Calculado pela Roland Berger; 3) A média de 2014 foi 114 MM m³/dia, com base nos relatórios mensais de consumo de gás do MME até outubro, e considerando-se os valores de novembro e dezembro como a média dos meses anteriores. O consumo médio industrial foi de 43 MM m3/dia e a geração termoelétrica teve um consumo médio de 47 MM m3/dia

Projeção da demanda de gás natural da PDE 2023 [MM m3 /dia]

A demanda até 2030 é esperada com um grande crescimento da geração a gás natural, que aumentará também a variabilidade anual


36 46

30 32 4454

7426 31

36

43

30

45

69

69

281929

17

246

13

2023

197

10

2018

147

9

20143)

115

7

2013

102

9

20302)

+5%


Industrial

Setor energético e

Produção deriv. petróleo

Resid., Comerc., Público,

Transp. e Não Energético

Geração elétrica adicional 1)

% de utilização média da capacidade instalada

49% 30% 28% CAGR

13-30

2%

5%

2%

4%



12

Fonte: PDE 2023, EPE, Roland Berger Strategy Consultants

4674

111

196

30

30

30

30

41

41

41

41

2023

182

145

2014

117

5%

2030

2673)

2018

Gás nacional On-shore + Off-shore1)

Bolívia

GNL

1) Inclui tanto reservas do pré-sal, quanto reservas fora do pré-sal. 2) Baia de Guanabara com 20 MM m3/dia, Pecém com 7 MM m3/dia e Bahia com 14 MM m3/dia 3) Calculado pela Roland Berger

CAGR

14-30

0%

8,4%

0%

Projeção da oferta de gás natural da PDE 2023 [MM m3/dia]

A oferta crescerá muito baseada na produção nacional (on-shore e off-shore) – incerteza sobre suprimento do gás boliviano a partir do 2019


Nada garante que a capacidade atual de regaseificação (41 MMm³/dia2)) seja suficiente para atender a demanda nos meses de pico. É possível que sejam necessários no futuro investimentos em novos centros de GNL e nos portos para aumentar a flexibilidade do fornecimento externo de gás natural

Há incerteza sobre suprimento do gás boliviano a partir do 2019 (término do contrato), dado que a oferta poderá diminuir em função da redução de investimentos em E&P e demanda interna devido a baixos preços



RO

AC

AM

RR

PA

AP

TO

MA

PI

CE RN

PB PE

AL SE

BA

MG ES

RJ SP

PR

SC

RS

MS

MT

GO

DF

7

9

13

13

As termelétricas integradas no PPT em operação possuem capacidade instalada total de ~ 6,3 GW

Usinas Termelétricas a Gás Natural em Operação

Fonte: ANP; ABEGAS; Roland Berger Strategy Consultants

Usina

Euzébio Rocha (ex-Cubatão)

Barbosa Lima Sobrinho (ex-Eletrobolt)

Mário Lago (ex-Macaé Merchant)

Termoceará

Gov. Leonel Brizola (ex-Termorio)

Luiz Carlos Prestes (ex-Três Lagoas)

Araucária

Aureliano Chaves (ex -Ibirité)

Juiz de Fora

Norte Fluminense

Termofortaleza

Termopernambuco

Uruguaiana

Tipo de Térmica

Capacidade Instalada Total [MW] - ONS

Custo Variável [R$/MWh]

Consumo Específico [mil m3/dia/MW]

Consumo Gás Natural [MM m3/dia]

1,30

2,26

5,40

1,44

5,18

1,92

2,21

0,99

0,52

3,78

1,66

2,32

2,80

5,20

5,85

5,85

6,56

4,89

7,46

4,57

4,38

5,98

4,35

4,78

4,35

4,37

191

225

222

184

122

101

175

168

150

38

82

70

141

250

386

923

220

1.059

258

485

226

87

868

34

533

640

cc

ca

ca

ca

ccv

ca

cc

cc

ca

cc

cc

cc

cc

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Localização das usinas

4 11

12

8

1

6

2 3 10 5

Gasodutos

Terminal de GNL

BACKUP



Infraestrutura precária e indisponibilidade de insumo inviabilizam o desenvolvimento comercial do mercado de gás do Brasil

A

Na etapa 1.1 identificamos a necessidade de o mercado brasileiro se desenvolver tanto física como comercialmente

Alavancas de evolução


Avaliação de alavancas de desenvolvimento do mercado

Programa de melhoria da infraestrutura

> Abertura do mercado a outros players

> Incentivos do governo ao investimento

Contratos e mecanismos de precificação sofisticados

> Aumento da dinâmica comercial através de maior flexibilização contratual e maior facilidade de importação direta

> Desenvolvimento de novos produtos (e.g. contratos financeiros)

B

1

2 3 B

posição insustentável

A

Maturidade física

Maturidade comercial

Contexto regulatório 3

1

2




O desenvolvimento do mercado brasileiro de gás deve passar por 3 fases – melhoria da infraestrutura, unbundling e liberalização


Avaliação do processo de desenvolvimento do mercado brasileiro

Tempo Hoje

Programa de melho-ria da infraestrutura

Transição para regime livre

"Desregulação" do mercado

– Liberação do acesso de

terceiros à infraestrutura

física existente

– Criação de incentivos ao

aumento do investimento

privado

– Configuração de um regime

regulatório único para os

Estados

– Desagregação total dos

segmentos da cadeia de

valor

– Maior transparência do

preço por tipologia do

serviço

– Flexibilização das

cláusulas contratuais (e.g.

garantia física)

– Flexibilização total dos

preços cobrados pelos

vários serviços

– Liberalização total dos

modelos contratuais

(mercado livre)

– Flexibilização da

regulação existente para

importação de gás

natural

Processo de liberalização [Melhores práticas]

1 2 3

Principais alavancas

1 Programa de melhoria da infraestrutura

> Abertura total do mercado a outros players

> Incentivos do governo ao investimento

2 Transição para regime livre

> Início do processo de unbundling

> Regulação da transparência de preços

3 Desregulação do mercado

> Flexibilização dos preços

> Liberação de modelos contratuais




O gás natural no país tem 4 principais desafios, dentre eles a disponibilização das reservas, as melhorias da malha atual e a estrutura de estocagem

Expandir a infraestrutura de transporte

Viabilizar flexibilidade da oferta de gás natural

Harmonização de regras comerciais e da estrutura de leilões

Aumentar a oferta de gás natural para o setor elétrico

> O Brasil apresenta importantes reservas de gás que hoje não estão sendo aproveitadas

> Nos próximos anos o Brasil deve criar um contexto favorável à utilização das reservas com regras que facilitem novas iniciativas de P&D

> A malha atual brasileira atualmente serve principalmente às áreas costeiras, juntando os terminais de importação da costa e da Bolívia com alguns pontos de demanda de gás

> Para permitir o desenvolvimento do mercado da extração do gás, uma nova malha estratégica precisa ser criada para realizar a comunicação entre as reservas e os principais pontos de demanda

> Atualmente no Brasil não há disponibilidade de estruturas de estocagem de gás e as importações estão sendo conduzidas em 3 terminais, não suficientes para garantir a flexibilidade da oferta

> Será fundamental para o desenvolvimento do mercado de gás no país conseguir aumentar o nível de flexibilidade da oferta, disponibilizando maiores estruturas de estocagem e terminais de importação

> As modalidades de contratação de gás existentes requerem dos operadores grandes demonstrações de reservas (e.g. garantia fixa de 80% do volume contratado), enquanto o mecanismo de indexação utilizado faz com que a competitividade seja dada pelo preço inicial do gás

> Novos mecanismos de comercialização serão necessários para desenvolver maior eficiência operacional e competição entre os operadores do mercado


Principais desafios do mercado do gás natural no Brasil

2.1

2.2

2.3

2.4

2 Desafios para maior utilização do gás natural



17

Conteúdo

1 Situação atual e tendência futura do mercado do gás natural no Brasil

2.1

2.3 Desafio da viabilização da flexibilidade da oferta de gás natural


2.2 Desafio da expansão da infraestrutura de transporte do gás natural no Brasil


2.4 Desafio da harmonização de regras comerciais e da estrutura de leilões



O desafio de aumentar a oferta de gás natural pode ser abordado de 4 formas

2.1 Oferta de gás natural para o setor elétrico


Definir política de expansão da produção de gás natural

Definir o marco regulatório de gás de shale gas

Incentivar a exploração de blocos em terra Realizar leilões de contratação de gás natural

Aumento da oferta de gás natural para o setor elétrico

A

C

B

D

Principais desafios na oferta de gás natural para o setor elétrico



19

A criação de uma política nacional de expansão da produção de gás natural poderia acelerar o desenvolvimento das reservas locais


> Definição de uma política nacional de expansão da produção de gás natural

– Alinhamento do plano de exploração com plano de expansão de gasodutos

– Organização de clusters em região de alto potencial (onshore) e viabilização de gasodutos

> Leilões para novas áreas de exploração tem tido limitado sucesso nos últimos anos

> Interesse limitado a áreas de exploração próximas à infraestrutura já existente

Proposta Principais resultados esperados Contexto Proposta Resultados esperados Contexto

A 1 Política de expansão da produção de gás natural

> Aumentar a produção de gás brasileiro e aumentar a disponibilidade de gás natural

> Alinhar o desenvolvimento dos gasodutos estratégicos às evoluções do mapa de extração do gás no país

> Favorecer a entrada de novos players

> Dar maior previsibilidade e reduzir riscos para o investidor




A exploração convencional do gás também pode ser considerada uma importante fonte de gás natural pois existem relevantes reservas nacionais

Fonte: BDEP; MME; ANP; Petrobras; Roland Berger Strategy Consultants


A 1 Localização das reservas totais de gás, 2012 [MM m³/dia]

AM 89,3

CE 0,5

RN 13,7

Observações

MA 29,7

SE 7,0

AL 4,9

ES 103,8

BA 40,1

RJ 531,1

SP 94,3

PR 1,3

SC 2,9

> As reservas de gás natural no Brasil totalizam 918.568 MM m³, sendo 15% onshore e 85% offshore

> Os estados com maiores reservas são Espírito Santo e Rio de Janeiro, representando 69% do total

> Os estados do Amazonas, Maranhão, Rio Grande do Norte, Bahia, Alagoas e Sergipe apresentam reservas onshore representativas

Nota: o tamanho das reservas representa, em escala, o tamanho do reservatório

Reservas offshore Reservas onshore



21

Um marco regulatório simplificado para a exploração de shale gas pode aumentar rapidamente a produção e trazer novos investidores


> Criação de um marco regulatório para exploração do shale gas

– Definição de áreas prioritárias e planejamento de infraestrutura

– Definição de regras ambientais que garantam sustentabilidade, mas também previsibilidade dos investimentos

– Criação de incentivos fiscais e financiamento

> A exploração de shale gas nos EUA permitiu um crescimento rápido da oferta, a baixo custo

> O Brasil está no ranking das 10 maiores reservas mundiais de shale gas

> A distância entre as reservas prováveis e a rede de gasodutos existente é um desafio para a exploração

> A logística de suprimento de água necessária para a extração do shale gas poderia ser um impedimento

> Insegurança em relação às regras de exploração (sobretudo ambientais)


B 1 Definir uma política de shale gas








22

Nos EUA, avanços tecnológicos e simplificações regulatórias alavancaram a produção de shale gas a partir de 2006

Fonte: EIA; FERC; Roland Berger Strategy Consultants

1) Participação do shale gas na produção total de gás natural

B 1 Participação de shale gas nos EUA


Impacto Medidas adotadas

> Simplificação do processo de

licenciamento para perfuração

(1 a 10 dias)

> Concessão de licenças em nível

estadual

> Ênfase da regulação voltada para

o controle “ex-post”

> Criação de reguladores técnicos

e ambientais separados

– Regulador técnico (ex: Railroad

Commission of Texas)

– Regulador ambiental (ex: Texas

Commission on Environmental

Quality)

230222

138

98

64

28

4,46

9,23

5,00

2,623,984,06

2012 2010 2011 2009 2008 2006

Preço Henry Hub [USD/ MMBTU] Produção de shale gas (bcm)

Participação

do shale gas1) 95%

5%

89%

11%

Outros

Shale gas

83%

17%

77%

23%

66% 34%

66% 34%



O Brasil figura entre os 10 maiores países em reservas de shale gas

6.938

8.070

11.044

12.375

15.433

16.226

18.831

20.020

22.710

31.573

Brasil1)

Russia

África do Sul

Australia

Mexico

Canada

EUA

Argélia

Argentina

China

Fonte: World Energy Outlook 2011; EIA; Valor Econômico; Roland Berger Strategy Consultants

1) IEA considerou apenas potencial da Bacia do Paraná, Solimões e Amazonas; 2) U.S. Energy Information Administration

> De acordo com a EIA2), Brasil tem ~ 6.900 bilhões de m3 de shale gas, o que corresponde a cerca de 3,4% das reservas mundiais

> Análises sobre o real potencial do mercado brasileiro ainda são incipientes

> Produção de shale gas na Argentina pode diminuir consumo do gás boliviano, e, por consequência, aumentar volume disponível de gás vindo pelo Gasbol

> A atenção do governo ao pré-sal pode ser um inibidor de investimentos governamentais em shale gas

COMENTÁRIOS


B 1 Reservas recuperáveis de shale gas [bcm; 2013]



As maiores reservas de shale gas já identificadas concentram-se no Centro-Sul do Brasil, próximas ao centro de carga

Localização e potencial das Reservas

Fonte: IEA; Valor Econômico; Brasil Econômico; World Energy Outlook 2011; Roland Berger Strategy Consultants

> IEA1) considera apenas o potencial da bacia do Paraná, mas cálculo preliminar da ANP indica também volume recuperável nas bacias do São Francisco e do Parnaíba

> Forte presença da Petrobras é uma barreira para entrada de novos players, que dependem da rede de transporte e de distribuição da mesma para escoar a produção

– Além disso, há incongruência entre a localização das reservas de shale gas e a malha de escoamento já existente

> Questões ambientais inerentes ao tipo de exploração exigem marco regulatório específico e criação de legislação própria

> Alguma área com volume recuperável (e.g. São Francisco e Parnaíba) tem importante linhas de transmissão de energia elétrica: possibilidade de aproveitamento para a conexão de nova usinas térmicas

COMENTÁRIOS


1) IEA = Agência Internacional de Energia; 2) Fonte EIA

B 1 Principais reservas identificadas estão na região da Bacia do Paraná

Amazônica

Tocantins Araguaia

Atlântico NE Ocidental

Atlântico NE Oriental

Atlântico Leste

Atlântico Sudeste

Atlântico Sul

Uruguai

Paraguai

Paraná

Parnaíba

Reserva de shale gás estimada2) no Brasil:

6,9 trilhões de m³



25

A exploração de blocos tem terra também deve ser incentivada


> Realização de uma regulação específica (simplificada) para a exploração em terra por médias empresas

– Expansão da rede de gasodutos para atender áreas potenciais

– Redução de royalties

– Incentivos fiscais e financiamentos

> Planejamento integrado da expansão dos gasodutos e com as termoelétricas




C 1 Incentivar a exploração de blocos em terra








Apesar da retomada de licitação de blocos exploratórios, ainda há diversas regiões ainda a serem exploradas

26

240

289

532327

5472

142

251

101

12

(2013)

11

(2013)

10

(2008)

130

9

(2007)

117

271

7

(2005)

1.134

6

(2004)

154

913

5

(2003)

908

4

(2002)

21

54

3

(2001)

34

2

(2000)

21

1

(1999)

12

Blocos Arrematados

Blocos Licitados

Fonte: ANP; Roland Berger Strategy Consultants

[#] de rodadas/ano

0 300 600 900

km

Bacias sedimentares:

Bacias principais:

[m Km2]:

38

29

~7,5

Rodada 7

Rodada 9

Rodada 10

Rodada 11

Rodada 12

Bacia sedimentar marítima Bacia sedimentar terrestre

Rodada2

Rodada 3

Rodada 4

Rodada 5

Rodada 6

Polígono Pré-sal (Lei nº 12 361/10)

Campos em produção de desenvolvimento

Embasamento

LEGENDA

TEXTO

Cessão Onerosa

[%] em concessões:

Empresas nacionais

Empresas estrangeiras:

4,5

38

29


Mapa das licitações de blocos exploratórios C 1



27

A criação de mecanismos de garantia de compra do gás, como leilões de compra, pode ajudar a reduzir riscos e estimular investimentos


> Criação de leilões de contratação de gás natural1) como forma de garantir monetização de novas descobertas

– MME / EPE organizariam os leilões

– Distribuidoras de gás natural e termelétricas compram gás ofertado




D 1 Leilões de contratação do gás

> Favorecer a realização de novos centros de extração, infraestrutura de estoque e transporte

> Reduzir o risco dos investidores, garantindo um preço mínimo para possíveis descobertas

> Aumentar a disponibilidade de gás


1) Alem de leilões de curto prazo que a Petrobras fiz no passado



28

Conteúdo


2.1








Foram identificados 4 principais desafios no que diz respeito ao transporte do gás natural brasileiro

Principais desafios no transporte do gás natural brasileiro


Garantia de

acesso à

infraestrutura

existente

SWAP operacional

obrigatório

Criação do

Operador Nacional

de Transporte de

Gás Natural

(ONGÁS)

B C D

2.2 Transporte

Expansão

estratégica da

rede de gasodutos

A



Mercados com maturidade comercial apresentam tipicamente maior competitividade e contratos mais curtos – exemplo: EUA e UE

Comparação entre mercados

Fonte: DNV Kema; ANP; Harvard Electricity Policy Group; Roland Berger Strategy Consultants

1) O mercado downstream é caracterizado por vários fornecedores nacionais, dominantes em sua determinada área geográfica 2) Liberalização do varejo está em curso em nível estadual, no entanto, em muitos casos, os monopólios de distribuição reguladas prevalecem

> Negociação bilateral

Acesso de terceiros à infraestrutura

> Acesso aberto > Acesso aberto, exceto em novas redes

> Negociação bilateral –elevadas taxas de utilização

> Negociação bilateral

> Regulado

> Oligopólio Perfil do mercado atacadista

> Forte competição

> Concentrado – poucos players

> Concentrado – poucos players

> Competição > Monopólio/ Concessões

> Longo prazo Perfil dos contratos mais frequentes

> Curto prazo > Exportação de

GNL de LP

> Longo prazo > Curto prazo

> Longo prazo > Longo prazo > Longo prazo – inflexível, take-or-pay

> 20-30 anos Duração média dos contratos

> 10-20 anos > 20 anos > 15-20 anos > 20 anos > 20 anos

> Baixa competição1)

Perfil do mercado varejista

> Monopólio/ > Competição2)

> Competição > Concentrado – poucos players

> Competição > Monopólio/ Concessões

> Baixo > Muito alto > Baixo com competição

> Baixo Maturidade comercial

Baixo Baixo Baixo Alto Baixo Alto

Critérios China Japão EUA Austrália UE Brasil

2.2 Transporte



31

Os principais mercados de gás natural analisados apresentam já níveis elevados de liberalização regulatória do mercado

Comparação entre mercados

Fonte: DNV Kema; ANP; Harvard Electricity Policy Group; Roland Berger Strategy Consultants

Regulação especial para importação/ exportação

> Ausente > Importação e exportação sujeitas à autorização

> 15% do volume de produção deve ser disponibilizado para o mercado interno

> Desenvolvi-mento de infraestrutura de importação sujeita à aprovação de Comissão

> Ausente > Importação sob autorização do MME

Regulação de preços

> Ausente > Ausente para produção e venda no atacado

> Existente para transporte e venda no varejo

> Ausente > Existente para todos os preços (custo + mark up), exceto preços de importação

> Regulação de preços para transmissão e distribuição

> Existente – preços vinculados ao petróleo

> Forte poder monopolista da Petrobrás

Nível de liberalização

> Liberalizado > Liberalizado > Liberalizado > Liberalizado > Pouco liberalizado

Alto Baixo Médio Alto Alto Alto

Critérios China Japão EUA Austrália UE Brasil

2.2 Transporte



É necessário retomar a capacidade de definir estrategicamente gasodutos que precisam ser construídos


> Planejamento plurianual da expansão (determinativo), visando conectar mercados consumidores e potenciais áreas produtoras e incluindo a expansão dos mercados regionais na política energética do pais

– Leilões para contratação da expansão (já previsto na lei do gás e primeiro leilão já realizado pelo gasoduto Itaboraí-Guapimirim)

> Facilitar o surgimento de novos pontos de extração

> Favorecer a importação de gás


> Aumentar a disponibilidade de gás

> A malha de gasodutos não tem crescido o suficiente para sustentar o desenvolvimento do mercado de gás natural

> A rede atual de gás serve somente as áreas costeiras, prejudicando o possível desenvolvimento das áreas do interior, onde poderia haver forte ampliação da atual cadeia de extração de gás

2.2 Transporte


A 2 Expansão estratégica da rede de gasodutos



33

A infraestrutura para transporte e distribuição do gás no Brasil é limitada – rede de gasodutos pouco ramificada e interligada

Infraestrutura de gás no Brasil

Fonte: CIA; Roland Berger Strategy Consultants

Extensão da rede de gasodutos1) ['000 km] Infraestrutura do gás no Brasil vs. EUA [Iluistrativo]

Comentários

> Falta de segurança na oferta e de incentivos para a produção de gás associado (como redução dos royalties pago pelo petróleo)

> Acesso limitado à rede de gás natural dos estados devido à baixa capilaridade da infraestrutura de transporte e distribuição

100

31

30

18

15

5

49

1.984

1) Inclui gasodutos de transmissão e distribuição

Gasodutos

Terminal de GNL

2.2 Transporte



A Lei do Gás garantiu abertura de acesso nos novos gasodutos, mas não equacionou o problema na rede existente


2.2 Transporte

> Garantia de acesso irrestrito aos gasodutos existentes

– Divulgar capacidades disponíveis, definir tarifas e permitir acesso em iguais condições

– Definir critérios para obrigar a expansão da capacidade dos gasodutos (caso interessados ultrapassem capacidade)

> Avaliação da possibilidade de limite de market share para operadores e limites ao controle cruzado, através também de um processo de unbundling

> Presença de um operador central detentor da maioria dos gasodutos (Petrobras)

> Apesar da abertura do acesso com a Lei do Gás, gasodutos existentes contam com período de exclusividade, limitando competição


B 2 Garantia de acesso à estrutura existente

> Liberalizar o acesso toda infraestrutura de transporte

> Expandir a capacidade nos gasodutos mais demandados

> Viabilizar nova exploração, armazenagem e importação

> Aumentar a utilização dos ativos atuais



35

A Petrobras concentra o controle das principais empresas de gasodutos do Brasil

283

2.607

7.081

Gas Ocidente

Transportadora Brasileira

Gasoduto Brasil-Bolívia

Transpetro

(Petrobrás) Outros

37%

YPFB (Bolivia)

12%

Petrobrás 51%

Maiores operadoras de gasodutos no Brasil (km operados)

2.2 Transporte

Fonte: Gasnet, ABEGAS, Roland Berger Strategy Consultants



Nos EUA o processo de abertura permitiu o acesso de mais agentes à infraestrutura de transportes existente

BACKUP


Antes [< 1985] Alavancas regulatórias Impacto em 2012

> Eliminação da necessidade de certificação obrigatória das empresas de transporte junto dos órgãos reguladores

> Livre acesso à infraestrutura de transporte e estocagem existentes

> Formalização do processo de desagregação (unbundling)

> Possibilidade dos consumidores de adquirirem separadamente a venda, transporte e armazenamento

Produtor

Transportadora estadual

Distribuidoras locais

Consumidores finais

∑ Produção = 465 bcm

∑ Consumo = 489 bcm

Preços regulados Preços livres

> Mercado regulado

> Baixa competitividade

> Facilitação do acesso de terceiros à infraestrutura existente e incentivo a novos investimentos

Produtor

Comerciali-zadora

Distribuidoras locais

Consumidores finais

Processo de abertura nos EUA

∑ Produção = 681 bcm

~100%

Transportadora Spot

∑ Consumo = 722 bcm

~100%

> Mercado totalmente liberalizado

> Alta competividade

40% 60%

2.2 Transporte



Nos EUA, o livre acesso à infraestrutura de transporte permitiu uma rápida expansão da rede de gasodutos

BACKUP


Modelo antigo [<1985] Medidas adotadas Impacto em 2012

Desenvolvimento da infraestrutura de transportes de gás nos EUA

Infraestrutura de gasodutos:

> Livre acesso à infraestrutura de transporte e estocagem das transportadoras

> Transparência de preços através da desagregação dos serviços (unbundling)

> Criação de boletins eletrônicos estandardizados para anúncio da capacidade disponível

> Estabelecimento do sistema "straight fixed variable” - SFV para fixação das tarifas de transporte, fixada pelo regulador com base no custo do serviço

> Criação de um mercado de revenda de capacidade de estocagem e de transporte não utilizada

2012

501

1998

458

+43

Extensão1) ['000 km]

2012

7.800

1998

2.900

+169%

Capacidade [MM m3/d]

Extensão1) ['000 km] Capacidade [MM m3/d]

1998

458

1998

2.900

1) Apenas gasodutos de transporte (não inclui distribuição)

2.2 Transporte



O Gas Act de 1995 obrigou a British Gas a dissolver seu monopólio, consolidando o início do seu processo de liberalização

Reforma do setor - Gas Act (1995)

Principais

medidas do Gas

Act buscavam

diminuir

intervenção

regulatória e

aumenta acesso

de terceiros às

redes

Fonte: ACER (Agency for Cooperation of Energy Regulators); Roland Berger Strategy Consultants

> Repasse dos contratos de longo prazo com produtores de gás para mais de 30 novos fornecedores concorrentes

> Separação contábil das divisões de transporte e comercialização de gás da BG

> Publicação obrigatória das tarifas de transporte e armazenamento de gás, gerando transparência de mercado

> Desenvolvimento do "Network Code", para permitir que todos os competidores tivesse acesso à rede

> Diminuição de requisito mínimo para entrada de consumidores no mercado livre (7.000 m3 /ano)

> Proibição de negociação caso-a-caso para os contratos do mercado livre

Meta: Redução da participação da BG no mercado competitivo para 40% em 1995 Principais implicações

> Criação de equilíbrio da oferta e demanda de gás – controle diário do fluxo de gás

> Desenvolvimento dos mercados futuro e spot, tendo o Network Code como alavanca

2.2 Transporte



A obrigatoriedade do SWAP operacional é uma medida necessária para viabilizar o uso dos gasodutos por outros agentes


2.2 Transporte

> Imposição do SWAP operacional como padrão em todos os contratos (atuais e novos)

– Garantir pleno acesso a todos os gasodutos

– Garantir um tarifação do transporte equilibrada

– Garantir máxima utilização dos gasodutos

– Simplificar o acesso de novos players à rede de gasodutos existente

> Não disponibilidade / obrigatoriedade de SWAP operacional cria grande dificuldade para utilização de um mesmo gasoduto por mais de uma empresa

> Até o final deste ano vai sair uma primeira versão de regulamento da ANP, para comentários dos agentes


C 2 SWAP operacional obrigatório

> Permitir a entrada no mercado de outros operadores privados / estrangeiros

> Gerar competição no mercado

> Conseguir tarifas mais baixas e transparentes

> Otimizar a utilização da infraestrutura já existente



40

Com a introdução do SWAP operacional, foi possível que diversos carregadores utilizassem o mesmo gasoduto para transporte

> Antes da Lei do Gás (2010), para que agentes externos pudessem ter acesso aos gasodutos era necessário que ele tivessem autorização a utilizar o gasoduto em um determinado momento e que o gasoduto fosse utilizado singularmente

> Uma segunda empresa deveria construir um novo gasoduto para fornecer gás na rede no mesmo tempo de uma outra empresa (opção claramente não fatível ao nível econômico)

Ambiente sem SWAP Operacional Ambiente com SWAP Operacional

> Com a regulamentação de acesso de terceiros ao gasoduto e troca operacional de gás, o gás passa a ser tratado como commodity

> Isso significa que 2 ou mais empresas podem usar o gasoduto ao mesmo tempo, permitindo que o gás de diversas empresas se misture (gás na rede é padronizado em termos de pressão e qualidade)

> O SWAP de gás facilita também a comercialização do gás de longa distancia, mesmo que não haja um traçado direto possível: as trocas entre as empresas produtoras pode acontecer com um balanço contável das quantidade de gás entregada na rede e comercializada

Dinâmica de uso dos gasodutos

500

100% 100%

1.100 200 500 300

100%

600 500

100%

1.100

2.2 Transporte


Consumidor 1 Consumidor 2 Consumidor 1 Consumidor 2 m3

contra-

tados

Empresa A

Empresa B

Empresa A Empresa B

Meter de mensuração da quantidade de gás em entrada e em saída



A criação de um operador nacional do gás (ONGAS) será necessária para coordenar um sistema cada vez mais complexo


2.2 Transporte

> Criação de um operador nacional de transporte de Gás Natural (ONGAS) com as responsabilidades de:

– Planejar a operação e expansão da rede de gasodutos

– Planejar o uso da capacidade de armazenamento e estocagem

– Coordenar a operação dos gasodutos

– Estabelecer procedimentos operacionais

– Disponibilizar informações aos agentes

> Necessidade de criação de uma lei dedicada

> Falta de um órgão responsável pela operação do mercado do gás natural no Brasil pela definição dos princípios de uso, manutenção e expansão do Sistema

– Algumas destas funções são realizadas pela Petrobras

> O mercado deverá se tornar cada vez mais complexo

Proposta Contexto Proposta Contexto

D 2 Criação do operador nacional do gás natural (ONGAS)

Resultados esperados

> Planejar o uso, a manutenção e a expansão do Sistema de Transporte e Armazenagem de Gás Natural, de acordo com a política energética estabelecida pelo Poder Executivo, adequando às previsões setoriais de demanda

> Estabelecer procedimentos operacionais para operação correta e eficiente do Sistema

> Consolidar e disponibilizar aos agentes as informações relevantes do Sistema



42

Conteúdo


2.1








A flexibilização da oferta de gás natural é um desafio que pode ser abordado de 3 formas

Principais desafios para viabilizar uma flexibilidade da oferta de gás natural


2.3 Viabilizar oferta flexível de gás natural

Criação de capacidade de

estocagem

Aumento da capacidade /

garantia de livre acesso à

estrutura existente de

importação

A B

Criação de mercado

secundário de gás

C



A criação de capacidade de estocagem é fundamental para permitir o atendimento de uma demanda que é cada vez mais flexível


> Inclusão da expansão da capacidade de estocagem na política nacional de gás

– Planejamento da necessidade

– Leilões de contratação de infraestruturas de armazenamento

> Mapeamento de locais potenciais para estocagem e realização de licitações para concessão

> O Brasil não possui capacidade de estocagem de gás natural em larga escala

> O principal desafio é a existência de locais adequados – não muitos poços desativados, cavernas salinas ou aquíferos disponíveis

> Países com mercado mais desenvolvido (ex. Alemanha, França, Itália, costumam ter elevada capacidade de estocagem (entre 20%-30% do consumo anual)


A 3 Criação de capacidade de estocagem

> Modular o atendimento ao mercado, reduzindo o efeito da sazonalidade

> Permitir maior planejamento da oferta

> Aumentar a flexibilidade dos suprimento de gás natural

> Aumentar a confiança no gás como alternativa energética




Os diferentes segmentos da demanda tem necessidades de flexibilidade diferentes

Flexibilidade necessária Flexibilidade desnecessária


Residencial & Serviços

Indústria

Geração de Energia

Uso típico do gás

Condicionamento do ambiente

Aquecimento da água

Cozinha

Energia (geração, aquecimento) para processo industriais

Processos industriais

Picos

Back-up para renováveis

Compensar sazonalidades

Curto-prazo Longo-prazo

A 3 Flexibilidade de acordo com o segmento da demanda




Existem diferentes formas de armazenamento, que propiciam alternativas para flexibilizar a oferta


A 3 Flexibilidade da oferta Princípio Curto-prazo Longo-prazo

Estoque Sazonal Jazidas em declínio ou gás armazenado em aquíferos (baixa retirada)

Cavernas Salinas Gás armazenado em cavernas salinas (alta retirada)

Fábrica de GNL Gás convertido em GNL para armazenagem

Flexibilidade do fornecimento através do planejamento ou dos contratos de fornecimento

Modulação sazonal dos campos de extração de gás e/ou contratos de fornecimento

Linepack (Armazenamento na rede)

Variação da pressão do gás na rede de transporte

Terminais de GNL Variação no GNL enviado à rede, em relação ao recebido


Flexibilidade necessária Flexibilidade desnecessária



Aumentar o acesso e a capacidade de importação de GNL também será importante para atender a demanda


> Maior garantia de acesso às infraestruturas de importação de GNL

> Abertura do acesso às instalações existentes

> Incentivo à construção de novas instalações por parte de players privados

> Operação controlada pelo ONGAS

> O Brasil possui hoje um número limitado de unidades de regaseificação (41 MMm³/dia)

> Todas as unidades são operadas por uma única empresa

> Não há regras e tarifas definidas para livre acesso a estas infraestruturas


B 3 Aumento da capacidade de importação e garantia de acesso

> Utilizar a importação de GNL para atender modularização da demanda

> Aumentar a competição entre produtores e produtores internacionais




A criação de um mercado secundário de gás natural pode reduzir o custo dos contratos take-or-pay


> Criação de um mercado secundário de gás natural, ao fim de livrar o produtor de termoelétrica do gás do take-or-pay

> Os produtores de energia termoelétrica hoje tem contratos de take-or-pay, quem obrigam a comprar pelo menos 80% do valor total do fornecimento de gás


C 3 Criação de um mercado secundário de gás natural

> Reduzir o custo financeiro dos contratos de fornecimento take-or-pay

> Reduzir o custo do gás natural

> Otimizar a utilização da infraestrutura já existente




49

Conteúdo


2.1








A harmonização de regras comerciais e da estrutura de leilões é um desafio que pode ser abordado de 2 formas

Desafios para uma harmonização de regras comerciais e da estrutura de leilões



Precificação do gás natural

com base em fundamentos

próprios

Harmonização das regras de

contratação do gás com

leilões de energia elétrica

A C

Criação de planos de

expansão integrados de

geração, térmicas, transporte

de gás e transmissão

energia elétrica

B



51

A mudança nas regras de precificação com foco no gas on gas se tornará possível na medida em que haja evolução física do mercado


> Adotar outros indexadores nos contratos de gás que não sejam vinculados a derivados de petróleo para fim de leiloes de geração termoelétrica

> Gás natural precificado com base em referenciais do petróleo (Oil Price Escalation - OPE) para fim de leiloes de geração termoelétrica

> Preço do gás natural considerado mais elevado que países com mercado mais competitivo

> O aumento da maturidade (física e comercial) do mercado tente a levar a uma precificação com base em fundamentos do mercado do gás (gas on gas)


A 4 Precificação do gás natural com base em fundamentos próprios

> Permitir melhor sinalização do valor da geração considerando questões locais, de eficiência e de despacho

> Reposicionar o gás como fonte energética

2.4 Harmonização de regras comerciais e da estrutura de leilões



52

No mundo, são utilizados 5 principais modelos de precificação – há uma tendência de evolução dos mecanismos de precificação para o GOG

Fonte: IEA; IGU Wholesale Gas Price Survey 2013; Roland Berger Strategy Consultants

Modelos

de

precificação

Oil Price Escalation (OPE)

Gas-on-Gas

Competition (GOG)

Netback from Final

Product (NET)

i

ii

iii

Regulated Prices

Bilateral

Monopoly (BIM)

v

iv

Inclui:

– Cost of Service (RCS)

– Social and Political (RSP)

– Below Cost (RBC)

– No Price (NP)

Descrição

> Preço indexado a outros combustíveis, tipicamente derivados de petróleo

i

> Preço determinado livremente pela curva de oferta e demanda (e.g. sem indexação)

ii

> Preço definido de forma bilateral entre players de grande porte, com preços fixos

iii

> Preço pago ao fornecedor é função do preço de venda do produto final do comprador

iv

> Preço definido pelo governo, com diferentes formas de contratos subsidiados

iv


A 4 Modelos de precificação de gás natural



A utilização destes modelos varia por região e maturidade física e comercial dos mercados

Fonte: IGU Wholesale Gas Price Survey 2013; Roland Berger Strategy Consultants

Outros

2%

Gas-On-Gas

98%

América do Norte

Europa Ásia

Oriente Médio

45% Oil Price

Escalation 50%

Outros

5%

Gas-On-Gas

Outros

12%

45%

Oil Price

Escalation 39%

4% Regulated Cost

of Service Gas-On-Gas

9%

Outros

19%

Regulated

Social

and Political

Regulated

Below

Cost

72%

I II

I

América do Norte > Tendência de manutenção dos

contratos GOG, com mercado futuro e spot se desenvolvendo

II

Europa > Tendência de migração dos contratos

indexados ao petróleo para contratos spot

Ásia > Tendência de continuidade dos

contratos OPE, devido ao forte perfil importador de GNL

Oriente Médio > Tendência de migração de contratos

subsidiados para contratos de expor-tação nos modelos OPE e GOG

Comentários

Detalhados nos slides seguintes

A 4 Modelos de precificação por região [2012]




54

Há uma tendência de evolução dos mecanismos de precificação para gas on gas no longo prazo


Gas-on-gas competition

Oil price escalation

Bilateral monopoly

Netback from final product

Regulation: Cost of service

Regulation: Social and Political

Regulation: Below Cost

No price

Gas-on-gas competition

Oil price escalation

Bilateral monopoly

Netback from final product

2012

Tipos de contrato usados

atualmente

Regulation: Cost of service

Regulation: Social and Political

Regulation: Below Cost

No price

2020

Tendência dos contratos no

futuro

i

ii

iii iv

v

vi

vii

viii ix


A 4 Tendências de migração de contratos [2012-2020]



55

Tem se verificado um descolamento do preço dos contratos indexados ao petróleo (OPE) face aos demais modelos existentes

> Elevação dos preços do mercado OPE acompanhando os preços mundiais do petróleo – descolamento

> Convergência dos preços dos demais contratos para os níveis exigidos no gas-on-gas

> Redução nos preços no mercado gas-on-gas:

– Diminuição dos preços praticados nos EUA (~USD 2,00/MMBtu) devido à oferta de shale gas

– Aumento do volume negociado na NBP


0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

USD/MMBtu

RBC

RSP

RCS

NET

BIM

GOG

OPE

Tendências

A 4 Evolução dos preços mundiais por mecanismo de precificação [2005-2012]




56

Diferentes comportamentos são esperados para o preço do gás no curto prazo – tendência de maior estabilidade futura

Projeções de preço [Gás: USD/MMBTU; Petróleo: USD/barril]

Fonte: EIA; DECC; The World Bank; IBP; Roland Berger Strategy Consultants

B EUROPA

> Aumento de preço no curto prazo – baixo aumento de disponibilidade e demanda asiática

> Diminuição de preços em médio prazo em função da liberalização do mercado

C

A EUA

> Baixo preço em função das grandes reservas de shale gas

> Perspectiva de aumento em função do aumento dos custos de produção

BACIA DO PACÍFICO

> Preços elevados – aumento de demanda em função da substituição da fonte nuclear

> Tendência de diminuição do preço – maior oferta e demanda semelhante

A

B

C

5,4

3,3

11,2

10,7

12,5

15,5130,5 140

120

100

80

60

40

20

0

16

14

12

10

8

6

4

2

0

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

96,8

Bacia do Pacífico NBP Henry Hub Brent oil

Total desindexação dos preços de gás ao do petróleo a longo prazo


A 4



A expectativa de preço para o gás brasileiro é ~9-13 USD/MMBTU –variação decorre do método de precificação médio vs. marginal

Projeção de preço para o gás no Brasil – fast approach [USD/MMBTU]

Fonte: EIA; DECC; CEE; Petrobrás; Roland Berger Strategy Consultants

VALORES SEM IMPOSTOS

1) Mix Petrobras assume correção do contrato da Bolívia pelo preço do petróleo, curvas internacionais de preço de GNL e manutenção do custo do petróleo nacional 2) Adoção da premissa de não renovação de contrato com a Bolívia para suprimento de gás após 2019 – cenários de substituição por GNL ou gás nacional

10,610,510,410,3 10,5

9,49,4

10,210,110,110,110,010,09,9

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Petrobrás

(subst. GNL) 2)

Petrobrás 1)

GNL internalizado

Brasil

11,3

12,1

11,2 11,1 11,0 10,9 10,8 10,7

12,1 12,1 12,6

13,0 12,9 12,8

11,6

Petrobrás

(subst. gás nacional) 2)

Curto prazo (2013-15)

> Aumento de preços guiado pela baixa disponibilidade mundial

> Incerteza quanto à exportação do shale gas por parte dos EUA

Médio prazo (2016-20)

> Redução dos preços

– Liberalização européia

– Aumento da oferta mundial

Longo prazo (2021-30)

> Estabilização dos preços

– Preços de gás mais independentes do petróleo

– Oferta/demanda equilibradas

PREMISSAS DA PROJEÇÃO

Projeções assumem mix constante da origem do gás da

Petrobrás, não pre-vendo impactos de

mudanças de oferta e demanda ou de valo-res de contratos com Bolívia e dos custos

do gás nacional

A 4




58

A criação de planos de expansão integrados pode trazer sinergias no desenvolvimento de diferentes setores energéticos


> Definição de áreas prioritárias de expansão

> Criação de leiloes de expansão integrados de:

– exploração de gás

– transporte de gás

– produção de energia termoelétrica

– transmissão energia elétrica

> Planejamento integrado dos vários mercados energéticos

> Aumento do nível de colaboração entre os agentes envolvidos (MME, ANEEL, ANP, EPE)

> Leiloes de exploração de gás, transporte de gás, produção de energia termoelétrica e transmissão energia elétrica conduzidos separadamente

> Níveis diferentes de desenvolvimento das diversas infraestruturas de energia


B 4 Criação de planos de expansão integrados

> Desenvolver no mesmo momento diversos setores em áreas especificas do pais

> Permitir sinergias no desenvolvimento de diferentes setores energéticos

> Melhorar a estrutura dos gasodutos do pais


1) Como hidrelétrica, com base geográfica



59

Ajustes nas regras dos leilões de energia podem tornar as térmicas a gás natural mais competitivas


> Simplificação das exigências para supridores

– Flexibilizar / reduzir o prazo de comprovação reservas

– Reavaliação do modelo de penalidades contratuais

> Leilões de energia térmica não tem uma coordenação com as regras de contratação do gás

> Exigências de demonstrar capacidade de suprimento para todo contrato limita supridores possíveis

> Supridores de gás natural percebem risco elevado ao incorrer em penalidades do setor elétrico


C 4 Harmonização das regras de contratação do gás com leilões de energia elétrica

> Aumentar da competitividade de termelétricas a gás natural nos leilões




60

Para implementar as recomendações, a Apine precisa uma articulação com todos os órgãos que atuam na regulação do setor

Atribuições dos principais órgãos públicos envolvidos na regulação do setor


CNPE

> O Conselho Nacional de Politica Energética – CNPE, presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, é órgão de assessoramento do Presidente da República para formulação de politicas e diretrizes de energia

> Estabelece diretrizes para o uso do gás natural

> Define os blocos a ser objetos de concessão

MME

> Formulador de políticas públicas. além de indutor e supervisor da implementação das políticas

> Utiliza apoio das autarquias do setor de petróleo e gás natural, entre elas: – ANP e EPE

> Utiliza apoio de outras empresas vinculadas: – Petrobras e

Eletrobrás

EPE

> Empresa de caráter público vinculada ao MME

> Realiza serviços na área de estudos e pesquisa. dentre eles, destacam-se:

> PDE (Plano Decenal de Energia)

> PEMAT (Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário)

ANP

Dentre as principais funções pode-se apontar:

> Implementa a política nacional

> Autoriza práticas de exploração nas cadeias de petróleo, gás natural e derivados

> Fiscaliza atividades, visando garantir cumprimento das boas práticas

> Elabora editais e promove licitações no setor

ANEEL

> É uma autarquia sob regime especial, vinculada ao MME, com a finalidade de regular e fiscalizar a produção, transmissão e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as Políticas e Diretrizes do Governo Federal

> Define os editais e contratos dos leiloes de geração elétrica

Petrobras

> Empresa de capital misto, fundada em 1953

> Possuía monopólio das cadeias de petróleo e gás natural até 1995

> Oferta doméstica representa 40,5 milhões m3 ao dia, e deve atingir 86 milhões m3 com o pré-sal

> Possui participação em 21 empresas distribuidoras, além de 9.000 km de gasoduto em seu complexo dutoviário



RO

AC

AM

RR

PA

AP

TO

MA

PI

CE RN PB

AL SE

BA

MG ES

SP

PR

SC

MS

MT

GO DF

Suape (PE), 1,2 GW

Rio Grande (RS), 1,2 GW

61

Os últimos empreendimentos da Bolognesi Energia são uma alternativa muito inovadora e que poderia gerar uma nova técnica operacional


Case da Bolognesi Energia

Situação atual da Bolognesi Energia

Novos projetos do leilão do 28 de novembro 2014

> 15 projetos em operação no

Brasil

> Potência total atualmente

instalada: 1,3 GW

> Fontes de energia dos

empreendimentos:

– Pequenas Centrais

Hidrelétricas

– Eólicas

– Térmicas à Óleo

– Gás

– Biomassa

Novos empreendimentos: 2 (PE e RS)

Fonte: GNL (total de 28 MM m3/dia)

Investimento total: R$ 5,8 bi

Principais estruturas:

– Terminais de regaseificação

– Gasodutos

– Usinas térmicas

Preço de venda de energia: R$ 207/MWh

Novos empreendimentos inovadores: Bolognesi Energia



62

Para o modelo adotado pela Bolognesi, há um conjunto de aspectos operacionais e econômicos positivos e negativos


Aspectos Operacionais Aspectos Econômicos


Alta complexidade na cadeia integrada de

operação (suprimento de gás, geração térmica, ...)

Flexibilização da disponibilidade de

fornecimento de gás, respaldada por contrato

Precificação do gás independente do petróleo

(baseada sobre os preços internacionais do GNL)

Operação independente da rede de gás

brasileira

Possibilidade de ter um menor custo de

combustível

Possibilidade de ter o fornecedor não honrar o

contrato

Altas penalidades do mercado de Energia

brasileiro em caso de problemas de geração

por falta de fornecimento

PROs e CONs dos novos empreendimentos da Bolognesi Energia

PROs CONs Aspectos fundamentais para o sucesso dos empreendimentos Maiores riscos associados aos empreendimentos

A B

Baixa possibilidade de revender o gás que não

será utilizado na geração



63

Os empreendimentos permitem independência da rede no suprimento de combustível mas podem encontrar dificuldade na venda do gás excedente

Fonte: MME, entrevistas aos expertos, pesquisa de mercado, Roland Berger Strategy Consultants

Case da Bolognesi Energia – Aspectos Operacionais

Análise dos aspectos operacionais dos novos empreendimentos da Bolognesi Energia

A

Gasodutos

Terminal de GNL atuais

Suape, 14 MM m³/dia

Rio Grande, 14 MM m³/dia

Contrato de suprimento por 25 anos com dois fornecedores internacionais

Novos empreendimentos da Bolognesi Energia

Média de consumo mensal em PE1): 3,31 MM m³/dia

Comentários

> Os empreendimentos permitem o suprimento de gás pela térmicas no mercado mundial do GNL, conseguindo um bypass das limitações do mercado brasileiro

> No caso dos terminais serem utilizados à plena capacidade, os empreendimentos poderiam encontrar dificuldades na venda do gás excedente:

– Os terminais do Bolognesi são projetos para até 14 MM m³/dia, com 6 MM m³/dia destinados às térmicas que serão construídas

– Seria necessário criar um mecanismo de escoamento de 8 MM m³/dia em cada estado, o que representa para os estados um aumento de aproximadamente 2,5x e 4x (PE e RS respectivamente)

– A venda à distancia poderia ser também difícil porque as venda em SWAP ainda não foram conduzidas

Média de consumo mensal em RS1): 2,03 MM m³/dia

1) Média janeiro – outubro 2014



64

Devido à incerteza de mercado no longo do prazo, este tipo de projeto pode criar muitas oportunidades mas também sofrer aumento de custos

Fonte: World Data Bank, entrevistas aos expertos, pesquisa de mercado, Roland Berger Strategy Consultants

Case da Bolognesi Energia – Aspectos Econômicos

Análise dos aspectos econômicos dos novos empreendimentos da Bolognesi Energia

B

Evolução do preço do gás no mundo [EUR/MWh] Comentários

> O preço do gás teve mudanças significativas nos últimos anos, criando oportunidades e desafios no mercado mundial

> Os empreendimentos permitem o suprimento de gás pela térmicas no mercado mundial do GNL, conseguindo aproveitar as oportunidades temporárias que podem nascer ao longo do prazo do contrato de geração

> Por outro lado, em caso de não se cumprir o contrato por parte do fornecedor ou de outros problema técnicos de geração, as penalidades podem ter um alto impacto:

– Altos custos adicionais, na ordem de dezenas de milhões para as empresas1)

– Fornecedores de gás não aceitam de compartilhar o risco de multas das concepções de geração

1) e.g. MPX pagou, no 2T13, R$ 70 milhões referentes à penalidades por indisponibilidade

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

01/2000 01/2010 01/2005 01/1995 01/2015

U.S. (Henry Hub)

Europe (NBP)1)

Japan (LNG)

1) National Balancing Point (UK)



Caso de incerteza sobre o modelo

Nenhum outro empreendimento no mercado

Nenhum efeito

Nenhuma empresa irá fazer empreendimentos

similares ao da Bolognesi Energia

A sistemática do mercado se manterá como

atualmente

65

À médio e longo prazo, o novo modelo pode fomentar a criação de novas tendências e favorecer o desenvolvimento do mercado



Longo prazo

Médio prazo

Caso de sucesso do modelo

Nova tendência de térmica à GNL na costa

Desenvolvimento do mercado do gás

Outras empresas do mercado podem passar a criar

pontos de importação de GNL para viabilização de

novos projetos

Mudanças significativas na estrutura de mercado,

com possíveis mudanças na legislação para aumento

da competitividade

Opções de impactos no mercado com base nos resultados dos empreendimentos

Analise dos pré-requisitos



66

No caso de sucesso do modelo da Bolognesi, outros empreendimentos poderão surgir mediante 3 condições



Condições da nova tendência de investimento em térmica GNL

> Alto preço de venda de térmicas a gás

– Considerando os leilões de 2011 à 2013, o preço médio de venda de térmicas a gás é R$ 126/MWh

– O valor do último leilão (do empreendimento da Bolognesi) de R$ 207/MWh está acima dos preços usuais

> Contrato de fornecimento de combustível adequado ao leilão de geração

– Cada operador precisa demonstrar no leilão a disponibilidade de gás nos próximos 25 anos

– O preço do gás do contrato precisa assegurar margens suficientes as atividades operacionais de geração

> Menor dimensão dos terminais

– Os terminais da Bolognesi tem no total 16 MM m³/dia de oferta de gás disponíveis considerando já a

demanda das suas usinas térmicas, o que é cerca de 14% da demanda média nacional

– Para reduzir o risco de não conseguir revender o gás, é provável que os empreendimento futuros serão

com terminais com uma capacidade similar à demanda das térmicas associadas



67

Para dar continuidade aos estudos realizados, é proposta uma lista de próximos passos

> Integrar os feedbacks da reunião de hoje

> Aumentar a articulação com todos os órgãos que atuam na regulação do setor, visando garantir a implementação das recomendações

> Realizar estudo sobre tarifação de transporte, incluindo recomendações sobre como a regulação deveria evoluir para garantir maior proporcionalidade e permitir acordos de SWAP entre os operadores


Próximos passos


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