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NOTA TÉCNICA 002/2016 - SCM

CRITÉRIOS PARA REVISÃO DA PREMISSA DE CAPACIDADE CONTRATADA ADOTADA NO PROJETO DE MODELO TEÓRICO E COMPUTACIONAL PARA

AVALIAÇÃO DE CAPACIDADE DE GASODUTOS (CONTRATO N° 4.023/12-ANP-015.372)

Superintendência de Comercialização e Movimentação de Petróleo, Seus Derivados e Gás Natural

Fevereiro de 2016

Superintendente de Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural José Cesário Cecchi Superintendente Adjunta Ana Beatriz Stepple da Silva Barros Assessor Marcelo Meirinho Caetano Equipe Técnica Alessandra Silva Moura Almir Beserra dos Santos Amanda Wermelinger Pinto Lima Denise Raquel Gomes Silva de Oliveira Felipe da Silva Alves Guilherme de Biasi Cordeiro Helio da Cunha Bisaggio Jader Conde Rocha Johny Correa Leandro Mitraud Alves Luciana Rocha de Moura Estevão Luciano de Gusmão Veloso Marcello Gomes Weydt Marcelo Meirinho Caetano Marco Antonio Barbosa Fidelis Marcus Vinicius Nepomuceno de Carvalho Mário Jorge Figueira Confort Melissa Cristina Pinto Pires Mathias Mina Saito Patrícia Mannarino Silva Thiago Armani Miranda Thiago Bandeira de Melo Ferreira Custódio Ursula Ignacio Barcellos Responsável pela Elaboração da Nota Técnica Almir Beserra dos Santos Colaboradores Alessandra Silva Moura Felipe da Silva Alves Marco Antonio Barbosa Fidelis Marcello Gomes Weydt Mário Jorge Figueira Confort Patrícia Mannarino Silva

Nota Técnica 002/2016-SCM

Rio de Janeiro, 12 de fevereiro de 2016.

Referência: Consultoria sobre modelo teórico e computacional para avaliação de capacidade de gasodutos (CONTRATO N° 4.023/12-ANP-015.372)

I. Motivação

Apresentar o entendimento da SCM/ANP acerca dos critérios para revisão da premissa de estimativa de capacidade contratada adotada no projeto de modelo teórico e computacional para avaliação de capacidade de gasodutos.

II. Histórico

Em 2012 a ANP contratou o serviço de consultoria da PUC-Rio, com o objetivo de subsidiar a Agência para o estabelecimento de princípios e abordagens para a realização do cálculo de capacidade de transporte de gasodutos, visando cumprir o disposto no inciso XXVII do Art. 8º da Lei nº 9.478/97, incluído pelo Art. 58 da Lei nº 11.909/09. O projeto foi concluído em 28/08/2015 e os resultados parciais dos estudos foram apresentados e discutidos com a sociedade e os agentes do mercado durante Workshops realizados na ANP em 27/02/2013 e 01/07/2014. A reunião para apresentação dos resultados finais dos estudos foi realizada em 18/09/2015. Todos os produtos e resultados do projeto foram disponibilizados no sítio eletrônico da ANP na Internet, visando publicidade e transparência.

Dentre os produtos do projeto merecem destaque os relatórios conceituais (RL-ANP-FPL-001_RD_F1-12 a RL-ANP-FPL-015_RA_F1-6), os relatórios de cálculo de capacidade (RL-ANP-FPL-016... a RL-ANP-FPL-044...) e os modelos computacionais da rede de gasodutos de transporte nacional elaborados com a ferramenta Pipeline Studio. A rede nacional de gasodutos foi dividida em 15 segmentos, gerando, portanto, 15 modelos distintos. Para cada modelo elaborado para uso no Pipeline Studio foram elaborados 2 relatórios complementares, a saber: (i) o Relatório de Documentação do Modelo de Simulação; e (ii) o Relatório de Simulação Termo-hidráulica para Cálculo de Capacidade.

Por conta da assimetria das informações obtidas de cada Transportador adotou-se uma série de premissas para viabilizar o cálculo das capacidades de transporte, comercial e disponível nos pontos de entrega da rede de gasodutos de transporte nacional. Dentre as premissas adotadas merece destaque a utilização do valor médio diário entregue em cada ponto de entrega (PTE) dos gasodutos de transporte ao longo do mês de janeiro de 2015 como sendo o volume contratado nos referidos pontos.

Durante o Workshop realizado na ANP em 18/09/2015 recomendou-se que fosse realizado um procedimento de ajuste fino dos modelos de simulação termo-hidráulica elaborados, com a participação dos Transportadores. O atendimento desta recomendação foi considerado pelos presentes fundamental para a continuidade do processo de regulamentação dos critérios de aferição da capacidade de gasodutos.

O ajuste fino dos modelos elaborados tem como objetivos principais confirmar os dados técnicos utilizados nos supracitados modelos e aprimorar os resultados dos cálculos das capacidades de transporte, comercial e disponível nos pontos de entrega da rede de gasodutos de transporte nacional, de modo a torná-los mais precisos, isto é, próximos dos valores de capacidade diariamente

observados pela ANP e pelos Transportadores na movimentação de gás natural nas instalações de gasodutos de transporte.

III. As premissas adotadas

Foram elencadas três premissas básicas adotadas durante a modelagem e o cálculo das capacidades de transporte, comercial e disponível nos pontos de entrega da rede de gasodutos de transporte nacional, a saber:

1. Devido a inexistência dos valores das capacidades contratadas nos pontos de entrega na maioria dos contratos de serviço de transporte atualmente vigentes, conforme levantamento constante do Anexo I, foram utilizados como condição de contorno os valores médios diários, baseados nas entregas realizadas do mês de janeiro de 2015 (escolha aleatória);

2. Na falta de um procedimento único de cálculo da Margem Operacional que possa ser utilizado para cada gasoduto ou sistema, o cálculo das capacidades comercial e disponível não incluiu a parcela Margem Operacional, ou seja, seu valor foi considerado como sendo nulo; e

3. Na ausência de parâmetros técnicos de parte das máquinas acionadoras e compressoras configuradas nos modelos elaborados, o volume diário de gás de uso do sistema (GUS) calculado para a situação base contratada e seus incrementos para obtenção das capacidades de transporte, comercial e disponível não foram calculados, ou seja, tais valores foram considerados como sendo nulos;

Em resumo, por conta da assimetria das informações obtidas de cada Transportador foram adotadas premissas para viabilizar o cálculo das capacidades de transporte, comercial e disponível nos pontos de entrega da rede de gasodutos de transporte nacional, e argumentou que os modelos precisam passar por um processo de sintonia para que os resultados obtidos fiquem mais próximos da realidade para gasodutos existentes, de tal modo que possam ser utilizados para efeito da aferição da capacidade da rede nacional de gasodutos de transporte.

IV. Análise da SCM/ANP

Diante dos fatos supracitados, a SCM/ANP identificou a necessidade de aprimorar as premissas adotadas e refazer o cálculo das capacidades comercial, contratada e disponível nos pontos de entrega da rede de gasodutos de transporte nacional. Identificou, também, que este processo de aprimoramento envolve ações da própria Agência e Transportadores.

Uma ação por parte dos agentes transportadores seria a revisão de seus contratos de transporte, para que seja discriminado o valor da capacidade de contratada para cada ponto de entrega. Convém destacar que uma das preocupações da SCM/ANP neste processo de aprimoramento é garantir a segurança jurídica e regulatória de contratos vigentes firmados entre a administração pública e os agentes regulados (empresas privadas). Importante destacar que os contratos relacionados com o serviço de transporte de gás natural atualmente vigentes foram firmados entre empresas privadas e, caso a ANP sugerisse a revisão dos mesmos para que o valor da capacidade de contratada de cada ponto de entrega fosse discriminado, tal proposta não seria configurada como uma “quebra de contrato” e sim uma melhoria para que os contratos firmados se tornassem mais aderentes às Leis e regulamentos vigentes.

Diante desta situação, a ANP optou por elaborar um procedimento técnico para apuração das capacidades contratadas para uso na metodologia desenvolvida pela consultoria, em substituição à premissa de utilização como condição de contorno dos valores médios diários, baseados nas entregas realizadas do mês de janeiro de 2015. Após isso, a ANP irá se reunir com os agentes transportadores com o objetivo de apresentar este procedimento e definir a maneira padronizada a ser adotada para envio de seus respectivos Relatórios de Documentação do Modelo de Simulação e Relatórios de Simulação Termo-hidráulica para Cálculo de Capacidade, para que os transportadores realizem a revisão destes documentos, considerando as seguintes recomendações:

1. A revisão dos Relatórios encaminhados deverá ser bem detalhada, ratificando ou retificando seus dados e informações, bem como informando inconsistências ou necessidade de atualização de suas referências;

2. Deverá ser incluído um capítulo específico para que o Transportador apresente, de forma pormenorizada, a memória de cálculo da Margem Operacional que adota em cada um dos seus gasodutos de transporte;

3. Deverão ser revistos os capítulos que tratam de Estações de Compressão para que o Transportador apresente todos os parâmetros técnicos pertinentes de máquinas acionadoras e compressoras instaladas em seus gasodutos, encaminhando, na forma de anexo, documentação técnica complementar destes equipamentos, para efeitos comprobatórios;

4. Deverá ser incluído um capítulo específico para que o Transportador apresente, de forma pormenorizada, a memória de cálculo do consumo de Gás de Uso no Sistema (GUS) que adota em cada um dos seus gasodutos de transporte; e

5. Deverão ser revistos os capítulos que tratam dos resultados dos cálculos de capacidade por ponto de entrega para que o Transportador preencha os valores da Margem Operacional e de incremento de GUS aplicáveis no cálculo da capacidade comercial de cada ponto de entrega e cada ponto de interconexão dos seus gasodutos de transporte.

V. Considerações sobre a premissa relacionada com capacidade contratada em PTEs

Conforme mencionado, na ausência de valores de capacidade contratada em cada ponto de entrega dos gasodutos de transporte nacionais, adotou-se o valor médio diário entregue ao longo do mês de janeiro de 2015. Algumas questões relacionadas com essa premissa foram apresentadas pelos agentes de mercado durante o Workshop realizado em 18/09/2015, fato este que demandou desta Agência uma avaliação dos impactos positivos e negativos desta premissa e, principalmente, uma avaliação se a mesma poderia ser aplicada a todos os diferentes tipos de pontos de entrega, seja por conta das diferentes finalidades de suprimento (por exemplo, para termelétricas e refinarias), seja por conta das suas distintas fases de operação (por exemplo, pontos de entrega recém construídos atendendo mercados em expansão e pontos de entrega atendendo mercados consolidados e estáveis).

Em função dos pontos assinalados pelos agentes de mercado e visando fundamentar a revisão da premissa relacionada com a apuração da capacidade contratada para uso na metodologia, algumas considerações serão apresentadas, de acordo com o seguinte ordenamento:

(i) Análise das principais características das séries de dados históricos de entrega de gás natural em pontos de entrega de gasodutos de transporte;

(ii) Investigação das implicações associadas à estratégia de utilização do valor médio da entrega diária apurado em janeiro de 2015 para todos os pontos de entrega dos gasodutos de transporte nacionais;

(iii) Análise dos métodos aplicáveis na análise de séries históricas de entrega de gás natural em pontos de entrega de gasodutos de transporte; e

(iv) Comparação dos resultados dos cálculos das capacidades realizados pela consultoria com os resultados utilizando os métodos aplicáveis na análise de séries históricas de entrega de gás natural em pontos de entrega de gasodutos de transporte.

Principais características dos dados históricos nos Pontos de Entrega de gasodutos de transporte

Primeiramente cabe destacar que os Transportadores atualmente publicam em seus sítios eletrônicos na Internet os dados diários de movimentação de gás natural, em cumprimento ao disposto na Portaria ANP n° 01/2003, a partir dos quais é possível elaborar séries de dados históricos de entrega de gás natural em pontos de entrega de gasodutos de transporte.

No caso em tela, as variáveis quantitativas de interesse são os volumes diários entregues nos pontos de entrega e os volumes diários movimentados nos pontos de interconexão de gasodutos, tipicamente denominados de estações de medição. Os dados publicados pelos transportadores não estão organizados em grupos ou categorias/classes por faixa, ou seja, não estão agrupados e, desta forma, não constituem uma distribuição de frequência. A ordenação dos dados diários de volumes entregues em um ponto de entrega ao longo do tempo, com intervalos de tempo iguais, constitui uma série temporal.

Tipicamente as séries temporais são compostas por eventos determinísticos e eventos estocásticos (ruído ou erro aleatório). Os eventos determinísticos podem ser decompostos em (eventos de tendência, sazonalidade e ciclo

1. A tendência indica o comportamento do deslocamento da série “de

longo prazo”. O ciclo indica o movimento oscilatório de subida e descida na série, ao longo da componente de tendência, que tende a ser periódico ao longo do tempo. A sazonalidade representa o movimento ondulatório de subida e de descida da série ao longo de um tempo com duração delimitada e maior do que a observada no ciclo, que pode ser, por exemplo, mensal ou anual. Já o ruído aleatório compreende a variabilidade intrínseca dos dados da série temporal.

O componente determinístico pode ser uma tendência linear, uma adição de constante ou uma função periódica. Uma tendência linear pode ser associada, por exemplo, ao aumento do número de consumidores e da quantidade de gás natural entregue a um PTE que supre uma distribuidora estadual de gás canalizado com clientes predominantemente do tipo residencial, comercial e veicular. A adição de constante pode estar associada, por exemplo, ao aumento da quantidade de gás natural entregue a um PTE que supre uma termelétrica que inicialmente funcionava com apenas uma unidade geradora e passou a operar com duas unidades. A função periódica pode estar associada ao padrão semanal de fornecimento de gás observado em parte dos PTEs nacionais.

A figura 01 ilustra os principais eventos determinísticos observadas em séries temporais:

Série sem eventos sazonais Série com eventos sazonais

Série sem Tendência

Série com Tendência

Figura 01 – Eventos determinísticos mais comuns observados em dados de séries temporais

Importante destacar que é necessário que uma série temporal seja composta por uma quantidade mínima de dados para que seja possível se observar a presença, ou não, de cada um dos seus eventos determinísticos típicos. Nos exemplos acima, compostos por séries temporais com dados de 36 meses, a série com eventos característicos de tendência e com eventos característicos de sazonalidade não poderia ser classificada desta forma se fossem analisados apenas os 12 primeiros meses de dados desta série. Vale citar, também, que os dados das 4 séries acima possuem eventos com variabilidade intrínseca (ruído aleatório) tipicamente presente nos dados de uma série temporal.

Importante sublinhar que embora os valores das capacidades contratadas nos pontos de entrega na maioria dos contratos de serviço de transporte atualmente vigentes estejam representados em metros cúbicos por dia (m

3/d), os contratos possuem a duração de vários anos. Desta forma, um

procedimento técnico para apuração das capacidades contratadas para uso na metodologia, com base nos volumes diários entregues nos pontos de entrega e os volumes diários movimentados nos pontos de interconexão de gasodutos, deve preferencialmente ser realizado em uma amostra de dados contendo pelo menos 36 meses de dados.

Outro fator que merece destaque na presente análise está relacionado com as diferentes quantidades de dados históricos dos PTEs atualmente em operação, dado que alguns foram

1 MORETTIN, P. A., TOLOI, M. C. C., Análise de Séries Temporais. 2a Edição. Editora Edgard

Blucher. São Paulo, 2006;

construídos antes da criação da ANP e outros foram recém construídos. A apuração da capacidade contratada para uso na metodologia deve considerar o início de operação de cada PTE, ou seja, não devem ser realizados cálculos de média ou desvio-padrão da entrega de gás em PTEs abrangendo períodos em que a movimentação foi nula. Vale citar que a baixa quantidade de dados nas séries históricas de entregas dos PTEs recém construídos, pode dificultar a apuração da capacidade contratada para uso na metodologia, pois não será possível identificar claramente as componentes de tendência, ciclo e sazonalidade.

A qualidade dos dados é outro fator que merece destaque na presente análise, pois pode influenciar na componente associada aos eventos estocásticos. Esta componente pode estar associada aos eventos de exceção, anomalias, erros ou valores espúrios e até mesmo dados atípicos relacionados com erros de digitação, visto que os dados diários de movimentação de gás natural são editados no formato de tabelas. Erros ou valores espúrios devem ser descartados, com base em critérios estatísticos. Já os eventos de exceção não têm o mesmo tratamento aplicável ao de uma peça produzida fora das dimensões de projeto, evento considerado como um defeito e que tipicamente é observado na análise dos dados de séries temporais relacionadas, por exemplo, com uma linha de produção. As ocorrências de desequilíbrios diários ou mensais e suas compensações estão previstas nos contratos de serviço de transporte de gás natural, dentro dos limites estabelecidos.

Outro fator não menos importante está relacionado com o comportamento histórico das entregas de gás em pontos de interconexão. Diferentemente do observado em um ponto de entrega padrão a entrega de gás em uma interconexão pode possuir uma grande variação em termos de amplitude sem implicar que tal fato seja considerado uma anomalia ou exceção.

Implicações associadas à estratégia de utilização do valor médio da entrega diária apurado em janeiro de 2015 para todos os pontos de entrega dos gasodutos de transporte nacionais

A análise a seguir demonstrará que a utilização do valor médio da entrega diária apurado em janeiro de 2015 não necessariamente representa a melhor estratégia para apuração da capacidade contratada para uso na metodologia. Para tal será utilizado o PTE REFAP cuja capacidade de transporte calculada pela consultoria foi de 950.000 m

3/d. Conforme pode ser observado na figura 02,

o valor médio da entrega diária no PTE REFAP apurado em janeiro de 2015, valor este adotado como capacidade contratada, foi de 664.000 m

3/d e o valor de capacidade disponível resultante foi de

286.000 m3/d. Se o valor médio tivesse sido calculado com base na entrega diária no PTE REFAP

apurado em dezembro de 2014 teria sido de 449.000 m3/d e o valor de capacidade disponível

resultante seria de 501.000 m3/d. Caso tivesse sido calculado com base no maior valor médio

observado no período avaliado no gráfico a capacidade contratada teria sido de 827.000 m3/d e o

valor de capacidade disponível resultante seria de 123.000 m3/d. Se ao invés de média mensal

tivesse sido usada a maior média móvel (7 dias) no período avaliado a capacidade contratada teria sido 877.000 m

3/d e o valor de capacidade disponível resultante seria 73.000 m

3/d.

Figura 02 – Histórico de Dados de Entregas Diárias (em m3/d) do PTE REFAP (Ago/2014 - Ago/2015)

449

664

827 877

(Janeiro 2015)

Neste exemplo, a simples mudança de um mês de referência para outro e a mera variação na forma de cálculo da média do valor entregue implicou em capacidades disponíveis que variaram de 73.000 m

3/d a 501.000 m

3/d, respectivamente, correspondente a 7,68% e 52,73% da capacidade de

transporte do ponto de entrega REFAP.

Caso ao invés da média simples ou média móvel fosse utilizada outra medida de posição, como por exemplo, a mediana, média ponderada ou a moda, valores distintos poderiam ser obtidos sem a garantia de que estes representariam a melhor estratégia para apuração da capacidade contratada para uso na metodologia. Ademais, a aplicação direta da premissa de cálculo proposta pela consultoria, sem a prévia análise dos dados da série para tratamento de anomalias, erros de digitação ou valores espúrios, poderia produzir variações de capacidade disponível.

Importante destacar que foram analisados os 36 últimos meses de dados desta série histórica (2013 a 2015) e não foi possível detectar a presença de eventos característicos de tendência e de sazonalidade.

Observa-se, portanto, que a seleção, de forma aleatória, do período de apuração e de sua forma de cálculo pode produzir expressivas variações de capacidade para um determinado ponto de entrega e para outro apresentar pequenas variações, fato este que reforça o entendimento de que a premissa de cálculo adotada pela consultoria pode ser aprimorada.

Métodos aplicáveis na análise de séries históricas de entrega de gás natural em gasodutos

A seleção do melhor método de análise de dados históricos de entrega de gás natural deve considerar os seguintes aspectos: (i) A disponibilidade e confiabilidade dos dados históricos disponíveis; (ii) O período histórico requerido para apuração da capacidade contratada; (iii) as características, tipos e padrões dos dados históricos de entrega de gás em gasodutos; (iv) o custo de operacionalização do método; (v) a acurácia da apuração da capacidade contratada; e (vi) a facilidade de operação do método e da compreensão de seus resultados.

Como condição básica, devem ser traçados gráficos de dispersão e elaborados histogramas de frequência, bem com serem realizados os cálculos estatísticos básicos (estatística descritiva) nos dados históricos de entrega de gás natural. Adicionalmente, outros métodos podem ser utilizados para a análise e previsão de dados de séries temporais

2, a saber:

Sem sazonalidade Com sazonalidade

Sem Média Móvel Simples Sazonal Aditivo

Tendência Suavização Exponencial Simples Sazonal Multiplicativo

Com Média Móvel Dupla Aditivo de Holt-Winters

Tendência Suavização Exponencial Dupla Multiplicativo de Holt-Winters

Tabela 01 – Métodos mais comuns utilizados na análise/previsão de dados de séries temporais

As séries temporais de dados sem as componentes de sazonalidade e tendência podem ser classificadas como séries de dados com comportamento praticamente constante, ou seja, a exceção dos erros aleatórios, os valores históricos e futuros apresentarão os mesmos valores médios.

Há de se considerar que a tendência crescente de oferta de gás natural para o mercado nacional é um fator que impulsiona o crescimento de uma região atendida por um gasoduto e pode contribuir para que o número de consumidores e a quantidade de gás natural entregue a um PTE, que supre uma distribuidora estadual de gás canalizado, aumentem ao longo do tempo. Adicionalmente, deve ser considerado que os diversos tipos de consumidores de gás natural variam a quantidade de gás consumida ao longo de um ano operacional, com sazonalidade relacionada, por exemplo, com aspectos climatológicos. Entretanto, é importante destacar que o gás natural é um energético que, em alguns casos, pode ser substituído por outro energético concorrente, de menor custo. Considerar esta observação é importante para que não seja criada uma regra de que todos os pontos de entrega necessariamente devem apresentar tendência de crescimento ao longo dos anos.

2 MUN, J. Modeling Risk: Applying Monte Carlo Simulation, Real Options Analysis, Stochastic

Forecasting and Portfolio Optimization. 2ª ed., New York:John Wiley & Sons, 2010. Página 264.

Desta forma, se os dados históricos de entrega de gás natural avaliados no período de 36 meses não possuírem componentes de sazonalidade e tendência, os métodos aplicáveis para sua análise são a média móvel ou a suavização exponencial simples. Entretanto, caso tais dados históricos possuam componentes de sazonalidade e tendência, os métodos aplicáveis para sua análise são os desenvolvidos por Holt-Winters. Independentemente da classificação quanto à presença dos componentes de sazonalidade e tendência, deve ser realizado o descarte de erros ou valores espúrios, bem como averiguada a variância e o desvio-padrão dos dados tratados. Após tratamento dos dados e aplicação do método de acordo com a classificação pertinente deve-se proceder com a apuração da capacidade contratada para uso na metodologia desenvolvida pela consultoria, adotando como seu valor a soma aritmética do desvio-padrão com a média obtida após o método.

Vale citar que o método Holt-Winters aditivo é indicado quando a amplitude da variação sazonal é constante ao longo do tempo. Já o método Holt-Winters multiplicativo é indicado quando a referida amplitude aumenta ou diminui como função do tempo. Os métodos apresentados na tabela 01 não são complexos e estão disponíveis para uso no mercado e no meio acadêmico sem restrições. Existem outros métodos de análise e previsão, tais como o modelo Auto Regressive Integrated Moving Average (ARIMA), também conhecido como técnica Box-Jekins. Entretanto, o modelo ARIMA é de operacionalização complexa e despende mais tempo de análise que o método de Holt-Winters.

É importante destacar que a seleção do melhor método de análise de dados históricos de entrega de gás natural deve primar pela preservação das características da série de dados, visto que a real preocupação é a determinação de um valor médio de capacidade que possa ser utilizado como capacidade contratada, admitindo a linearização ou suavização dos dados históricos, sem, no entanto, remover por completo os componentes característicos de uma série temporal.

Cabe, ainda, ressaltar que os resultados obtidos com os métodos para análise de dados históricos de entrega de gás natural abordados nesta nota técnica são úteis para efeito da análise da aproximação dos valores históricos realizados pelos agentes transportadores nas melhores condições operacionais com os valores de capacidade contratada, que devem respeitar os limites de segurança e de capacidade máxima das instalações de transporte. Desta forma, ainda que eventuais picos de entrega sejam suavizados pela metodologia anteriormente citada, tal fato não exime o transportador de firmar contratos e programar/operar suas instalações de transporte respeitando os limites de segurança e de capacidade máxima das instalações de transporte.

Convém destacar, por último, que a apuração da capacidade contratada para uso na metodologia desenvolvida pela consultoria deve ser realizada para cada ponto de entrega e cada ponto de interconexão dos gasodutos de transporte existentes em um mesmo modelo computacional elaborado na ferramenta Pipeline Studio da rede de gasodutos de transporte nacional. Após os valores de capacidade contratada serem apurados para os pontos supracitados, a verificação da entrega simultânea dos mesmos deve ser validada através de uso de uma ferramenta de cálculo de simulação termo-hidráulica.

É de se esperar, depois de realizada a validação do modelo em estudo por simulação termo-hidráulica, que os valores apurados da capacidade contratada em cada de ponto de entrega e cada ponto de interconexão dos gasodutos não ultrapassem o valor da capacidade de transporte ou o valor da capacidade comercial em tais pontos, tampouco que alguma condição de contorno das outras instalações de transporte presentes no segmento (estações de recebimento e de compressão, por exemplo) seja violada. Nesta situação, caso estas capacidades contratadas fossem programadas e realizadas, o transportador poderia estar sujeito à aplicação das penalidades contratuais previstas.

A ocorrência do sucesso na validação dos valores apurados da capacidade contratada obtidos a partir dos dados históricos das entregas de gás permite que seja inferido que os transportadores possuem conhecimento de todos os riscos inerentes às suas atividades e, desta forma, já programam e realizam entregas de volumes diários de gás natural fazendo uso da capacidade máxima das instalações de transporte, nas melhores condições operacionais e respeitando os limites contratados, sejam estes globais ou por ponto de entrega. Desta forma, é razoável inferir que o processo decisório de validação da programação praticado pelos transportadores considera sua experiência na operacionalização das movimentações e entregas anteriormente realizadas, respeitando os padrões históricos, sejam estes determinísticos e/ou não determinísticos.

Comparação dos cálculos das capacidades realizados pela consultoria com as capacidades calculadas de acordo com os métodos aplicáveis a séries históricas de entrega de gás em gasodutos.

A título de exemplo serão realizadas análises do cálculo da capacidade disponível de Pontos de Entrega que atendem consumidores com características diferentes, a saber: consumidor do tipo refinaria, consumidor do tipo termelétrico e ponto de entrega de distribuidora estadual que atende vários tipos distintos de consumidores (comercial, residencial, industrial, dentre outros).

A supracitada análise englobará a comparação do cálculo da capacidade disponível considerando duas premissas distintas: (i) a antiga premissa de cálculo da capacidade contratada adotada pela consultoria; e (ii) a nova premissa de cálculo da capacidade contratada apurada de acordo com os métodos aplicáveis a séries históricas de entrega de gás em gasodutos.

A) A seguir será realizada a análise do cálculo da capacidade disponível do Ponto de Entrega da Refinaria Presidente Getúlio Vargas – REPAR, situado no GASBOL.

O gráfico de dispersão da figura abaixo ilustra as variações de entrega no PTE REPAR ao longo dos anos de 2013, 2014 e 2015.

Figura 03 – Histórico de Dados de Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE REPAR (01/2013 – 08/2015)

A capacidade de transporte do PTE REPAR calculada via simulação termo-hidráulica foi de 2.790 mil m

3/d. Considerando que a margem operacional neste ponto foi adotada pela consultoria como sendo

zero, a capacidade comercial deste PTE também é 2.790 mil m3/d. O valor da capacidade contratada

utilizado pela consultoria foi de 1.125 mil m3/d, correspondente ao valor médio diário das entregas

realizadas do mês de janeiro de 2015. Desta forma, a capacidade disponível calculada para este PTE foi de 1.665 mil m

3/d.

Os cálculos estatísticos básicos destes dados brutos podem ser observados na tabela 02:

Média 1.057,58

Mediana 1.058,90

Desvio Padrão 205,29

Variância 42.141,9369

Tabela 02 – Cálculos estatísticos básicos dos dados de entregas diárias (mil m3/d) do PTE REPAR

O gráfico de dispersãoda figura 04 ilustra os limites de controle para caracterização de outliers (dados acima ou abaixo do valor correspondente a duas vezes o desvio padrão em relação à média).

Figura 04 – Histórico de Dados de Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE REPAR (01/2013 – 08/2015)

O gráfico da figura 05 ilustra o histograma de frequência dos dados de entregas diárias do PTE REPAR no período em estudo.

Figura 05 – Histograma de frequência das entregas diárias do PTE REPAR (01/2013 – 08/2015)

O gráfico de dispersão da figura 06 ilustra as variações de entrega no PTE REPAR ao longo do período em estudo sem os outliers. Neste gráfico foi inserida uma linha de tendência, para indicar que esta série de dados contém um componente determinístico de tendência. Adicionalmente, observa-se que não foi identificado no período analisado um componente determinístico de sazonalidade.

Figura 06 – Dados tratados das Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE REPAR (01/2013 – 08/2015)

Dado que a série de dados históricos de entrega de gás natural do PTE REPAR, avaliados no período de 2013 a 2015, possui apenas a componente de tendência, os métodos aplicáveis para sua análise, conforme Tabela 01, são a média móvel dupla ou a suavização exponencial dupla.

O gráfico de dispersão da figura abaixo ilustra as variações de entrega no PTE REPAR ao longo do período em estudo sem os outliers. Neste gráfico foi inserida uma linha referente à média móvel dupla. A técnica média móvel dupla consiste na aplicação da média móvel simples duas vezes, uma nos dados originais e outra nos dados resultantes da primeira aplicação.

Figura 07 – Média Móvel Dupla das Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE REPAR (01/2013 – 08/2015)

Os cálculos estatísticos básicos realizados sobre os dados da média móvel dupla indicam que sua média corresponde a 1047,78 mil m

3/d e o desvio-padrão a 160,80 mil m

3/d. Portanto, utilizando o

critério anteriormente estabelecido, a capacidade contratada no PTE REPAR, apurada para uso na metodologia de cálculo de capacidade, é de 1208,59 mil m

3/d (valor da média mais o desvio padrão).

O gráfico de dispersão da figura a seguir ilustra a média móvel dupla das entregas no PTE REPAR ao longo do período em estudo, bem como a sua média (na cor verde) e a linha que representa a capacidade contratada (na cor vermelha) apurada ao longo de 2013 a 2015.

Figura 08 – Capacidade contratada apurada para (mil m3/d) o PTE REPAR (01/2013 – 08/2015)

Cabe relembrar que a capacidade disponível calculada pela consultoria para este PTE foi de 1.665 mil m

3/d, correspondente à subtração da capacidade de comercial/transporte (2.790 mil m

3/d) do

valor da capacidade contratada adotado pela mesma (1.125 mil m3/d). Se a subtração fosse

realizada com base na capacidade contratada apurada de acordo com os métodos aplicáveis a séries históricas de entrega de gás em gasodutos, a capacidade disponível seria 1.581,14 mil m

3/d.

Este último valor de capacidade disponível possui mais precisão do que o valor adotado pela consultoria, dado que este último foi calculado com base nos valores médios diários de entregas realizadas em um período muito curto, escolhido de forma aleatória, diferentemente do método objeto de estudo desta nota técnica, que adota critérios estatísticos e possui maior abrangência.

B) A seguir será realizada a análise do cálculo da capacidade disponível do PTE UTE Araucária, situado no GASBOL, que atende exclusivamente a Usina Termelétrica (UTE) de Araucária.

O gráfico de dispersão da figura abaixo ilustra as variações de entrega no PTE UTE Araucária ao longo dos anos de 2013, 2014 e 2015. Nota-se que durante alguns dias a UTE não foi despachada.

Figura 09 – Histórico de Dados de Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE UTE Araucária (2013 – 2015)

A capacidade de transporte do PTE UTE Araucária calculada via simulação termo-hidráulica foi de 2.500 mil m

3/d. Considerando que a margem operacional neste ponto foi adotada pela consultoria

como sendo zero, a capacidade comercial deste PTE também é 2.500 mil m3/d. O valor da

capacidade contratada utilizado pela mesma foi de 2.100 mil m3/d, correspondente ao valor médio

diário das entregas realizadas do mês de janeiro de 2015. Desta forma, a capacidade disponível calculada pela consultoria para este PTE foi de 400 mil m

3/d.

Os cálculos estatísticos básicos destes dados brutos, desconsiderando as amostras com valor igual a zero (dias em que não foi fornecido gás para a UTE), podem ser observados na tabela abaixo:

Média 1.890,52

Mediana 2.110,7

Desvio Padrão 496,56 Variância 246.567,35

Tabela 03 – Cálculos estatísticos dos dados de entregas diárias (mil m3/d) do PTE UTE Araucária

O gráfico de dispersão abaixo ilustra os limites de controle para caracterização de outliers (dados acima ou abaixo do valor correspondente a duas vezes o desvio padrão em relação à média).

Figura 10 – Histórico de Dados de Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE UTE Araucária (2013 – 2015)

O gráfico abaixo ilustra o histograma de frequência dos dados de entregas diárias do PTE UTE Araucária no período em estudo.

Figura 11 – Histograma de frequência das entregas diárias do PTE UTE Araucária (2013 – 2015)

O gráfico de dispersão da figura abaixo ilustra as variações de entrega no PTE UTE Araucária ao longo do período em estudo sem os outliers. Neste gráfico foi inserida uma linha de tendência, para indicar que esta série de dados contém um componente determinístico de crescimento com baixa amplitude. Adicionalmente, observa-se que não foi identificado no período analisado um componente determinístico de sazonalidade.

Figura 12 – Dados tratados das Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE UTE Araucária (2013 – 2015)

Dado que a série de dados históricos de entrega de gás natural do PTE UTE Araucária, avaliados no período de 2013 a 2015, possui apenas a componente de tendência, os métodos aplicáveis para sua análise, conforme Tabela 01, são a média móvel dupla ou a suavização exponencial dupla.

O gráfico de dispersão da figura abaixo ilustra as variações de entrega no PTE UTE Araucária ao longo do período em estudo sem os outliers. Neste gráfico foi inserida uma linha referente à média móvel dupla. A técnica média móvel dupla consiste na aplicação da média móvel simples duas vezes, uma nos dados originais e outra nos dados resultantes da primeira aplicação.

Figura 13 – Média Móvel Dupla das Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE UTE Araucária (2013 – 2015)




critério anteriormente estabelecido, a capacidade contratada no PTE UTE Araucária, apurada para uso na metodologia de cálculo de capacidade, é de 2220,10 mil m

3/d (valor da média mais o desvio

padrão). O gráfico de dispersão da figura a seguir ilustra a média móvel dupla das entregas no PTE UTE Araucária ao longo do período em estudo, bem como a sua média (na cor verde) e a linha que representa a capacidade contratada (na cor vermelha) apurada ao longo de 2013 a 2015.

Figura 14 – Capacidade contratada apurada para (mil m3/d) o PTE UTE Araucária (2013 – 2015)

Cabe relembrar que a capacidade disponível calculada pela consultoria para este PTE foi de 400 mil m

3/d, correspondente à subtração da capacidade de comercial/transporte (2.500 mil m

3/d) do valor da

capacidade contratada adotado pela mesma (2.100 mil m3/d). Se a subtração fosse realizada com

base na capacidade contratada apurada de acordo com os métodos aplicáveis a séries históricas de entrega de gás em gasodutos, a capacidade disponível seria 279,90 mil m

3/d. Este último valor de

capacidade disponível possui mais precisão do que o valor adotado pela consultoria, dado que foi calculado com base nos valores médios diários de entregas realizadas em um período muito curto, escolhido de forma aleatória, diferentemente do método objeto de estudo desta nota técnica, que adota critérios estatísticos e possui maior abrangência.

C) A seguir será realizada a análise do cálculo da capacidade disponível do PTE GASPAR, situado no GASBOL, que supre a concessionária estadual de distribuição de gás no Estado de Santa Catarina (SCGÁS), cujos consumidores atualmente estão distribuídos de acordo com as seguintes classes de consumo: industrial (78,9%), veicular (20,0%), comercial (1,0%) e residencial (0,1%).

O gráfico de dispersão abaixo ilustra as variações de entrega no PTE GASPAR ao longo de 2013 a 2015. É possível observar claramente que os volumes estão divididos em duas faixas de consumo: (i) a faixa de consumo observada durante os dias úteis (faixa superior); e (ii) a faixa de consumo observada durante o final de semana (faixa inferior, onde o consumo é menor, principalmente aos domingos). É possível notar também que na região de Gaspar (Blumenau) o consumo de gás natural é reduzido tanto na primeira quanto na última semana de cada ano.

Figura 15 – Histórico de Dados de Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE GASPAR (2013 – 2015)

Como já sublinhado antes, o cálculo da capacidade disponível em um ponto de entrega correspondente à subtração da sua capacidade de comercial (transporte, caso a margem operacional seja zero) do valor da capacidade contratada. Ainda que tenha sido observado que existem duas faixas de consumo, não serão apuradas de forma distinta capacidade disponível para período de dias úteis e capacidade disponível para finais de semana. Nada impede que um volume que seria entregue durante o período de segunda a sexta seja, pelo fato de existir um feriado neste intervalo, disponibilizado no final de semana.

Desta forma, adotar um único (o maior) valor de capacidade contratada possibilita que a eventual entrega de capacidade disponível seja realizada com maior segurança e com menos riscos de gerar penalidades para os agentes envolvidos. Além disso, cabe esclarecer que o acesso aos volumes ociosos observados durante os finais de semana pode ser ofertado ao mercado através de outra modalidade distinta do Serviço de Transporte Firme (STF), como o Serviço de Transporte Interruptível.

A capacidade de transporte do PTE GASPAR calculada via simulação termo-hidráulica foi de 990 mil m

3/d. Considerando que a margem operacional neste ponto foi adotada pela consultoria como sendo

zero, a capacidade comercial deste PTE também é 990 mil m3/d. O valor da capacidade contratada

utilizado pela consultoria foi de 149 mil m3/d, correspondente ao valor médio diário das entregas

realizadas do mês de janeiro de 2015. Desta forma, a capacidade disponível calculada pela mesma para este PTE foi de 841 mil m

3/d.

Os cálculos estatísticos básicos dos dados brutos do PTE GASPAR, referente aos dias úteis, podem ser observados na tabela a seguir:

Média 207,30

Mediana 216,20

Desvio Padrão 38,11

Variância 1.452,2156

Tabela 04 – Cálculos estatísticos básicos dos dados de entregas diárias (mil m3/d) do PTE GASPAR

O gráfico de dispersão a seguir ilustra os limites de controle para caracterização de outliers (dados acima ou abaixo do valor correspondente a duas vezes o desvio padrão em relação à média).

Figura 16 – Histórico de Dados de Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE GASPAR (2013 – 2015)

O gráfico abaixo ilustra o histograma de frequência dos dados de entregas diárias (segunda a domingo) do PTE GASPAR no período em estudo. Este histograma reforça a existência de duas faixas de volume, bem como reitera a estratégia do uso da faixa dos volumes dos dias de semana (círculo vermelho), pois este grupo possui uma maior quantidade de dados que o outro.

Figura 17 – Histograma de frequência das entregas diárias do PTE GASPAR (2013 – 2015)

O gráfico de dispersão da figura abaixo ilustra as variações de entrega no PTE GASPAR ao longo do período em estudo sem os outliers. Neste gráfico foi inserida uma linha de tendência, para indicar que esta série de dados contém um componente determinístico de tendência, indicando um comportamento de leve retração do suprimento de gás natural para a SCGÁS em Gaspar / Blumenau. Adicionalmente, observa-se que não foi identificado no período analisado um componente expressivo e determinístico de sazonalidade, dado que grande parte das entregas realizadas na primeira e na última semana de cada ano foi considerada outlier.

Figura 18 – Dados tratados das Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE GASPAR (2013 – 2015)

Dado que a série de dados históricos de entrega de gás natural do PTE GASPAR, avaliados no período de 2013 a 2015, possui apenas a componente de tendência, os métodos aplicáveis para sua análise, conforme Tabela 01, são a média móvel dupla ou a suavização exponencial dupla.

O gráfico de dispersão da figura abaixo ilustra as variações de entrega no PTE GASPAR ao longo do período em estudo sem os outliers. Neste gráfico foi inserida uma linha referente à média móvel dupla, pois a inexpressiva componente de sazonalidade foi desconsiderada pelas razões anteriormente descritas. A técnica média móvel dupla consiste na aplicação da média móvel simples duas vezes, uma nos dados originais e outra nos dados resultantes da primeira aplicação.

Figura 19 – Média Móvel Dupla das Entregas Diárias (mil m3/d) do PTE GASPAR (2013 – 2015)




critério anteriormente estabelecido, a capacidade contratada no PTE GASPAR, apurada para uso na metodologia de cálculo de capacidade, é de 234,04 mil m

3/d (valor da média mais o desvio padrão).

O gráfico de dispersão a seguir ilustra a média móvel dupla das entregas no PTE GASPAR ao longo do período em estudo, bem como a sua média (na cor verde) e a linha que representa a capacidade contratada (na cor vermelha) apurada ao longo de 2013 a 2015.

Figura 20 – Capacidade contratada apurada para (mil m3/d) o PTE GASPAR (2013 – 2015)

Cabe relembrar que a capacidade disponível calculada pela consultoria para este PTE foi de 841 mil m

3/d, correspondente à subtração da capacidade de comercial/transporte (990 mil m

3/d) do valor da

capacidade contratada adotado pela mesma (149 mil m3/d). Se a subtração fosse realizada com base

na capacidade contratada apurada de acordo com os métodos aplicáveis a séries históricas de entrega de gás em gasodutos, a capacidade disponível seria 755,96 mil m

3/d. Este último valor de

capacidade disponível possui mais precisão do que o valor adotado pela consultoria, dado que este último foi calculado com base nos valores médios diários de entregas realizadas em um período muito curto, escolhido de forma aleatória, diferentemente do método objeto de estudo desta nota técnica, que adota critérios estatísticos e possui maior abrangência.

D) Como consideração final sobre o tema, convém reforçar que o procedimento técnico para apuração das capacidades contratadas para uso na metodologia, com base nos volumes diários entregues nos pontos de entrega e os volumes diários movimentados nos pontos de interconexão de gasodutos, deve preferencialmente ser realizado em uma amostra de dados contendo pelo menos 36 meses de dados. Importante indicar que a seleção deste período de 36 meses não deve ser aleatória. A verificação da presença de eventos determinísticos e eventos estocásticos típicos das séries históricas das instalações de transporte acima citadas deve ser realizada no período que contemple os eventos em que forem observadas entregas de gás natural com maior amplitude (desconsiderando os outliers). Apurar o valor contratado fazendo uso de volumes com amplitudes inferiores ao anteriormente praticado de forma sazonal e regular, possibilita a obtenção de menores valores de capacidade contratada e, consequentemente, maiores valores de capacidade disponível. Para ilustrar esta situação, a figura a seguir exibe uma série histórica fictícia dos volumes entregues por um PTE “XPTO” durante o período de 2010 a 2015. A apuração das capacidades contratadas para uso na metodologia neste exemplo fictício deve ser realizada a partir da amostra de dados compreendendo os 36 meses contidos no período de 2011 a 2014 (circunferência de cor vermelha).

Apesar da amostra de dados compreendidos no período de 2013 a 2015 (circunferência de cor preta) ser mais atual, sua média é inferior à média observada no período de 2011 a 2014.

Figura 21 – Volumes entregues (mil m3/d) no PTE fictício “XPTO” (01/2010 – 12/2015)

VI. Conclusão

É importante destacar que a ausência do valor da capacidade contratada discriminada por ponto de entrega nos contratos de serviço de transporte não constitui óbice para que a ANP desenvolva um procedimento técnico para apuração da capacidade disponível conforme metodologia desenvolvida pelo projeto, desde que tal procedimento respeite o princípio da não violação das condições de contorno de entrega de gás natural nos pontos de entrega dos gasodutos dos transportadores, de modo a não calcular e divulgar valores de capacidade que, se fossem ofertados, acarretariam a aplicação das penalidades contratuais previstas nos contratos existentes.

Dito isso, conclui-se que a declaração dos transportadores, de que não existe capacidade disponível para ser ofertada ao mercado em razão de toda capacidade de transporte estar contratada, não merece prosperar, pois a capacidade de transporte que de fato pode ser ofertada ao mercado deve, conforme demonstrado tecnicamente através da metodologia de cálculo desenvolvida pelo projeto, ser calculada e aferida por ponto de entrega. Ademais, as declarações dos transportadores de que não havia capacidade disponível para ser ofertada ao mercado estavam baseadas em uma forma de apuração de capacidade disponível que não realizava o cálculo da capacidade por ponto de entrega.

Diante do exposto, conclui-se que, na ausência de valores públicos de capacidade contratada em cada ponto de entrega dos gasodutos de transporte nacionais, os métodos e os critérios técnicos apresentados na presente nota técnica, para revisão da premissa adotada pela consultoria na configuração da condição de contorno de vazão nos referidos pontos de entrega, podem ser utilizados.

Elaborada por:

_____________________________________ Almir Beserra dos Santos

Especialista em Regulação

De acordo:

___________________________________

JOSÉ CESÁRIO CECCHI Superintendente da Superintendência de Comercialização e Movimentação de Petróleo, Seus

Derivados e Gás Natural

ANEXO I

Contrato de Serviço de Transporte

Data de Assinatura

do Contrato

Capacidade Contratada de

Transporte (MMm

3/dia)

Informações sobre a capacidade dos PTEs

Faixas (mínimo e máximo) de vazão

para cada PTE

O somatório das vazões /capacidades máximas dos PTEs

excede a Capacidade Contratada

Contrato TCQ* Brasil

25/02/1999 18,08 Apenas capacidade

máxima para cada PTE SIM

Contrato TCO* Brasil



Contrato TCX* Brasil



Contrato de STF* de gás – CPAC 2007

28/05/2008 5,203

Apenas capacidade máxima para cada PTE

NÃO

Contrato de Serviço de Transporte* da Malha Sudeste

01/07/2003 43,80 SIM SIM

Contrato de Serviço de Transporte* da Malha Nordeste

01/07/2003 21,60 SIM SIM

Contrato de STF* de Gás Natural – Sistema GASENE

10/11/2008 Trecho sul: 20,00

Trecho norte: 10,50 SIM SIM

Contrato de STF* de Gás Natural – NOVO SISTEMA DE TRANSPORTE

01/12/2009

Japeri-Reduc: 25,30

GASAN II: 7,10

GASPAL II: 12,00

GASBEL II: 5,00

SIM SIM

Contrato de STF* de Gás Natural – GASDUC III

01/12/2009 40,00 SIM SIM

Contrato de STF* de Gás Natural – Paulínia Jacutinga

01/12/2009 5,00 SIM NÃO

Contrato de STF* de Gás Natural – Urucu-Manaus

01/12/2010 6,69 SIM SIM

Contrato de STF* de Gás Natural – Pilar-Ipojuca

01/12/2011 9,00 SIM SIM

Contrato de STF* de Gás Natural – Caraguatatuba-Taubaté

01/12/2011 20,00 SIM SIM

Contrato de STF de Gás Natural – TSB (CARREGADOR: SULGÁS)

17/02/2012 0,55 SIM NÃO

Contrato de STF* de Gás Natural – Atalaia-Laranjeiras

17/04/2012 1,50 SIM NÃO

* - Carregador: Petrobras

3 Referente ao percurso de Paulínia-SP até os PTEs de Araucária, UTE Araucária e REPAR, situados no

Paraná.

nota tÉcnica 002/2016 - scm critÉrios para revisÃo da ... · nota técnica 002/2016-scm rio de...

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