ANÁLISE DE RISCO EM NOVOS EMPREENDIMENTOS …repositorio.unb.br/bitstream/10482/8242/1/2009_LucasGuimaraesLins... · Prof. Edvaldo Alves de Santana, Doutor (ANEEL) ... 92 Figura

i

UNIVERSIDADE DE BRASLIA

FACULDADE DE TECNOLOGIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELTRICA

ANLISE DE RISCO EM NOVOS EMPREENDIMENTOS

CONSIDERANDO O NDICE DE CUSTO BENEFCIO

LUCAS GUIMARES LINS BRANDO

ORIENTADOR: IVAN MARQUES DE TOLEDO CAMARGO

DISSERTAO DE MESTRADO EM ENGENHARIA ELTRICA

PUBLICAO: PPGENE.DM - 404/09

BRASLIA/DF: DEZEMBRO 2009

ii

UNIVERSIDADE DE BRASLIA

FACULDADE DE TECNOLOGIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELTRICA

ANLISE DE RISCO EM NOVOS EMPREENDIMENTOS

CONSIDERANDO O NDICE DE CUSTO BENEFCIO

LUCAS GUIMARES LINS BRANDO

DISSERTAO SUBMETIDA AO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA

ELTRICA DA FACULDADE DE TECNOLOGIA DA UNIVERSIDADE DE

BRASLIA COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSRIOS PARA

OBTENO DO GRAU DE MESTRE EM ENGENHARIA ELTRICA.

APROVADA POR:

___________________________________________________

Prof. Ivan Marques de Toledo Camargo, Docteur (ENE/UnB)

(Orientador)

___________________________________________________

Prof. Mauro Moura Severino, Doutor (ENE/UnB)

(Examinador Interno)

___________________________________________________

Prof. Edvaldo Alves de Santana, Doutor (ANEEL)

(Examinador Externo)

BRASLIA/DF: DEZEMBRO 2009

iii

FICHA CATALOGRFICA

BRANDO, Lucas Guimares Lins

Anlise de risco em novos empreendimentos considerando o ndice de Custo Benefcio [Distrito Federal]. 2009.

xv, 102p., 210 x 297 mm (ENE/FT/UnB, Mestre, Dissertao de Mestrado Universidade

de Braslia. Faculdade de Tecnologia.

Departamento de Engenharia Eltrica

1.ndice de Custo Benefcio 2. Leilo de Energia Nova

3.Gerao Termeltrica 4. Anlise de Investimento

I. ENE/FT/UnB II. Ttulo (srie)

REFERNCIA BIBLIOGRFICA

BRANDO, L. G. L. (2009). Anlise de risco em novos empreendimentos considerando o

ndice de Custo Benefcio. Dissertao de Mestrado em Engenharia Eltrica, Publicao

PPGENE.DM - 404/09, Departamento de Engenharia Eltrica, Universidade de Braslia,

Braslia, DF, 102p.

CESSO DE DIREITOS

AUTOR: Lucas Guimares Lins Brando.

TTULO: Anlise de risco em novos empreendimentos considerando o ndice de Custo

Benefcio.

GRAU: Mestre ANO: 2009

concedida Universidade de Braslia permisso para reproduzir cpias desta dissertao

de mestrado e para emprestar ou vender tais cpias somente para propsitos acadmicos e

cientficos. O autor reserva outros direitos de publicao e nenhuma parte dessa dissertao

de mestrado pode ser reproduzida sem autorizao por escrito do autor.

____________________________

Lucas Guimares Lins Brando

Universidade de Braslia Faculdade de Tecnologia Departamento de Engenharia

Eltrica.

70.910-900 Braslia DF Brasil.

iv

DEDICATRIA

Aos meus pais, meus exemplos de vida,

ensinaram-me que o melhor

investimento de todos a educao.

Vanessa, amor da minha vida.

v

AGRADECIMENTOS

Agradeo minha famlia que sempre me deu apoio, de onde estivessem.

minha namorada pela pacincia e compreenso.

Ao meu grande amigo Rodrigo pelo apoio.

Ao meu grande amigo Diogo por ter me ajudado em momentos de dificuldade.

Aos meus amigos e colegas de trabalho pela amizade e respeito.

Aos meus chefes da Eletronorte que me disponibilizaram tempo para realizar este trabalho.

Aos professores Marco Aurlio Gonalves de Oliveira, Mauro Moura Severino e Fernando

Monteiro de Figueiredo pela confiana e oportunidade.

Ao professor Ivan Marques de Toledo Camargo que alm de me proporcionar a

oportunidade me orientou de forma competente.

vi

"Muitos dos fracassos da vida so pessoas que no perceberam o

quo perto elas estavam do xito quando desistiram."

(Thomas Edison)

vii

RESUMO

ANLISE DE RISCO EM NOVOS EMPREENDIMENTOS CONSIDERANDO O

NDICE DE CUSTO BENEFCIO

Autor: Lucas Guimares Lins Brando

Orientador: Ivan Marques de Toledo Camargo

Programa de Ps-graduao em Engenharia Eltrica

Braslia, dezembro de 2009

Em 2004, com o novo modelo institucional do Setor Eltrico Brasileiro, a contratao de

energia de usinas termeltricas passou a ser realizada em leiles de energia nova. No

resultado dos leiles possvel observar usinas de alto custo varivel unitrio movidas a

leo diesel e combustvel. Este trabalho mostra o funcionamento e os resultados dos leiles

de energia nova, alm de definir e analisar o ndice de Custo Benefcio (ICB), utilizado nos

leiles para ordenao econmica dos empreendimentos termeltricos, bem como objetiva

examinar o retorno esperado por um empreendedor que deseja participar deste leilo. Para

obter retorno, o empreendimento deve alcanar um ICB competitivo e considerar os riscos

envolvidos no clculo do lucro. Este estudo avaliar os riscos envolvidos na variao do

ICB e no preo da energia eltrica no mercado, no sentido de verificar se os

empreendimentos de alto custo varivel unitrio levam vantagem sobre as demais solues

de gerao.

viii

ABSTRACT

RISK ANALYSIS ON THE NEW ENTERPRISES CONSIDERING THE COST-

BENEFIT INDEX

Author: Lucas Guimares Lins Brando

Supervisor: Ivan Marques de Toledo Camargo

Programa de Ps-graduao em Engenharia Eltrica

Brasilia, December of 2009

In 2004, with the appliance of the new institutional model of the Brazilian Electric Sector,

the contracting of thermoelectric power plants started to be done through new energy

auctions. The result of those auctions showed high-cost diesel or fuel power plants. This

paper not only displays the results of those auctions but also defines and analyzes the Cost-

Benefit Index (ICB) used in the auctions in order to organize the economy of the

Thermoelectric Businesses. It is the goal of this paper to analyze the profit expected by

Businessmen who wishes to take part on those auctions. That profit depends on a

competitive ICB and evaluation of the risks involved in the calculation of the profit

variation. This study will evaluate the risks involved in the variation of the ICB and in the

price of electric power in the market, aiming to verify if the high-cost businesses are

advantageous compared to other generation solutions.

ix

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 rvore de Deciso ............................................................................................. 6

Figura 3.1 Curva de Carga ................................................................................................ 15

Figura 3.2 Custo das Usinas por Hora de Operao ......................................................... 16

Figura 3.3 Gerao do Sistema Eltrico ........................................................................... 17

Figura 3.4 Gerao e Custos das Usinas........................................................................... 18

Figura 4.1 Quantidade de Usinas e MW Mdios.............................................................. 30

Figura 4.2 Quantidade de Usinas e MW Mdios.............................................................. 30

Figura 4.3 Evoluo do Preo das Usinas Hidrulicas ..................................................... 31

Figura 4.4 Evoluo do Preo das Usinas Trmicas ........................................................ 32

Figura 4.5 Mdia dos Preos nos Leiles de Energia Nova ............................................. 33

Figura 5.1 Variao do ICB com relao ao CVU ........................................................... 40

Figura 5.2 Variao do Fator K com relao ao CVU ..................................................... 41

Figura 5.3 Variao do COP, CEC e da soma destes em relao ao CVU ...................... 42

Figura 5.4 Lugar geomtrico que relaciona RF com CVU para um mesmo ICB ............ 43

Figura 6.1 Gerao para um CV(D) de R$ 500,00/MWh ................................................ 51




Figura 6.5 Gerao para um CV(D) de R$ 20,00/MWh .................................................. 55

Figura 6.6 Custos e ICB ................................................................................................... 58

Figura 6.7 Relao dos Custos, Receitas e Lucro............................................................. 61

Figura 6.8 Variao do Lucro com o CV(D) .................................................................... 62

Figura 6.9 Curva do Lucro para Diferentes CV(R) .......................................................... 63

Figura 6.10 Lucro Mximo em Funo do CV(R) ............................................................ 64

Figura 7.1 Fluxo da Variao do CMO e Lucro ............................................................... 67

Figura 7.2 Gerao Mdia com a Variao do CMO ....................................................... 70

Figura 7.3 Gerao Mdia com a Variao do CMO ....................................................... 71

Figura 7.4 Lucro com a variao do CMO ....................................................................... 72

Figura 7.5 Lucro para Cenrios de CMO .......................................................................... 73

Figura 7.6 Diagrama Risco X Retorno para Variao do CMO ....................................... 74

x

Figura 7.7 Diagrama Risco X Retorno para Variao do ICB ......................................... 77

Figura 7.8 Lucro com a Variao do ICB ........................................................................ 77

Figura 8.1 Distribuio de Probabilidade para o ICB ...................................................... 82

Figura 8.2 Distribuies de Probabilidade para Geraes Mdias ................................... 83

Figura 8.3 Distribuio de Probabilidade da Usina 1 ....................................................... 84

Figura 8.4 Comportamento Normal do ICB ..................................................................... 85

Figura 8.5 Comportamento Log-Normal da Gerao Mdia ........................................... 86





Figura 8.10 Lucro para cada Cenrio da Usina 1 ............................................................. 90





Figura 8.15 Diagrama Risco X Retorno ........................................................................... 94

xi

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 Parmetros da Regresso ................................................................................ 12

Tabela 3.1 Dados das Usinas Trmicas ............................................................................ 14

Tabela 4.1 Resultado do Leilo A-5/2005 ........................................................................ 23

Tabela 4.2 Preos Mdios Negociados A-5/2005 ............................................................ 23








Tabela 4.10 Resultado do Leilo A-3/2008 ...................................................................... 27

Tabela 4.11 Resultado do Leilo A-5/2008 ...................................................................... 28

Tabela 4.12 Preos Mdios Negociados A-5/2008 .......................................................... 28

Tabela 5.1 Parmetros da Usina Trmica ......................................................................... 39

Tabela 6.1 Parmetros das Usinas .................................................................................... 58

Tabela 6.2 Resultado do Clculo do Lucro ...................................................................... 60


Tabela 7.2 Risco, Retorno e Coeficiente de Variao ...................................................... 75


Tabela 7.4 Risco, Retorno e Coeficiente de Variao ...................................................... 78

Tabela 8.1 Exemplo de Retorno de um Ativo .................................................................. 80


Tabela 8.3 Parmetros para Distribuio Log-Normal ..................................................... 84

Tabela 8.4 Lucro Esperado e Desvio Padro .................................................................... 93

Tabela 8.5 Lucro, Desvio Padro e Coeficiente de Variao ........................................... 94

xii

LISTA DE SMBOLOS, NOMENCLATURAS E ABREVIAES

ACR: Ambiente de Contratao Regulada

ANEEL: Agncia Nacional de Energia Eltrica

CCEAR: Contratos de Comercializao de Energia no Ambiente Regulado

CCEE: Cmara de Comercializao de Energia Eltrica

CEC: Valor Esperado do Custo Econmico de Curto Prazo

CEPEL: Centro de Pesquisa de Energia Eltrica

CME: Custo Marginal de Expanso

CMO: Custo Marginal de Operao

COP: Valor Esperado do Custo de Operao

CV(D): Custo Varivel Declarado

CV(R): Custo Varivel Real

CVU: Custo Varivel Unitrio

Disp: Disponibilidade

EH: Oferta Hidrulica

ELETROBRS: Centrais Eltricas Brasileiras S.A

EPE Empresa de Pesquisa Energtica

ET: Oferta Trmica

FCmax: Fator de Capacidade Mximo

GF: Garantia Fsica

ICB: ndice de Custo Benefcio

Inflex: Inflexibilidade

IP: Indisponibilidade Programada

MME: Ministrio de Minas e Energia

MP: Medida Provisria

O&M: Operao e Manuteno

ONS: Operador Nacional do Sistema Eltrico

PCH: Pequena Central Hidreltrica

PLD: Preo de Liquidao das Diferenas

Pot: Potncia

PROINFA: Programa de Incentivo s Fontes Alternativas de Energia Eltrica

xiii

QL: Quantidade de Lotes

RF: Receita Fixa

RF(D): Receita Fixa Declarada

RF(R): Receita Fixa Real

SEB: Sistema Eltrico Brasileiro

SIN: Sistema Interligado Nacional

TEIF: Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forada

UHE: Usina Hidreltrica

UTE: Usina Termeltrica

xiv

SUMRIO

1. INTRODUO .......................................................................................................... 1

2. SISTEMA ELTRICO BRASILEIRO ...................................................................... 4

2.1. INTRODUO ...................................................................................................... 4

2.2. CUSTO DE OPORTUNIDADE ............................................................................. 5

2.3. MODELO NEWAVE ............................................................................................. 7

2.4. CUSTO MARGINAL DE OPERAO E PREO DE LIQUIDAO DAS

DIFERENAS................................................................................................................... 9

2.5. GARANTIA FSICA ............................................................................................ 11

3. EXPANSO DA GERAO .................................................................................. 13

4. LEILES DE ENERGIA ......................................................................................... 19

4.1. AMBIENTE DE CONTRATAO REGULADA (ACR) ................................. 20

4.1.1. Contrato de Disponibilidade .......................................................................... 21

4.2. LEILES DE ENERGIA NOVA ......................................................................... 22

4.2.1. 1 Leilo de Energia Nova A-5/2005 ............................................................ 22







4.3. ANLISE COMPARATIVA DOS LEILES DE ENERGIA NOVA ............... 29

5. NDICE DE CUSTO BENEFCIO ICB ................................................................ 34

5.1. O CLCULO DO ICB ......................................................................................... 36

5.2. ANLISE DO ICB ............................................................................................... 38

6. VISO DO EMPREENDEDOR .............................................................................. 45

6.1. CLCULO DO LUCRO ...................................................................................... 45

xv

6.2. ESTIMATIVA DE GERAO ........................................................................... 49

6.3. ESTIMATIVA DO LUCRO MXIMO ............................................................... 56

7. ANLISE DE RISCOS ............................................................................................ 66

7.1. ANLISE DO CMO ............................................................................................ 66

7.2. ANLISE DO ICB ............................................................................................... 75

8. DISTRIBUIO DO RISCO .................................................................................. 79

8.1. RETORNO ESPERADO DE UM ATIVO ........................................................... 79

8.2. DISTRIBUIO DE PROBABILIDADE ........................................................... 81

8.3. LUCRO ESPERADO ........................................................................................... 89

9. CONCLUSES ........................................................................................................ 96

REFERNCIAS BIBLIOGRFICAS ................................................................................ 98

APNDICE ....................................................................................................................... 100

1

1. INTRODUO

O modelo atual do Setor Eltrico Brasileiro (SEB) passa por um processo de

reestruturao, no qual o objetivo a busca de maior eficincia, atravs da competio

entre os agentes que compe o setor. Para garantir a competio, foi editada a Lei 10.848,

de 2004 regulamentada pelo Decreto 5.163, de 2004 a qual define que as

concessionrias, permissionrias e as autorizadas de servios e instalaes de energia

eltrica empresas de distribuio de energia devem atender ao seu mercado por meio de

licitao na modalidade de leilo de energia eltrica, contratao esta que ser feita no

Ambiente de Contratao Regulada (ACR). A Lei 10.848/04 tambm dispe que a

regulao das licitaes para contratao regulada cabe Agncia Nacional de Energia

Eltrica (ANEEL), e que a realizao do leilo se dar diretamente ou por intermdio da

Cmara de Comercializao de Energia Eltrica (CCEE).

Os leiles de energia eltrica so realizados com vista ao atendimento da demanda de

energia eltrica a curto e a longo prazo. Os empreendimentos de gerao de energia

eltrica, que se encontram em operao, participam dos leiles de energia existente para o

atendimento em curto prazo. Os empreendimentos que pretendem iniciar sua operao

devem participar dos leiles de energia nova, e o seu abastecimento se iniciar de 3 a 5

anos aps o certame. Desta forma, estes empreendimentos supriro as demandas do

sistema planejadas pelas empresas de distribuio.

Participam dos leiles as Usinas Termeltricas ou trmicas e as Usinas Hidreltricas

ou hidrulicas novas e existentes. As Usinas Elicas, as Pequenas Centrais Hidreltricas

(PCH) e de biomassa participam do Programa de Incentivo s Fontes Alternativas de

Energia Eltrica (PROINFA). Ao final do leilo so celebrados contratos bilaterais entre o

agente vendedor agente gerador de energia e o agente comprador as distribuidoras

tambm podem participar , os chamados Contratos de Comercializao de Energia no

Ambiente Regulado (CCEAR). Os CCEAR possuem prazos especficos de durao,

conforme modalidade de leilo adotada de energia nova ou de energia existente e

tambm so diferenciados pelo tipo de usina contratada trmica ou hidrulica.

2

As usinas trmicas so diferenciadas de acordo com o tipo de combustvel utilizado, que

varia desde urnio usina geradora trmica com alto custo de instalao e baixo custo de

produo de energia at leo combustvel ou diesel usina que apresenta baixo custo de

instalao e alto custo de produo, devido aos altos preos do combustvel. As demais

usinas trmicas que participam dos leiles de energia nova so movidas a gs natural,

carvo e bagao de cana.

As usinas hidrulicas, predominantes no SEB, tm baixo custo de operao em

comparao com as usinas trmicas, alm de um elevado custo e perodo de instalao.

Observa-se que o custo mdio da energia no Brasil tenderia a ser inferior aos pases que

possuem matrizes energticas menos privilegiadas, como, por exemplo, os pases europeus.

Nos ltimos leiles de energia nova, no entanto, tem-se observado que a oferta de energia

tem sido cada vez mais cara e suja, ou seja, a maioria das usinas selecionadas foi de

leo combustvel e diesel. Ao mesmo tempo, tem-se notado a falta de oferta de usinas de

baixo custo de produo, como as usinas hidrulicas, em razo da dificuldade de se obter

licenas ambientais e do alto custo de instalao [NORTON, 2009].

O objetivo desta dissertao mostrar como funciona o leilo de energia nova para um

empreendedor que pretende fornecer energia por meio de uma usina termeltrica. Com

isso, este dever identificar as variveis do certame a serem observadas ao entrar no leilo.

O investidor tem como finalidade obter o maior lucro possvel, logo ser visto como obter

o lucro mximo, alm de verificar o risco associado analisando como as variveis do leilo

podem apresentar riscos ao empreendedor, devido incerteza associada a cada uma delas.

O principal parmetro analisado ser o ndice de Custo Benefcio (ICB), responsvel pelo

ordenamento das usinas no leilo, sendo assim tomado como critrio de modicidade

tarifria e eficincia na seleo dos projetos de gerao. De forma mais especfica, ser

analisado como este ndice seleciona os empreendimentos termeltricos pelo seu custo

esperado para o sistema. Outro parmetro observado ser o Custo Marginal de Operao

(CMO), que uma estimativa do custo da energia no futuro e de extrema importncia

para o empreendedor, uma vez que este valor serve de estimativa de quanto a usina ir

gerar durante o perodo de contratao.

3

O trabalho mostrar uma estimativa de clculo de lucro do empreendedor para cinco

empreendimentos. Com este clculo, sero variados alguns parmetros de custo do

empreendedor, para que este consiga obter o maior lucro possvel, ou seja, quais os

parmetros devem ser declarados e como escolher a melhor estratgia. Finalmente ser

feita uma avaliao do retorno para cada um dos empreendimentos termeltricos, tendo em

vista os riscos associados ao ICB selecionado e a incerteza do Custo Marginal de Operao

(CMO).

A dissertao formada por nove captulos, incluindo esta introduo, que compe o

primeiro captulo. O captulo 2 trata, de forma geral, do Sistema Eltrico Brasileiro, dos

preos de energia no mercado spot e do clculo do Custo Marginal de Operao (CMO).

No captulo 3, discutido o planejamento do sistema eltrico, mostrando a quantidade de

diferentes tipos de gerao devem ser construdos para minimizar o custo da energia

eltrica. O captulo 4 descreve como feita a contratao no Ambiente de Contratao

Regulada (ACR), os Contratos de Disponibilidade e os leiles de energia nova realizados

de 2005 a 2008, analisando, ao final, os resultados dos leiles. O captulo 5 trata do ndice

de Custo Benefcio (ICB), seu significado e seus clculos. No captulo 6, mostrada a

metodologia de clculo do lucro para um empreendedor termeltrico e o modo como este

pode obter um maior retorno, a partir de modificaes dos parmetros declarados no leilo.

O captulo 7 avalia o modo como se comporta o lucro, as variaes do preo da energia no

mercado e do ndice de Custo Benefcio (ICB). No Captulo 8, calculado o lucro

esperado pelo empreendedor quando existir risco nas variveis preo da energia no

mercado e ndice de Custo Benefcio (ICB). Por fim, o captulo 9 tece as concluses finais

do trabalho.

4

2. SISTEMA ELTRICO BRASILEIRO

2.1. INTRODUO

O Sistema Eltrico Brasileiro (SEB) formado por dois tipos de sistemas: o Sistema

Interligado Nacional (SIN) e os Sistemas Isolados, estes localizados principalmente na

regio Norte. A maior parte da capacidade de gerao e transmisso est no SIN. O SEB

tem cerca de 104.816 MW instalados1, sendo que 73,5% de gerao hidrulica e 26,14%

de gerao trmica [ANEEL, 2008].

A gesto do SEB feita por agentes que atuam de forma direta, tanto na operao como na

comercializao de energia. A Agncia Nacional de Energia Eltrica (ANEEL) a agncia

responsvel pela regulao e fiscalizao dos seus agentes. O Operador do Sistema

Eltrico (ONS) o rgo responsvel pelo despacho e operao do sistema de gerao e

transmisso de energia eltrica no SIN. A Cmara de Comercializao de Energia Eltrica

(CCEE) a responsvel pelo registro dos contratos celebrados no Ambiente de

Contratao (livre e regulada), pela promoo de leiles de compra e de venda de energia

eltrica, entre outros. A Empresa de Pesquisa Energtica (EPE) tem por finalidade prestar

servios na rea de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor

energtico [CCEE, 2009] [EPE, 2009].

Nota-se que o sistema eltrico formado pelo SIN e pelos sistemas isolados e, tendo em

vista a falta de regulamentao destes, em julho de 2009 foi publicada a Medida Provisria

466, a qual produzir efeitos a partir de sua publicao. Esta MP trata tambm de regras de

comercializao dos sistemas isolados, art. 6, que produzir efeitos a partir de 1 de

janeiro de 2010. Antes desta regulamentao, os maiores sistemas isolados tinham seu

planejamento, expanso, operao e comercializao feitos pela empresa pblica Centrais

Eltricas Brasileiras S.A. (ELETROBRS).

A ANEEL a principal agente do SEB, pois esta agncia tem a obrigao de regular e

fiscalizar o sistema com o objetivo de obter maior qualidade no servio prestado e alcanar

1 Potncia que exclui a parte paraguaia da usina hidreltrica de Itaipu.

5

tarifas razoveis, de forma a garantir o equilbrio econmico e, ainda, financeiro das

empresas e a modicidade tarifria para o consumidor. Por outro lado, tendo como

resultados dos estudos realizados pela EPE e por outras empresas do setor eltrico,

parmetros de confiabilidade e de modicidade tarifria, o Ministrio de Minas e Energia

(MME) estabelece limites para o sistema como, por exemplo, o nvel de risco sistmico, o

preo mnimo e mximo da energia, a quantidade contratada de energia pelas empresas

distribuidoras nos leiles de energia nova, entre outros.

Para obter modicidade tarifria para o consumidor, o despacho de energia eltrica feito

pelo ONS deve ser feito com base nos limites ditados pela ANEEL e, ao mesmo tempo,

deve buscar o menor custo para o sistema. O Brasil adota o mtodo de despacho

centralizado, o que significa que o ONS define a quantidade de energia que deve ser

gerada. Esta ao busca reduzir o custo de energia para o consumidor final e tambm uma

maior confiabilidade do sistema.

O despacho obedece ordem de mrito dos custos marginais, ou seja, segue o Custo

Marginal de Operao (CMO). Este valor reflete o custo, em reais, para se gerar 1

megawatt hora. Para as usinas hidreltricas, o preo da energia para o sistema aparenta ser

trivial, pois a gua do reservatrio no tem um preo estabelecido, desta forma o seu custo

seria apenas da Operao e Manuteno da usina (O&M). O CMO para usinas hidrulicas,

no entanto, depende, alm dos valores de O&M (prximos a R$ 10,00/MWh), do custo

futuro da gua, ou seja, da quantidade de gua em seus reservatrios [MARTINS, 2008].

2.2. CUSTO DE OPORTUNIDADE

Na seo anterior foi abordado como o despacho do ONS leva em conta o custo da energia

para o sistema, custo este representado pelo Custo Marginal de Operao (CMO). O CMO

tambm utilizado para o planejamento do setor eltrico e representa o preo da energia.

Ser visto que o seu clculo no trivial e que deve ser feito com auxlio de um software

desenvolvido pelo Centro de Pesquisa de Energia Eltrica (CEPEL), o NEWAVE, que

utiliza os custos para gerar energia no presente com base no custo de oportunidade.

6

O despacho no pode ser feito visando apenas reduzir o custo presente da energia, ou seja,

gerar com fontes baratas hidreltricas, por exemplo no presente pode significar um

grande aumento no preo da energia eltrica no futuro. Ao se utilizar energia de baixo

custo hoje poder haver escassez dessa energia e seu preo subir de forma descontrolada.

O indicado seria utilizar as fontes de energia racionalmente. Pensando dessa forma,

possvel formar uma rvore de decises com algumas alternativas. A Figura 2.1 mostra

esse processo:

Figura 2.1 rvore de Deciso

possvel observar na Figura 2.1 que a deciso tomada no presente, aliada ao cenrio

futuro, leva a diversos resultados. Ao utilizar, por exemplo, gerao trmica, ou seja, usar

combustvel, se o cenrio futuro for de chuvas haver excesso de gua nos reservatrios e

com isso um desperdcio de gua (vertimento). Por outro lado, se o cenrio futuro for

sem chuvas, a deciso de utilizar combustvel foi a melhor escolha. A outra deciso

possvel a de utilizar gerao hidrulica usar a gua do reservatrio , se o cenrio

futuro for de seca haver escassez de gua, com isso ser necessria gerao trmica em

excesso o que provocar aumento do custo da energia eltrica. Por sua vez, se o cenrio

futuro for de chuvas, a gua utilizada hoje ser reposta nos reservatrios e com isso a

deciso tomada ser tima. Exatamente por isso que o valor da energia no se resume

ResultadoCenrio

FuturoDecisoIncio

Gerar

Usar gua

Perodo mido

timo

Perodo seco

Energia cara

Usar combustvel

Perodo mido

Vertimento

Perodo seco

timo

7

apenas ao custo de se gerar energia hoje, como no caso de um sistema inteiramente

trmico2 [BEZERRA, 2006].

No sistema hidrotrmico, tem-se associado ao preo da energia o custo futuro da gua

custo de oportunidade , ou seja, quanto maior o risco de racionamento provocado, maior o

valor da gua. Se o valor da gua subestimado, observa-se que benefcios de curto prazo

menor preo para a energia so trocados por custos de longo prazo dficit no

suprimento. De forma inversa, quando o valor da gua superestimado, custos de curto

prazo maior preo para a energia so trocados por benefcios de longo prazo

minimizao do risco de dficit [LOSEKANN, 2007].

2.3. MODELO NEWAVE

No parque gerador brasileiro encontram-se usinas trmicas e usinas hidrulicas. Como a

maior parte so hidrulicas, pode-se pensar que ao despach-las primeiro e, em seguida,

completar o abastecimento com trmicas, teria-se um menor custo de energia. Os

reservatrios, no entanto, no esto sempre cheios nem possuem gua suficiente para

abastecer o sistema durante todo o ano, alm do fato de que a gua dos reservatrios deve

ser utilizada racionalmente3. Uma usina hidrulica deve manter o seu reservatrio sempre

acima da cota mnima para poder gerar. Utilizar a gua at o limite do reservatrio poderia

deplecionar o uso desta energia, alm de esgotar o reservatrio. Dito de outro modo, o

custo da energia no presente seria barato, mas o preo da energia no futuro seria

extremamente caro, uma vez que no haveria gua e a gerao seria, na sua totalidade,

trmica.

Para se compatibilizar a previso das vazes, a previso de carga, a gerao e a

transmisso, a fim de otimizar os recursos, feito o planejamento da operao eletro-

energtica, tanto a longo prazo quanto a curto prazo, como uma programao diria. O

2 Em um sistema formado apenas por usinas trmicas, o despacho feito por ordem de mrito, isto significa

que sero despachadas primeiro as usinas com menores custos ao sistema, at completar a energia necessria

para abastecer o sistema. 3 Existem ainda outros fatores que contribuem para o uso racional da gua dos reservatrios, como o

abastecimento de gua, navegao nos rios e cidades prximas ao reservatrio.

8

ONS utiliza modelos matemticos de clculo para modelar o sistema, para reduzir o risco

de crise no abastecimento, buscando as melhores solues para as possibilidades de uso da

gua nos cenrios atuais. Dessa forma, o planejamento da expanso do sistema eltrico

brasileiro composto, entre outras atividades, das simulaes computacionais de

configuraes futuras do sistema de energia eltrica. Com base nas condies hidrolgicas,

no preo dos combustveis, na disponibilidade dos equipamentos do sistema, nas

necessidades energticas e eltricas futuras, na entrada de novos empreendimentos, etc. O

modelo NEWAVE, produzido pelo Centro de Pesquisa de Energia Eltrica (CEPEL), visa

ao planejamento a longo prazo para definir os melhores despachos e obter os Custos

Marginais de Operao (CMO) para cada ms. O CMO utilizado para diversos fins,

como, por exemplo, o clculo do preo da energia no mercado spot, o clculo do ndice de

Custo Benefcio (ICB), entre outros [EPE, 2008b].

Pelo fato das usinas hidreltricas apresentarem uma grande interdependncia, pois muitas

delas apresentam ciclos hidrolgicos e at reservatrios em comum, o NEWAVE trabalha

com reservatrios equivalentes, ou seja, as usinas de cada subsistema so tratadas em

conjunto. Alm disso, o NEWAVE utiliza todos os registros das sries histricas para

conseguir se aproximar de um cenrio prximo ao real e prever com maior preciso as

futuras vazes. Tendo em vista que o histrico se inicia apenas no ano de 1931, no h

sries suficientes para se obter confiabilidade da estimativa. Pode-se depreender das sries

histricas, como ser o comportamento hidrolgico do ano, isto , onde vai chover e em

que quantidade. Levando-se em conta que o universo de sries muito maior que as

registradas, no existem sries suficientes para representar com confiabilidade este

universo. Dessa forma, foram criadas as sries sintticas, com a finalidade de completar

duas mil sries, nmero que foi considerado ideal para satisfazer o rigor estatstico [LIMA,

2006] [CCEE, 2009].

Existem ainda outros modelos que levam em conta o curto prazo e a programao diria. O

modelo DECOMP utilizado para programao a curto prazo, porm utiliza os resultados

do NEWAVE e calcula os preos semanais da energia. Existe ainda o modelo DESSEM,

utilizado para programao diria [EPE, 2009].

9

2.4. CUSTO MARGINAL DE OPERAO E PREO DE LIQUIDAO DA S

DIFERENAS

O Custo Marginal de Operao (CMO) um parmetro calculado atravs do modelo

NEWAVE. Ele representa, de forma simplificada, o custo da energia para atender uma

carga adicional. Dentro desse contexto, aparece tambm o Custo Marginal de Expanso

(CME), que tambm um parmetro essencial para o planejamento da expanso do

sistema, pois o CME representa o custo da energia para atender uma carga adicional com a

construo de uma nova usina. Para um sistema com escassez de fontes de energia, o preo

do CMO ser bastante maior que o CME, por outro lado, em um sistema com excesso de

fontes de energia no h a necessidade da construo de novos empreendimentos, pois

nesse cenrio o CME ser superior ao CMO [JUHAS, 2006].

Foi observado, na seo anterior, que o NEWAVE um programa de otimizao do

sistema hidrotrmico que trabalha com reservatrios equivalentes, isto , as usinas em cada

subsistema so agregadas em grandes reservatrios virtuais. O programa DECOMP, da

mesma forma que o NEWAVE, procura obter uma operao tima do sistema, mas seu

horizonte de tempo mais curto, este programa tambm utilizado na resoluo do

problema do planejamento e da operao no curto prazo. Este desagrega, para cada

reservatrio individual, as funes de custo futuro recebidas do NEWAVE na etapa

anterior. Sua caracterstica principal o planejamento de curto prazo com discretizao

semanal no primeiro ms de estudo.

A partir dos resultados mensais gerados pelo NEWAVE, os resultados so discretizados

para o primeiro ms por meio do DECOMP. Em seguida, define-se o Preo de Liquidao

das Diferenas (PLD) ou preo spot semanal, com base no CMO, que se situa em um

intervalo de variao limitado definido anualmente pelo MME. Por exemplo, em 2008, o

PLD ficou no intervalo de 15,59 a 569,59 R$/MWh. Vale ressaltar que esses limites visam

proteger as empresas, tanto geradoras como consumidoras de grandes variaes do preo

da energia, entretanto, para fim de despacho, so utilizados os preos reais da energia. Vale

observar tambm que possvel que o CMO viole os valores do PLD, tanto mximo como

mnimo [EPE, 2009].

10

O PLD semanal utilizado apenas nas transaes de curto prazo, sendo estas realizadas no

mercado livre e no mercado cativo. Este utilizado principalmente para punies e

apenaes aplicadas, por exemplo, s distribuidoras que subcontratam energia para

abastecimento. Neste caso utiliza-se uma mdia ponderada4 anual do PLD.

O preo spot reflete o custo marginal da demanda, ou seja, a variao do custo de operao

do sistema quando h um incremento da demanda, conceito j observado no CMO. Para o

seu clculo so utilizados os dois programas supracitados: o NEWAVE e o DECOMP. O

valor do preo spot, calculado semanalmente, que pode ser dito como preo vista da

energia, no reflete um preo de mercado como acontece em um mercado de derivativos,

por exemplo. O preo spot depende de uma srie de fatores como a oferta e demanda de

energia, a rede de transmisso disponvel, a gerao disponvel, o nvel dos reservatrios, o

CMO [CCEE, 2009] [CASTRO, 2008].

Para fins de comercializao o SIN foi dividido em sub-regies Norte, Nordeste,

Sudeste/Centro-Oeste e Sul , devido a razes histricas. Os submercados, mercados das

sub-regies, apresentam preos de energia diferentes, isto significa dizer que o preo no

mercado vista preo spot5 em cada submercado diferencia-se pelas restries do

sistema de transmisso, restries eltricas. Em outras palavras, existe diferena no preo

entre os submercados em funo da diferena de carga e gerao de energia diferena

entre oferta e demanda , restrio das linhas que interligam os sistemas, etc.

4 A mdia ser ponderada, pois haver pesos para as diferentes sazonalidades. 5 O preo spot tem seus preos definidos com base nos custos marginais de curto prazo, ou seja, custos

marginais de operao, obtidos por meio de uma cadeia de programas computacionais conhecidos como

"modelos de otimizao". Esses preos tambm so denominados Preos de Liquidao das Diferenas

(PLD).

11

2.5. GARANTIA FSICA

A Garantia Fsica6 a quantidade mxima de energia que as usinas hidrulicas, as trmicas

e os projetos de importao de energia podem comercializar em seus contratos de venda de

energia. Isto , a Garantia Fsica do Sistema Interligado Nacional (SIN) pode ser definida

como aquela correspondente mxima energia que este sistema pode suprir a um dado

critrio de garantia de suprimento. Essa energia pode ento ser rateada entre todos os

empreendimentos de gerao que constituem o sistema [EPE, 2008a].

O objetivo do clculo da Garantia Fsica obter a igualdade entre o custo marginal de

operao (CMO) mdio anual e o custo marginal de expanso (CME), respeitando o limite

de risco de dficit, clculo este feito pela EPE. Para a simulao que leva ao valor da

Garantia Fsica utiliza-se o modelo NEWAVE na verso para clculo de Garantia Fsica.

A metodologia de clculo da Garantia Fsica dos novos empreendimentos de gerao que

entraro no SIN obedece ao seguinte procedimento:

Determinao da oferta total de Garantia Fsica do SIN, com configurao

esttica ajustada para a igualdade do CMO mdio anual com o Custo Marginal

de Expanso (CME), admitida uma tolerncia;

Rateio da oferta total (ou Garantia Fsica do SIN) em dois blocos: oferta

hidrulica EH e oferta trmica ET;

Rateio da oferta hidrulica entre todas as Usinas Hidrulicas (UHE)

proporcionalmente s suas energias firmes;

Rateio da oferta trmica entre as Usinas Trmicas (UTE), limitado

disponibilidade mxima de gerao contnua de cada UTE e com o eventual

excedente de oferta sendo distribudo entre as demais UTE, tambm limitado

oferta correspondente disponibilidade mxima de gerao contnua da usina

[EPE, 2009].

Observa-se que o clculo da Garantia Fsica da usina no um clculo trivial, pois feito

com o software NEWAVE. No possvel, por exemplo, que um empreendedor saiba 6 A Garantia Fsica tambm conhecida por energia assegurada ou energia firme.

12

antecipadamente quanto ser a sua Garantia Fsica antes que seja informado pelos rgos

reguladores. A Garantia Fsica um importante dado no leilo de energia eltrica e, vale

ressaltar, o seu valor pode ser diferente para instalaes idnticas que declararem custos

diferentes.

Foi mostrado que o clculo da Garantia Fsica feito atravs do software NEWAVE e os

parmetros utilizados para este clculo no so disponibilizados. Sabe-se que esta funo

da potncia total, taxas de indisponibilidade (forada e programada), custo varivel da

usina, entre outros. A Garantia Fsica inversamente proporcional ao custo varivel da

usina. A fim de simplificar os clculos, ser utilizada como funo que definir a Garantia

Fsica (GF) uma funo de primeiro grau, obtida atravs de regresses lineares. Para

Martins (2008, s. 5.1, p. 41), a Garantia Fsica pode ser representada como funo do custo

varivel (CVU) e da disponibilidade (Disp), conforme expresso na Equao (2.1):

(2.1)

Na qual, os parmetros da regresso assumem os valores dados pela Tabela 2.1:

Tabela 2.1 Parmetros da Regresso

Varivel Dependente GF / Disp

Custo Varivel () -0,000668 Constante () 0,964935

Coeficiente de Determinao (R) 0,84

Fonte: (Martins, 2008)

O coeficiente de determinao mostrado na Tabela 2.1 fornece uma informao auxiliar ao

resultado obtido, que serve como parmetro de verificao do modelo. Quanto mais

prximo de uma unidade for este coeficiente mais adequado ser o modelo. Desta forma

nos clculos utilizados nesse trabalho, Garantia Fsica ser dada pela Equao (2.1),

utilizando como parmetros os dados da Tabela 2.1 [PETERNELLI, 2004].

13

3. EXPANSO DA GERAO

O captulo anterior apresentou, de forma geral, o funcionamento do Sistema Eltrico

Brasileiro (SEB), seus principais agentes e parmetros utilizados no planejamento e

operao do sistema como, por exemplo, o Custo Marginal de Operao (CMO). Ser visto

neste captulo como feito o planejamento da expanso da gerao, e como possvel

reduzir o custo da energia eltrica ao combinar diferentes tipos de fontes energticas.

O SEB formado principalmente por usinas hidrulicas e trmicas7, estas ltimas utilizam

diversos tipos de combustveis. Para elas o custo da energia eltrica fornecida depende

diretamente do valor de combustvel utilizado. Para as usinas hidrulicas no existe

combustvel, a fonte de energia eltrica a gua armazenada no reservatrio que

impulsiona as turbinas. O custo da energia para as usinas hidrulicas depende ento do

custo de oportunidade, visto no captulo anterior.

Em um sistema formado somente por usinas trmicas o preo da energia no mercado spot

ser proporcional ao preo da ltima usina despachada pelo operador do sistema. Supondo

que um sistema seja composto por usinas trmicas com diferentes custos de operao,

obviamente tendo em vista reduzir o custo da energia para o consumidor , a usina que

apresenta o menor custo de operao ser despachada primeiro. Em seguida ser

despachada a usina com o segundo menor custo de operao e assim sucessivamente.

Dessa forma o preo da energia no mercado ser o preo da ltima usina despachada.

As usinas trmicas, no entanto, apresentam dois custos distintos, os custos fixos e os custos

variveis. Os custos fixos so os custos do empreendimento com a instalao da planta,

O&M fixos, remunerao do investimento, etc. Os custos variveis so os custos para gerar

energia eltrica, ou seja, custo com combustvel, custos de O&M variveis, etc.

Dependendo do tipo de combustvel e tecnologia adotada, uma usina trmica possuir

custos fixos e variveis diversos. As usinas que possuem menores custos variveis

grandes nucleares e movidas a carvo tm custos fixos elevados, estas so chamadas de

trmicas de base e so responsveis pelo atendimento do sistema durante todo o ano, pelo

seu baixo custo de operao. As plantas com elevados custos variveis leo diesel e leo

7 No SEB existem tambm usinas solares e elicas.

14

combustvel possuem, por outro lado, baixo custo fixo, chamadas de trmica de ponta e

so utilizadas apenas nos horrios de ponta de carga, ou de carga pesada, pois seus custos

de operao so elevados. Existem ainda usinas com custos fixos e variveis

intermedirios, que operam nos horrios de carga mdia e pesada [HUNT, 2002].

Ao planejar como ser a operao do sistema, deve-se decidir a quantidade necessria de

cada um dos tipos de usina de base, de carga mdia e de ponta para minimizar o custo

da energia. Dependendo da curva de carga, haver uma combinao dos diferentes tipos de

tecnologia que trar benefcio ao custo da energia para o sistema.

Ser mostrado um exemplo no qual um sistema com uma curva de carga ser abastecido

por trs usinas e, a partir dos custos, ser possvel estabelecer quanto estas usinas geraro.

A Tabela 3.1 apresenta dados de trs usinas trmicas fictcias:

Tabela 3.1 Dados das Usinas Trmicas

Usina 1 Usina 2 Usina 3

Custo Fixo (R$ mil/ano) 200,00 800,00 2.000,00

Custo Varivel (R$/kWh) 0,80 0,40 0,02

As Usinas 3, 2 e 1, mostradas na Tabela 3.1, correspondem trmica de base,

intermediria e de ponta, respectivamente. Supe-se que estas trs usinas operem em um

sistema eltrico com a curva de carga mostrada na Figura 3.1:

15

Figura 3.1 Curva de Carga

A Figura 3.1 mostra a curva de carga do sistema durante um ano (8.760 horas). A carga

varia de 0,30 a 1,00 GW.

As trs usinas devem atender a carga descrita pela Figura 3.1, de forma que o custo seja o

menor possvel para o sistema. Com os dados mostrados na Tabela 3.1, possvel traar os

custos de cada usina para cada hora em operao, ou seja, para cada kWh gerado. Observe

a Figura 3.2, com os custos totais de cada usina por hora em operao:

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

Car

ga (G

W)

Horas

16

Figura 3.2 Custo das Usinas por Hora de Operao

O grfico da Figura 3.2 mostra que a Usina 1, que possui alto custo de operao, custa

menos ao sistema se o seu tempo de operao for inferior a, aproximadamente, 1.400

horas. Em um perodo de operao entre 1.400 horas e 3.600 horas, a Usina 2 possui um

menor custo para o sistema. A Usina 3, mesmo com seu baixo custo operacional, deve

operar mais do que 3.600 horas para que seu custo para o sistema seja o menor dentre as

trs usinas, em razo do seu elevado custo fixo. Isso se deve ao fato de a Usina 1 ter um

baixo custo fixo (custo de instalao), logo, esta custa menos para o sistema se no houver

gerao ou se tiver que gerar por pequenos perodos. Por outro lado, a Usina 3 possui um

custo fixo elevado, dessa forma para que esta apresente benefcios para o sistema, ela deve

gerar durante longos perodos.

Ao analisar a curva de carga da Figura 3.1, e os custos mostrados pela Figura 3.2,

possvel estabelecer quanto cada usina gerar, considerando que o rgo regulador busque

o menor custo para o sistema eltrico. Este despacho mostrado na Figura 3.3:

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

Cus

to (R

$ m

il/an

o)

Horas


17

Figura 3.3 Gerao do Sistema Eltrico

A Figura 3.3 mostra como seria o despacho econmico do sistema eltrico com base nos

custos de cada usina. A Usina 3 deve operar todas as horas do ano, esta usina passa a ter o

menor custo para o sistema quando opera acima de 3.600 horas, portanto, dever gerar a

sua capacidade mxima aps este perodo. A Usina 2, deve gerar mais que 1.400 horas e

menos que 3.600 para que seu custo seja inferior s demais, desta forma gerar a

capacidade mxima neste perodo. A Usina 1, para que seu custo seja o menor dentre as

usinas, deve gerar menos de 1.400 horas, por isso, esta usina s gerar nos perodos de

ponta, e gerar a sua capacidade mxima.

possvel fazer a comparao dos pontos de cruzamento das curvas da Figura 3.2 e as

geraes observadas pela Figura 3.3. A Figura 3.4 traz as comparaes:

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

Car

ga (G

W)

Horas


18

Figura 3.4 Gerao e Custos das Usinas

A Figura 3.4 faz a comparao entre custos mostrados na Figura 3.2 e da gerao das

usinas mostradas pela Figura 3.3. Com este grfico ficam evidentes os pontos de

cruzamento dos custos e como cada usina gerar na curva de carga.

O exemplo mostrou como trs usinas de tecnologias diversas gerariam de acordo com os

seus custos fixos e variveis. possvel, no entanto, supor que o exemplo considerasse que

em vez de trs usinas, cada uma das usinas corresponderia a um conjunto de usinas, e que

o preo de cada uma, correspondesse ao custo mdio destas. Em outras palavras, seria

possvel agrupar usinas de custos prximos e ajustar a demanda de cada grupo pelo custo

mdio do grupo. Com isso se chegaria ao mesmo resultado do exemplo.

Este exemplo mostrou que no planejamento do sistema, o excesso de usinas de baixo custo

de operao, nem sempre reduz o custo global do sistema, pois estas apresentam elevado

custo de instalao. necessrio que haja diversidade de tipos de usina para que o custo da

energia eltrica para o consumidor final seja a menor possvel.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

Cus

to (R

$/an

o)

Car

ga (G

W)

Horas

Usina 1 (Gerao) Usina 2 (Gerao) Usina 3 (Gerao)

Usina 1 (Custo) Usina 2 (Custo) Usina 3 (Custo)

19

4. LEILES DE ENERGIA

Com a edio da Lei 10.848, de 2004, e do Decreto 5.163, de 2004, passou-se a exigir das

empresas de distribuio a garantia do total atendimento do seu mercado no Ambiente de

Contratao Regulada (ACR), por meio de licitao, na modalidade leilo. Esse tipo de

contratao tem o objetivo de garantir que a expanso ter a participao dos

empreendimentos mais competitivos, ou seja, aqueles que tm o menor custo para o

sistema e, com isso, proporcionar a modicidade tarifria. Agncia Nacional de Energia

Eltrica (ANEEL) cabe a regulao das licitaes para contratao regulada de energia

eltrica e a realizao do leilo diretamente ou por intermdio da Cmara de

Comercializao de Energia Eltrica (CCEE), conforme determinado no 11 do art. 2 da

Lei 10.848/2004 [CCEE, 2009].

No perodo que antecede o leilo, as empresas de distribuio devem declarar aos rgos

regulatrios as suas demandas previstas, e com isso ser contratada no leilo energia

suficiente para suprir a necessidade das distribuidoras. Os vencedores do leilo sero

aqueles que ofertarem o menor preo por megawatt hora e iniciaro seu abastecimento 1, 3

ou 5 anos aps a realizao do certame leiles A-1, A-3, A-5. Os leiles A-3 e A-5 so

conhecidos como leiles de energia nova, nos quais as usinas geradoras no foram

construdas e, por outro lado, o leilo A-1 conta com a presena de empreendimentos j

existentes.

Em sntese, o leilo de energia existente tem como objetivo a venda de energia eltrica

proveniente de empreendimentos construdos e o atendimento s necessidades de mercado

das distribuidoras. J o leilo de energia nova tem por objetivo atender s necessidades de

mercado das distribuidoras, mediante a venda de energia eltrica proveniente de novos

empreendimentos de gerao.

Ainda existem os leiles de ajuste e de reserva, o primeiro tem o objetivo de complementar

a carga de energia necessria ao atendimento do mercado consumidor das concessionrias

de distribuio, at o limite de 1%8; o segundo objetiva a venda de energia destinada a

aumentar a segurana no fornecimento de energia eltrica ao Sistema Interligado Nacional

8 No ano de 2009, foi ajustado o limite de 5% da carga total contratada [CCEE, 2009].

20

(SIN), proveniente de usinas especialmente contratadas para esse fim, seja de novos

empreendimentos de gerao ou de empreendimentos existentes [CCEE, 2009].

4.1. AMBIENTE DE CONTRATAO REGULADA (ACR)

No atual modelo do setor eltrico, a comercializao de energia eltrica acontece em dois

ambientes de mercado: o Ambiente de Contratao Livre (ACL) e o Ambiente de

Contratao Regulada (ACR). No ACL, a negociao ocorre livremente entre os agentes

(geradores, comercializadores, consumidores livres, importadores e exportadores de

energia eltrica) e os acordos so firmados por meio de contratos bilaterais. No ACR, a

contratao formalizada pelos Contratos de Comercializao de Energia Eltrica no

Ambiente Regulado (CCEAR) e so feitos pelos agentes participantes dos leiles de

energia [CCEE, 2009].

Os CCEAR so contratos bilaterais celebrados entre cada agente vendedor vencedor do

leilo e todos os agentes de distribuio. Esses contratos apresentam prazos de durao que

se diferenciam de acordo com a fonte de energia e o tipo de leilo realizado. Para os leiles

de energia existente, os CCEAR tm no mnimo cinco anos para usinas termeltricas e no

mximo quinze anos para as usinas hidreltricas. J para os leiles de energia nova os

prazos so superiores, sendo de quinze anos para as usinas termeltricas e de trinta anos

para as usinas hidreltricas [CCEE, 2009].

Existem duas modalidades de CCEAR, os Contratos de Quantidade de Energia e os

Contratos de Disponibilidade de Energia. Os Contratos de Quantidade so aqueles nos

quais os riscos hidrolgicos so assumidos integralmente pelos vendedores (geradores).

Neste caso, cabe aos geradores arcarem com os custos referentes ao fornecimento de

energia contratada. Os riscos financeiros so relativos diferena entre os preos da

energia dos submercados. Para o Contrato de Disponibilidade, os benefcios e o nus da

variao de produo em relao Garantia Fsica so repassados aos consumidores

regulados. Dentro do objetivo do trabalho, no qual ser analisado o elevado nmero de

usinas trmicas nos leiles de energia nova, ser observado como funciona o contrato de

disponibilidade, tendo em vista a contratao das usinas trmicas [CCEE, 2009].

21

4.1.1. Contrato de Disponibilidade

A venda de energia no Leilo de Energia Nova realizada utilizando contratos futuros de

energia, que sero celebrados entre os distribuidores pool de compradores e cada um

dos empreendimentos vencedores do leilo. Os contratos estabelecidos estipulam os

parmetros de remunerao, no caso de um empreendimento termeltrico, ser firmado um

Contrato de Disponibilidade [MARTINS, 2008].

Dessa forma no Contrato de Disponibilidade, as usinas geradoras so pagas de acordo com

a Garantia Fsica, a termeltrica, ao assinar o contrato de disponibilidade, garante que

estar pronta para gerar a totalidade de sua energia, toda vez que o sistema despach-la.

Por isso, para este tipo de contrato os riscos, nus e os benefcios da variao de produo

em relao energia assegurada so alocados ao pool e repassados aos consumidores

regulados. Uma vez que o distribuidor ter que comprar energia no mercado vista, toda

vez que o preo da energia da usina contratada for superior ao do mercado [CCEE, 2009].

Um empreendedor termeltrico pode, no entanto, optar por atender simultaneamente ao

mercado livre de energia, assim como ao mercado regulado. Se este for o caso, tudo

procede como se a usina principal estivesse subdividida em duas usinas secundrias. O

empreendedor declara a frao da usina comprometida com o mercado regulado e, a partir

disso, calcula a energia assegurada disponvel para comercializao nos leiles de energia

nova. A outra frao da usina pode comercializar energia no Ambiente de Contratao

Livre (ACL) da forma como bem entender o empreendedor [MARTINS, 2008] [CCEE,

2009].

22

4.2. LEILES DE ENERGIA NOVA

Ser tratado de forma mais detalhada neste trabalho a modalidade de leilo de energia

nova. Essa modalidade permite a contratao de energia a longo prazo, uma vez que a

energia eltrica contratada ser, em regra, gerada por empreendimentos que no tiveram

sua construo iniciada. Os leiles de energia nova so realizados anualmente e

subdividem-se em duas categorias9: os leiles do tipo A-3 e os leiles do tipo A-510. Para o

primeiro, o incio da operao da usina ser trs anos aps a realizao do leilo, para o

outro ser cinco anos aps.

Alm de apresentarem duas categorias, A-3 e A-5, os leiles de energia nova se

diferenciam pelos seus contratos, conforme explicado na seo anterior, com as

modalidades de Contratao de Quantidade para usinas hidrulicas e de Disponibilidade

para usinas trmicas. Vale ressaltar, como forma de diversificar a matriz energtica o

Ministrio de Minas de Energia (MME) define a participao mnima de gerao trmica

nos leiles.

4.2.1. 1 Leilo de Energia Nova A-5/2005

No dia 16 de dezembro de 2005, ocorreu o 1 Leilo de Energia Nova, de acordo com o

Novo Modelo Institucional do Setor Eltrico. Esse leilo foi utilizado como ajuste do

procedimento anterior ao novo modelo, no qual as distribuidoras devem contratar sua

demanda com antecedncia de 3 ou 5 anos. Os resultados do leilo so mostrados pela

Tabela 4.1:

9 Ambos realizados anualmente. 10 No qual A o ano de incio de operao da usina, se diz que o leilo A-5 (l-se A menos cinco)

realizado 5 anos antes da operao. O incio da operao ser no primeiro dia do ano, ou seja, para um leilo

realizado em 2009, a operao da usina se dar no dia 1 de janeiro de 2014.

23

Tabela 4.1 Resultado do Leilo A-5/2005

Quantidade de empreendimentos 49

Quantidade de novos empreendimentos 20 (11 hidrulicas e 9 trmicas)

Volume em MW mdios 3.286,00

Volume Hidrulico em MW mdios 1.006 (30,6%)

Volume Trmico em MW mdios 2.278 (69,4%)

Volume Financeiro em R$ bilhes 68,4

Demanda das distribuidoras atendidas 98,8% (2008), 95,5% (2009) e 100% (2010)

Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009

De forma comparativa, esse leilo realizou contratao de energia para trs anos (2008,

2009 e 2010), ou seja, em um s leilo A-5 aconteceram leiles A-3, A-4 e A-5. Dessa

forma, a demanda de mercado de energia projetada pelas empresas de distribuio para o

ano de 2010 foi atendida com o leilo. Para os anos de 2008 e 2009 a demanda foi regulada

pelos leiles de ajuste. O volume financeiro se refere movimentao financeira resultante

dos contratos de compra e venda de energia.

Pode-se observar na Tabela 4.1 que dos 49 empreendimentos participantes, apenas 20

foram novos, isso se deve ao fato do 1 Leilo de Energia Nova ter servido como primeiro

ajuste da demanda para os anos de 2008 a 2010.

Os preos mdios negociados pelos empreendedores so mostrados na Tabela 4.2:

Tabela 4.2 Preos Mdios Negociados A-5/2005

Ano Hidreltricas (R$/MWh) Termeltricas (R$/MWh)

2008 106,95 132,26

2009 113,89 129,26

2010 114,83 121,81



O 2 Leilo de Energia Nova foi realizado no dia 30 de junho de 2006. Este contou com a

presena de 31 empreendimentos, nos quais 15 deles foram empreendimentos hidreltricos

e 16 termeltricos. Desse total, 18 so novos empreendimentos (7 Pequenas Centrais

24

Hidreltricas e 11 Usinas Termeltricas 3 de biomassa e 8 de leo combustvel). A

energia vendida nesse leilo serviu para atender a demanda a partir de 2009. A Tabela 4.3

mostra os resultados do leilo:



Quantidade de novos empreendimentos 18 (7 hidrulicas e 11 trmicas)


Volume Hidrulico em MW mdios 1.028 (61,1%)

Volume Trmico em MW mdios 654 (38,9%)

Volume em R$ bilhes 45,6

Demanda das distribuidoras atendidas 104,08%


possvel observar na Tabela 4.3 que, nesse leilo, a demanda informada pelas empresas

distribuidoras, de 1.616 MW mdios, foi superada pelos 1.682 MW mdios negociados.

Como no 1 Leilo de Energia Nova, este leilo tambm contou com empreendimentos que

ainda no iniciaram sua construo, 18 usinas, e outros que j estavam em fase de

construo, 13 usinas. Assim, ajustaram-se as usinas ao novo modelo, de modo que os

prximos leiles contaram apenas com a presena de usinas que no iniciaram sua

construo.

Os preos mdios de venda por tipo de fonte, em R$/MWh, so mostrados na Tabela 4.4:


Preo Mdio Final

(R$/MWh)

Preo Mdio Hidreltricas

(R$/MWh)

Termeltricas

(R$/MWh)

129,64 126,77 132,39



O 3 Leilo de Energia Nova, A-5/2006, foi realizado no dia 10 de outubro de 2006,

momento em que os contratos de compra e venda de energia correspondero ao

atendimento do ano de 2011. O resultado do leilo mostrado na Tabela 4.5:

25


Quantidade de empreendimentos 38 (17 hidrulicas e 21 trmicas)


Volume Hidrulico em MW mdios 569 (51,5%)

Volume Trmico em MW mdios 535 (48,5%)




Nesse leilo pode-se observar, pela Tabela 4.5, que a demanda das distribuidoras no foi

de 100%, isto , no houve total atendimento do mercado estimado por estas. Da carga

estimada, correspondente a 1.243 MW mdios, foi contratado no leilo o valor de 1.104

MW mdios. Da mesma forma como no leilo A-5 anterior, a maioria da energia vendida

foi de fonte hidreltrica. Os preos mdios negociados so mostrados na Tabela 4.6:


Preo Mdio Final

(R$/MWh)


(R$/MWh)

Termeltricas

(R$/MWh)

128,90 120,86 137,44



No dia 26 de julho de 2007, foi realizado o 4 Leilo de Energia Nova, A-3/2007,

responsvel pela contratao de 1.304 MW mdios, equivalente a um aumento de 1.781,8

MW de potncia, que atender o sistema a partir de 2010. Observe o resultado do leilo na

Tabela 4.7:






Preo mdio negociado em R$/MWh 134,67


26

De forma diferente do leilo anterior, a energia total negociada ultrapassou a demanda

projetada pelas empresas distribuidoras, totalizando um atendimento de 101,8%11 do

mercado de distribuio. Alm disso, no houve nesse leilo contratao de usinas

hidrulicas, ou seja, dos 12 empreendimentos contratados, todas foram termeltricas

movidas a leo combustvel, o que implicou em um preo mdio nico. Pde-se observar,

ainda, um aumento do preo do MWh, em relao aos leiles anteriores. Esses fatores

sero comentados mais frente.


O 5 Leilo de Energia Nova, A-5/2007, foi realizado pelo Governo Federal no dia 16 de

outubro de 2007. Promoveu-se a contratao para o suprimento do mercado brasileiro a

partir do ano de 2012. Mais uma vez o volume contratado superou a demanda prevista

pelas empresas de distribuio. Observe o resultado do leilo na Tabela 4.8:







Demanda das distribuidoras atendidas 110%


Vale destacar a reduo do montante de energia hidreltrica contratada neste leilo, 715

MW mdios contra 1.597 MW mdios de energia termeltrica. O preo mostrado na

Tabela 4.9, a seguir, ficou bem abaixo do preo teto, de R$ 141,00/MWh. Isto pode ser

justificado pela presena de empreendimentos hidreltricos e de usinas trmicas a gs.

Observe a Tabela 4.9:

11 As distribuidoras esto autorizadas pela ANEEL a repassarem para as tarifas de energia os montantes

contratados at o limite mximo de 103% de sua carga futura efetiva. Este limite aumenta a segurana do

sistema, pois reconhece a impossibilidade de uma previso perfeita da demanda e estabelece um limite de

tolerncia para o erro da previso dos agentes distribuidores.

27


Preo Mdio Final

(R$/MWh)


(R$/MWh)

Termeltricas

(R$/MWh)

128,33 129,14 128,37



O 6 Leilo de Energia Nova, A-3/2008, realizado dia 17 de setembro, pelo Governo

Federal, contratou energia a ser entregue em 2011. Novamente foi vista uma contratao

de energia alm da carga prevista pelas distribuidoras. Isso sem considerar o leilo de

reserva realizado em agosto. A oferta de energia prevista para entrar no SIN at 2011

mais que suficiente para atender aos mercados regulados (consumidores ligados s

empresas distribuidoras) e livres (grandes consumidores). Observe o resultado do leilo na

Tabela 4.10:





Demanda das distribuidoras atendidas 111%

Preo Mdio Final em R$/MWh 128,42


Observando a Tabela 4.10, v-se novamente da mesma forma como o leilo A-3/2007

a presena de apenas contrataes de empreendimentos termeltricos, com o preo mdio

nico e igual a R$ 128,42/MWh.

Outro aspecto observado foi a mudana da metodologia de clculo da Garantia Fsica de

usinas termeltricas a leo combustvel, o que veio a causar uma reduo da quantidade de

energia vendida por usinas que utilizam este tipo de combustvel [MACHADO, 2008].

28


O Leilo de Energia Nova A-5/2008 foi realizado no dia 30 de setembro, pelo Governo

Federal, para a contratao de energia no Sistema Eltrico Brasileiro a partir de 2013. Este

contou com a contratao de 24 empreendimentos, nos quais apenas um foi hidreltrico.

Observe o resultado do leilo na Tabela 4.11:









Foram contratados 3.125 MW mdios sendo que 3.004 MW mdios de fontes

termeltricas e 121 MW mdios de fontes hidreltricas que, em capacidade instalada, foi

equivalente ao montante de 5.566 MW.

O nico empreendimento hidreltrico foi a concesso da usina hidreltrica de Baixo

Iguau, no Paran, com potncia de 350 MW. A Tabela 4.12 traz os preos mdios

contratados, no qual o preo mdio das hidreltricas corresponde ao preo da energia da

hidreltrica do Baixo Iguau:


Preo Mdio Final

(R$/MWh)


(R$/MWh)

Termeltricas

(R$/MWh)

141,78 98,98 145,23


29

4.3. ANLISE COMPARATIVA DOS LEILES DE ENERGIA NOVA

Nos leiles de energia nova, o critrio da menor tarifa utilizado para ordenar as usinas no

certame. Sero vencedores os agentes que ofertarem energia eltrica ao menor preo at

atender a demanda prevista pelas distribuidoras de energia eltrica. Os contratos de compra

e venda de energia eltrica so ento celebrados entre os vencedores e as distribuidoras na

proporo da energia declarada por cada um delas [SOARES, 2008].

Outro aspecto dos leiles que acontecem no terceiro ou quinto ano anterior ao ano de

suprimento, leiles A-3 e A-5 respectivamente. Essa diferena implica em diferentes tipos

de usinas que concorrem durante os leiles. As usinas hidreltricas e as termeltricas a

carvo possuem um tempo maior de investimento e construo, entretanto, as usinas

termeltricas a gs natural, biomassa e leo combustvel possuem um menor tempo de

construo.

Foi observado que no 1 Leilo de Energia Nova, A-5, ainda que com objetivo de garantir

a demanda para 2010, pois foi um leilo A-5, foram tambm negociados contratos para

2008 e 2009, correspondendo ento a leiles A-3 e A-4 respectivamente, para ajustar a

demanda ao novo sistema. Para anlise dos leiles sero utilizado apenas os leiles para

suprimento 3 e 5 anos aps o leilo12, ou seja, apenas os leiles A-3 e A-5.

possvel observar, de acordo com a Figura 4.1, o nmero de usinas trmicas e hidrulicas

que participaram dos leiles A-5 e a quantidade de energia, em MW mdios, contratada:

12 Isso significa que o 1 Leilo de Energia Nova ser considerado como um leilo A-3 e A-5, sendo ento

excludos os empreendimentos contratados para o ano de 2009, A-4.

30

Figura 4.1 Quantidade de Usinas e MW Mdios

Na Figura 4.1, v-se que a quantidade de usinas hidrulicas e tambm a quantidade de

energia gerada est reduzindo com o tempo. Por outro lado, as usinas trmicas mostram-se

cada vez mais presentes, mesmo com o alto custo de sua energia para o Sistema Interligado

Brasileiro (SIN).

Pode-se observar pela Figura 4.2, a mesma anlise feita da quantidade de usinas e MW

mdios contratados nos leiles A-5 para os leiles A-3:

Figura 4.2 Quantidade de Usinas e MW Mdios

0

5

10

15

20

25

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2005 2006 2007 2008

Qua

ntid

ade

de u

sina

s

MW

md

ios

cont

rata

dos

Leilo A-5

MWmed Trmico MWmed Hidro Trmicas Hidrulicas

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2005 2006 2007 2008

Qua

ntid

ade

de u

sina

s

MW

md

ios

cont

rata

dos

Leilo A-3

MWmed Trmico MWmed Hidro Trmicas Hidrulicas

31

Nos leiles mostrados na Figura 4.2 observa-se, ainda, reduo da gerao hidrulica. Essa

reduo se mostra mais clara nos dois ltimos leiles A-3, nos quais no houve a

contratao de usinas hidrulicas. Outra caracterstica do leilo A-3 quantidade inferior

de energia, em MW mdios, negociada no ltimo leilo, de 2008, em oposio ao leilo de

2007, pois neste ltimo a quantidade de energia contratada foi muito prxima em ambos os

leiles, A-3 e A-5. Era esperado que esses leiles tivessem uma quantidade energia

contratada inferior, pois nestes haveria apenas ajustes da demanda prevista pelas

distribuidoras.

Observando agora o comportamento do preo da energia dos leiles, pode-se ter uma ideia

dos efeitos do leilo nos preos da energia que ser oferecida ao consumidor. Para esta

anlise observe a Figura 4.3, a seguir, que mostra a evoluo do preo da energia

contratada das usinas hidrulicas:

Figura 4.3 Evoluo do Preo das Usinas Hidrulicas

O que pode ser verificado na Figura 4.3 que as usinas hidrulicas possuem grande

diversidade de preos, basta observar a relao da mdia com os valores mximos e

mnimos. No ltimo leilo mostrado, A-5/2008, houve apenas a contratao de uma usina

hidrulica. Nos leiles A-3 de 2007 e 2008, como demonstrado na Figura 4.2, no houve

95

105

115

125

135

145

A-3 2005 A-5 2005 A-3 2006 A-5 2006 A-5 2007 A-5 2008

Pre

o d

a E

nerg

ia (

em R

$/M

Wh)

Leilo de Energia NovaMdia Mximo Mnimo

32

contratao de usinas hidrulicas. Isso leva a crer que a matriz energtica tende a ficar mais

poluente com o aumento de usinas trmicas no SIN.

A Figura 4.4, a seguir, traz a evoluo do preo das usinas trmicas, cujo preo de venda

o ndice de Custo Benefcio (ICB), que ser visto com mais detalhes no prximo captulo:

Figura 4.4 Evoluo do Preo das Usinas Trmicas

Ao comparar a Figura 4.4 Figura 4.3, pode-se notar diferenas entre as usinas trmicas e

as hidrulicas. Para as usinas trmicas, o preo de venda ICB no varia muito em

relao sua mdia. Isso se deve a uma srie de fatores. Um deles o procedimento do

leilo, em que dada a oportunidade ao empreendedor para reduzir o seu custo e, por

conseguinte, reduzir o ICB at um valor competitivo. Outro fator a alta competitividade

entre os empreendedores, em sua grande maioria so empresas privadas. A nica exceo

ocorreu com o 1 Leilo de Energia Nova, o qual teve grandes distores que podem ter

sido causadas pela primeira experincia dos empreendedores neste tipo de leilo.

Ainda na Figura 4.4, v-se uma alterao no preo mdio no ltimo leilo, 7 Leilo de

Energia Nova, no qual se nota um aumento considervel do preo de venda. Pode-se

atribuir esse aumento grande quantidade de energia requisitada pelos distribuidores e ao

pequeno nmero de usinas hidreltricas.

95

105

115

125

135

145

A-3 2005 A-5 2005 A-3 2006 A-5 2006 A-3 2007 A-5 2007 A-3 2008 A-5 2008

Pre

o d

a E

nerg

ia -

ICB

(em

R$/

MW

h)

Leilo de Energia NovaMdia Mximo Mnimo

33

De uma forma geral, foi construdo o grfico da Figura 4.5, que apresenta a mdia de

preos de cada leilo (considerando o 1 Leilo de Energia Nova como leilo A-3 e A-5)

para todas as fontes geradoras:

Figura 4.5 Mdia dos Preos nos Leiles de Energia Nova

possvel observar na Figura 4.5 a evoluo dos preos mdios das usinas vencedoras dos

leiles de energia nova. Verifica-se que os preos mdios da energia nos Leiles A-3 no

variam como no A-5, isso se deve ao fato dos Leiles A-5 contratarem uma maior

quantidade de energia e tmida presena de usinas hidrulicas em alguns dos leiles. As

consequncias disso so: a seleo de uma quantidade superior de usinas termeltricas e a

elevao do preo mdio da energia. Esse fato pode ser verificado no ltimo leilo, A-

5/2008, momento em que possvel observar uma distoro do preo mdio de venda em

relao aos demais leiles.

Com base nos resultados mostrados, verificou-se que nos leiles de energia nova est

havendo uma grande contratao de empreendimentos termeltricos, o que vem a causar

um aumento do preo da energia. Para entender os preos da energia das usinas trmicas,

ser estudado o ICB e se esse preo reflete os verdadeiros custos da energia para as

empresas distribuidoras de energia.

110

115

120

125

130

135

140

145

2005 2006 2007 2008

Pre

o m

dio

(em

R$/

MW

h)

Ano

Leilo A-3 Leilo A-5

34

5. NDICE DE CUSTO BENEFCIO ICB

O captulo anterior mostrou como feita a contratao no Ambiente de Contratao

Regulada (ACR) e, mais detalhadamente, o Leilo de Energia Nova, que conta com a

participao de empreendimentos que iniciaro sua operao trs ou cinco anos aps o ano

de realizao do leilo. Para ordenao econmica dos empreendimentos de gerao

termeltrica utilizado o ndice de Custo Benefcio (ICB), que representa o custo estimado

da usina trmica para o sistema durante os 15 anos de contratao. Para usinas

termeltricas, essa contratao dever ser celebrada por meio de Contratos de

Disponibilidade.

Como j observado, antes do leilo, o empreendimento termeltrico tem a sua Garantia

Fsica calculada e esta corresponde ao benefcio energtico agregado ao sistema. Por outro

lado, o seu custo ser o custo de investimento, inclusos os custos socioambientais, os juros

durante a construo e a parcela fixa dos custos de Operao e Manuteno (O&M),

somados ao valor esperado do custo varivel de O&M e ao valor esperado do custo

econmico de curto prazo.

Para o clculo do ICB, foi desenvolvida uma frmula que traz a razo entre os dois termos

supracitados, custos fixos e variveis valores que, somados, correspondem ao custo total

da usina trmica e o seu benefcio energtico Garantia Fsica podendo ser calculado

em base mensal (em R$/ms) ou anual (em R$/ano), conforme a Equao (5.1):

!"#! $%! '( !"# )* +,*-.#1 '( !"# '2#3. -"#,-.5#16.-.3"%. $!%2. (5.1)

A parcela de custos fixos, em R$/ano, representa a receita informada pelo empreendedor

para cobrir todos os custos de implantao do empreendimento, custos socioambientais,

pagamento de juros, tarifas de acesso e uso do sistema, custos com O&M e contrato de

combustvel fixo (take or pay e ship or pay), alm da remunerao do investimento.

O custo de operao, definido na frmula como Valor Esperado do Custo de Operao

(COP), em R$/ano, funo do custo varivel declarado pelo gerador da usina e tambm

do seu nvel de inflexibilidade. O COP representa o valor esperado anual do reembolso do

35

custo de operao, pago no despacho da usina, calculado com base em uma estimativa

futura do Custo Marginal de Operao (CMO).

A parcela relativa ao Valor Esperado do Custo Econmico de Curto Prazo (CEC), em

R$/ano, tambm funo da inflexibilidade e do custo varivel declarado da usina,

resultado das diferenas mensais apuradas entre o despacho efetivo da usina e sua Garantia

Fsica. Corresponde ao custo ou benefcio que o consumidor teria ao buscar energia no

mercado de curto prazo, ao preo spot, enquanto a usina no estiver despachada [EPE,

2008c].

No denominador da frmula encontra-se a Garantia Fsica (GF), em megawatt mdio (MW

mdio), calculada com relao ao nvel de inflexibilidade, custo varivel e utiliza o modelo

NEWAVE13. Vale observar que o empreendedor deve levar em conta, no clculo do ICB,

alm da Garantia Fsica, a parcela desta que deseja comercializar no Ambiente de

Contratao Regulada (ACR)14.

De outra forma, possvel reescrever a frmula do ICB, conforme Equao (5.2):

7$89: ;< += '89: 6$ (5.2)

Em que:

GF: a Garantia Fsica;

RF: a Receita Fixa;

QL: a Quantidade de Lotes ofertada para o ACR limitada a Garantia Fsica15 (GF);

8760: nmero de horas do ano.

13 Para as simulaes energticas a sistemas equivalentes utilizado o modelo NEWAVE, desenvolvido pelo

CEPEL, na verso para clculo de Garantia Fsica. 14 Foi observado na seo Contrato de Disponibilidade (p. 21 s. 4.1.1) que o empreendedor pode

comercializar parte da sua energia no mercado livre e outra parte no mercado regulado. 15 QL deve ser no mnimo 1 MW mdio e no mximo a Garantia Fsica da usina. O edital de licitao poder

definir um percentual mnimo da Garantia destinado comercializao no ACR.

36

De outra forma, pode-se representar a frmula em funo de K, que seria a parcela varivel

da frmula, como mostra a Equao (5.3):

7$89: ;< > (5.3)

A mencionada representao divide a frmula de clculo do ICB em duas parcelas, a

parcela K, parcela varivel em R$/MWh que calculada antes do leilo, e a parcela

fixa tambm em R$/MWh que calculada durante o leilo.

5.1. O CLCULO DO ICB

O clculo do ICB pode ser comparado ao despacho por ordem de mrito do Operador

Nacional do Sistema Eltrico (ONS) das usinas trmicas. Para o despacho feita a

comparao do PLD (preo spot) com o custo varivel da usina em questo, j no ICB

comparado o custo varivel declarado com o Custo Marginal de Operao (CMO). Esta

comparao feita tanto no clculo do fator COP, quanto do CEC.

No despacho do ONS a usina gera por razes energticas, isto , de acordo com o custo

da usina para o sistema, toda vez que o custo varivel declarado for inferior ao valor do

PLD. De outra forma, a usina pode gerar por razes eltricas, momento em que seu

despacho pode ser autorizado, pois o sistema apresenta restries no sistema de

transmisso. Este ltimo despacho no considerado para clculo de ICB, j que sua

previso depende de fatores imprevisveis.

possvel representar a comparao do CMO com o custo varivel declarado, da seguinte

forma:

Se o Custo Varivel Unitrio (CVU) for menor ou igual ao CMO, a usina

ser despachada no seu valor disponvel para gerao: ? @AB,D,E F G ?D,E E Caso contrrio, a usina gerar apenas o valor declarado como inflexvel: ? @AB,D,E H G ?D,E IJK?LE

37

Em que:

s: o ndice do submercado ao qual pertence a usina (varia de 1 a 4);

c: o ndice do cenrio hidrolgico (varia de 1 a 2.000);

m: o ndice do ms em questo (varia de 1 a 96)16;

CMOs,c,m: o Custo Marginal de Operao do submercado s, para o cenrio c, no ms m,

em R$/MWh;

CVU: o Custo Varivel Unitrio da usina termeltrica, em R$/MWh;

Gerac,m: a gerao da usina no cenrio c, no ms m, em MWmdios;

Inflexm: a inflexibilidade declarada pelo gerador, ou seja, a gerao mnima obrigatria,

para o ms m, em MWmdios;

Dispm: a disponibilidade da usina no ms m, em MWmdios.

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