CUSTOS E BENEFÍCIOS DAS FONTES DE GERAÇÃO ELÉTRICA...Metodologia A metodologia proposta neste estudo tem como objetivo o cálculo do custo total da geração através da valoração

CUSTOS E BENEFIacuteCIOS DAS

FONTES DE GERACcedilAtildeO ELEacuteTRICA

Preparado para

Setembro de 2018

CADERNO PRINCIPAL

C U S T O S E B E N E F Iacute C I O S D A S F O N T E S D E G E R A Ccedil Atilde O E L Eacute T R I C A - C A D E R N O P R I N C I P A L

2

Sumaacuterio

Resumo executivo 8

1 Introduccedilatildeo 14

11 Os muacuteltiplos objetivos no suprimento de energia eleacutetrica 15

12 Limitaccedilotildees do processo atual de suprimento de energia 15

13 Objetivo do estudo 16

14 Organizaccedilatildeo deste caderno 17

2 Visatildeo Geral da metodologia 18

21 LCOE 18

22 Serviccedilos prestados pelo gerador aleacutem da produccedilatildeo de energia 19

23 Custos de infraestrutura causados (ou evitados) pelo gerador 19

24 Subsiacutedios e isenccedilotildees 20

25 Custos ambientais 20

26 Etapas principais do estudo e ferramentas analiacuteticas 20

27 Caso analisado no projeto 22

271 Importacircncia da representaccedilatildeo horaacuteria 23

272 Tecnologias analisadas (Cenaacuterio de referecircncia PDE 2026) 24

3 Custos de Investimento e Operaccedilatildeo - CAPEX e OPEX 25

4 Serviccedilos de Geraccedilatildeo 27

41 Serviccedilo de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo 27

411 Motivaccedilatildeo - Limitaccedilatildeo do LCOE 27

412 Metodologia para valoraccedilatildeo dos serviccedilos de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo 27

413 Ajuste por incerteza 28

42 Serviccedilo de robustez 29

421 Contribuiccedilatildeo das fontes para o serviccedilo de Robustez 30

422 Metodologia para valoraccedilatildeo 30

43 Serviccedilo de Confiabilidade 31


44 Resultados dos Serviccedilos de Geraccedilatildeo 32


3

5 Custos de Infraestrutura 35

51 Reserva probabiliacutestica de geraccedilatildeo 35


512 Resultado 37

52 Equiliacutebrio de frequecircncia (Ineacutercia) 37

521 Metodologia para valoraccedilatildeo da Ineacutercia 38

522 Resultados 39

53 Infraestrutura de transporte 40

531 Visatildeo geral da metodologia 41

532 Custos de transporte 42

533 Suporte de Reativo 45

534 Custo de perdas 47

535 Resultados dos custos de infraestrutura 49

6 Subsiacutedios e Incentivos 51

61 Metodologia para caacutelculo do impacto dos subsiacutedios e isenccedilotildees no preccedilo da energia 51

62 Premissas 52

621 Encargos do setor de energia eleacutetrica 52

622 Tributos 53

623 Financiamento 53

624 Subsiacutedios e incentivos natildeo considerados 54

63 Resultados 55


71 Precificaccedilatildeo de carbono 59

72 Metodologia 60

73 Premissas 60

74 Resultados 62

8 Anaacutelises de Sensibilidade 64

81 Cenaacuterios de sensibilidade 64

82 Resultados 67


4

821 Serviccedilo de geraccedilatildeo modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo 67

822 Custos de infraestrutura reserva probabiliacutestica dinacircmica 68

9 Conclusotildees do Estudo 69


5

Figura

Figura 1 ndash Nova decomposiccedilatildeo para os custos da geraccedilatildeo 18

Figura 2 ndash Etapas principais do estudo e ferramentas analiacuteticas 22

Figura 3 ndash Custos marginal de operaccedilatildeo do Caso Base - mecircs de marccedilo2026 23

Figura 4 ndash Custos marginais de operaccedilatildeo do Caso Base - ano de 2026 24

Figura 5 ndash Levelized Cost of Energy ndash LCOE 26

Figura 6 ndash Metodologia para valoraccedilatildeo dos serviccedilos de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo 28

Figura 7 ndash Ajuste ao risco atraveacutes da metodologia CVaR 29

Figura 8 ndash Atributo de robustez para usinas termeleacutetricas 30

Figura 9 ndash Metodologia Contribuiccedilatildeo das fontes para o serviccedilo de Robustez 30

Figura 10 ndash Resultados dos serviccedilos de geraccedilatildeo 33

Figura 11 ndash LCOE + Serviccedilos de geraccedilatildeo 34

Figura 12 ndash Criteacuterio de frequecircncia miacutenima para o caacutelculo do requisito de ineacutercia do sistema 38

Figura 13 ndash Cenaacuterios do PDE 2026 considerados nas simulaccedilotildees 39

Figura 14 ndash Rateio da RAP total paga agraves transmissoras 42

Figura 15 ndash Separaccedilatildeo das parcelas de custo total da RAP 42

Figura 16 ndash Metodologia Nodal x Metodologia Aumann-Shapley 44

Figura 17 ndash Custo de suporte de reativo por linha de transmissatildeo 46

Figura 18 ndash TUST Reativo por gerador 47

Figura 19 ndash Alocaccedilatildeo das perdas em [] da rede de transmissatildeo para geradores do sistema

48

Figura 20 ndash Custos de infraestrutura 49

Figura 21 ndash LCOE + serviccedilos de geraccedilatildeo + custos de infraestrutura 50

Figura 22 ndash Metodologia para caacutelculo do impacto dos subsiacutedios 51

Figura 23 ndash Custo com subsiacutedios e incentivos 56

Figura 24 ndash LCOE + serviccedilos de geraccedilatildeo + custos de infraestrutura + custos com subsiacutedios e

incentivos 57

Figura 25 ndash Impacto dos subsiacutedios e incentivos 58

Figura 26 ndash Dispersatildeo dos preccedilos do carbono em diferentes alternativas (fonte Banco

Mundial 2018) 61


6

Figura 27 ndash Custo das fontes (preccedilo do carbono = 10 US$tCO2e) 62


Figura 29 ndash Casos de sensibilidade analisados no projeto 64

Figura 30 ndash Matriz eleacutetrica dos Casos de Sensibilidade 65

Figura 31 ndash Custos marginais de operaccedilatildeo mensais ndash casos de sensibilidade 66

Figura 32 ndash Custos marginais de operaccedilatildeo horaacuterios ndash casos de sensibilidade 67


7

Tabela

Tabela 1 ndash Alocaccedilatildeo dos custos da reserva probabiliacutestica de geraccedilatildeo 37

Tabela 2 ndash Resultado da metodologia de valoraccedilatildeo da Ineacutercia 40

Tabela 3 ndash Resultado do caacutelculo do custo de transporte para as usinas de expansatildeo do sistema

45

Tabela 4 ndash Resultado do caacutelculo do custo de perdas para as usinas de expansatildeo do sistema

49

Tabela 5 ndash Caacutelculo do LCOEp padronizado 52

Tabela 6 ndash Caacutelculo do LCOEe especiacutefico 52





Tabela 11 ndash Fatores de emissatildeo 60

Tabela 12 ndash Custo de emissotildees 62

Tabela 13 ndash Sensibilidade no valor da modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo 67

Tabela 14 ndash Sensibilidade no valor da reserva probabiliacutestica 68


8

RESUMO EXECUTIVO

Motivaccedilatildeo

O maior desafio do suprimento de energia do setor eleacutetrico de qualquer paiacutes eacute garantir o

atendimento da demanda com confiabilidade economicidade e sustentabilidade No caso do

Brasil os leilotildees de energia nova do Ambiente de Contrataccedilatildeo Regulada formam o principal

ldquomotorrdquo para a expansatildeo da oferta de geraccedilatildeo

O produto oferecido nesses leilotildees eacute um contrato de energia capaz de atender um volume em

MWhano distribuiacutedo ao longo dos meses No entanto existem serviccedilos adicionais ao

suprimento puro de energia que as usinas podem prover como a capacidade de atendimento

agrave demanda maacutexima (ou ponta) do sistema A ecircnfase dos leilotildees apenas no serviccedilo ldquoenergiardquo

foi possiacutevel na ocasiatildeo do marco legal do setor em 2004 pela Lei 108482004 devido agrave grande

participaccedilatildeo de usinas hidreleacutetricas com capacidade de armazenamento de aacutegua as quais por

exemplo se encarregavam de quase toda a modulaccedilatildeo da ponta

Como a comparaccedilatildeo entre as diferentes ofertas nos leilotildees eacute realizada apenas pelo preccedilo da

energia (no caso dos contratos por quantidade) ou pela expectativa do custo da energia para

o consumidor (no caso dos contratos por disponibilidade) as externalidades referentes a

todos os serviccedilos ndash ou atributos ndash que cada fonte de geraccedilatildeo pode prestar a um sistema de

potecircncia natildeo satildeo valoradas explicitamente Aleacutem disso existem subsiacutedios e incentivos fiscais

financeiros e tributaacuterios adicionais dados aos geradores que afetam o preccedilo final da energia

influenciando tambeacutem o resultado dos leilotildees Assim o preccedilo final dos leilotildees de energia natildeo

reflete todos os custos e benefiacutecios de cada fonte para o setor eleacutetrico e para a sociedade

Esse fato tornou-se mais evidente com a profunda mudanccedila no ldquomixrdquo da matriz de geraccedilatildeo

desde a implementaccedilatildeo dos primeiros leilotildees de energia com destaque para a geraccedilatildeo

termeleacutetrica a gaacutes natural e agrave entrada maciccedila de geraccedilatildeo eoacutelica Com isto as hidreleacutetricas

atingiram seu maacuteximo limite na provisatildeo de determinados serviccedilos considerando a

configuraccedilatildeo de geraccedilatildeo e transmissatildeo atual que passaram a ser supridos por outros

recursos Um exemplo atual desse esgotamento sistecircmico eacute o uso atual de termeleacutetricas para

compensar a variabilidade da geraccedilatildeo eoacutelica na regiatildeo Nordeste O resultado foi uma perda

de eficiecircncia na operaccedilatildeo energeacutetica do sistema com custos de combustiacuteveis foacutesseis muito

elevados e um aumento igualmente significativo nas emissotildees de CO2

Em resumo o modelo simplificado de contrataccedilatildeo ao natildeo ser atualizado trouxe uma

ineficiecircncia para a economiasociedade Outro problema foi o surgimento de uma discussatildeo

polarizada ndash e confusa ndash sobre as fontes (por exemplo alguns defendem a construccedilatildeo maciccedila

de energia solar enquanto outros argumentam que eacute fundamental construir teacutermicas a gaacutes

operando na base) em vez de se discutir o melhor atendimento dos atributos por meio de um

portfoacutelio de fontes

Objetivo do estudo


9

Este trabalho contribui para um melhor entendimento por parte da sociedade das questotildees

de limitaccedilatildeo de valoraccedilatildeo do aporte eletro energeacutetico das fontes para o sistema descritas

acima O objetivo geral do estudo eacute avaliar custos e benefiacutecios reais de cada fonte de geraccedilatildeo

considerando a contribuiccedilatildeo de seus respectivos atributos para o atendimento dos diversos

objetivos da operaccedilatildeo do sistema eleacutetrico

Ressalta-se que o objetivo natildeo eacute a criaccedilatildeo de uma nova metodologia de precificaccedilatildeo das fontes

nos leilotildees de energia eleacutetrica ou nos leilotildees de contrataccedilatildeo de lastro para o sistema e nem

uma proposta para o aperfeiccediloamento do planejamento da expansatildeo do parque gerador No

entanto as metodologias propostas neste projeto bem como os seus resultados satildeo o ponto

de partida para as discussotildees sobre esses temas

Metodologia

A metodologia proposta neste estudo tem como objetivo o caacutelculo do custo total da geraccedilatildeo

atraveacutes da valoraccedilatildeo dos atributos de cada fonte de geraccedilatildeo Nesta metodologia eacute realizada

uma nova decomposiccedilatildeo para os custos da geraccedilatildeo nos seguintes grupos de atributos

Decomposiccedilatildeo dos custos de geraccedilatildeo

1 Custos de Investimento e Operaccedilatildeo ndash CAPEX e OPEX eacute utilizada a medida tradicional LCOE

(Levelized Cost of Energy) como meacutetodo de reaquisiccedilatildeo dos custos necessaacuterios para a

recuperaccedilatildeo do investimento e de operaccedilatildeo

2 Serviccedilos prestados pelo gerador aleacutem da produccedilatildeo de energia

bull Modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo eacute a capacidade do gerador de atender o perfil horaacuterio de

demanda ao longo do mecircs (modulaccedilatildeo) e atender o perfil mensal da demanda ao

longo do ano (sazonalizaccedilatildeo)


10

bull Robustez eacute a capacidade do gerador de produzir energia acima do que seria

requerido no despacho econocircmico Constitui uma reserva de geraccedilatildeo estrutural para

o sistema

bull Confiabilidade eacute a capacidade do gerador de injetar potecircncia no sistema para evitar

interrupccedilatildeo no fornecimento causada por falta de capacidade de geraccedilatildeo devido a

quebras nos geradores

3 Custos de infraestrutura causados (ou evitados) pelo gerador

bull Rede de transmissatildeo representa a componente do custo de infraestrutura de

transmissatildeo ou distribuiccedilatildeo para geradores conectados na rede de distribuiccedilatildeo que

deve ser alocada a cada gerador

bull Perdas satildeo as perdas ocirchmicas na rede de transmissatildeo

bull Suporte de reativo representa a componente do custo de infraestrutura de suporte

reativo dos capacitores e reatores do sistema que deve ser alocada a cada gerador

Inclui o custo evitado da injeccedilatildeo de reativo dos geradores

bull Reserva probabiliacutestica de geraccedilatildeo representa a componente do custo da

infraestrutura de equipamentos de resposta raacutepida necessaacuterios para absorver as

variaccedilotildees natildeo previsiacuteveis da demanda e produccedilatildeo renovaacutevel que deve ser alocada a

cada gerador

bull Serviccedilo de ineacutercia representa a componente do custo da infraestrutura de

equipamentos com ineacutercia para permitir o equiliacutebrio entre oferta e geraccedilatildeo dentro

da faixa de frequecircncia operativa a qual deve ser alocada a cada gerador

4 Subsiacutedios e isenccedilotildees representa o custo total pago pelo consumidor eou contribuinte

devido a diversos incentivos e isenccedilotildees oferecidos aos geradores

5 Custos ambientais satildeo os custos para a sociedade relativos agrave emissatildeo de gases de efeito

estufa de cada fonte de geraccedilatildeo de energia eleacutetrica

Foi desenvolvida uma metodologia especiacutefica para a avaliaccedilatildeo de cada um dos serviccedilos ndash ou

atributos ndash mencionada anteriormente Essa metodologia eacute apresentada em detalhes no

Caderno Principal e eacute totalmente reprodutiacutevel considerando a utilizaccedilatildeo de ferramentas

computacionais que permitem a modelagem do sistema em detalhes O projeto possui ainda

os cadernos ldquoServiccedilos de Geraccedilatildeordquo ldquoCustos de Infraestruturardquo e ldquoIncentivos e Subsiacutediosrdquo com

o detalhamento das metodologias e das premissas utilizadas

As ferramentas que viabilizaram as anaacutelises em detalhe do sistema eleacutetrico brasileiro no

estudo satildeo apresentadas a seguir


11

Ferramentas computacionais utilizadas no projeto

As simulaccedilotildees (probabiliacutesticas) realizadas com os modelos1 SDDPNCP consideraram aspectos

que natildeo satildeo levados em conta atualmente nas ferramentas oficiais de planejamento da

operaccedilatildeo e expansatildeo tais como detalhamento horaacuterio restriccedilotildees para atendimento agrave

demanda de ponta e para atendimento agraves restriccedilotildees de reserva girante detalhamento da rede

de transmissatildeo e variabilidade na produccedilatildeo eoacutelica e solar

Destaca-se que a lista de atributos considerados neste estudo natildeo eacute exaustiva Dessa forma

natildeo foram considerados os seguintes atributos (i) atributos socioambientais (adicionais agrave

emissatildeo de CO2) tais como geraccedilatildeo de emprego desenvolvimento de cadeias produtivas e

benefiacutecios associados desenvolvimento e melhora de condiccedilotildees socioeconocircmicas de

comunidades locais emissatildeo de poluentes locais e regionais uso do solo ou interaccedilotildees do

nexo aacutegua-energia-solo entre outros (ii) benefiacutecio do menor tempo de construccedilatildeo para

auxiliar no gerenciamento da incerteza no crescimento da demanda (iii) maior incerteza com

relaccedilatildeo a atrasos e custo de investimento devido agrave concentraccedilatildeo de investimentos em um

uacutenico projeto (iv) vida uacutetil dos equipamentos

Resultados

A seguir apresenta-se para todas as fontes de expansatildeo do PDE 2026 o custo final da energia

considerando todos os atributos analisados neste estudo de acordo com a metodologia

proposta pela PSR

Para cada tecnologia listada no graacutefico a seguir mostram-se as distintas parcelas do seu real

custo total obtido com a metodologia proposta neste trabalho Pode-se observar por

exemplo que a eoacutelica no NE possui o custo final de 195 R$MWh e a solar no NE de 293

R$MWh No entanto observa-se que os subsiacutedios e isenccedilotildees explicam 84 R$MWh e 135

R$MWh desse valor respectivamente sendo este o maior entre todos os atributos

analisados

Pode-se observar tambeacutem que a teacutermica a gaacutes natural ciclo combinado flexiacutevel possui o custo

total de 216 R$MWh a GNL ciclo combinado sazonal de 166 R$MWh e a gaacutes natural ciclo

aberto flexiacutevel de 412 R$MWh Verificou-se que esta uacuteltima fonte eacute a que mais vende serviccedilo

1 Os modelos SDDP NCP TSL CORAL TARIFF e NETPLAN satildeo de propriedade da PSR O Modelo ORGANON eacute de propriedade da

HPPA


12

de geraccedilatildeo o de atendimento a demanda de ponta o que compensa o fato de seu fator de

capacidade ser baixo resultando em um LCOE extremamente alto Com os serviccedilos de

geraccedilatildeo o custo desta uacuteltima fonte passou de 794 R$MWh (LCOE) para 277 R$MWh No

entanto ao considerar os custos de infraestrutura e de emissatildeo de carbono seu custo volta a

subir chegando ao valor final de 412 R$MWh mencionado acima Ainda com relaccedilatildeo aos

serviccedilos de geraccedilatildeo notou-se que a hidroeleacutetrica e a PCH apesar de venderem serviccedilo de

modulaccedilatildeo apresentam custos elevados com o serviccedilo de sazonalizaccedilatildeo de 27 R$MWh e 15

R$MWh respectivamente devido agrave produccedilatildeo concentrada no periacuteodo uacutemido

Custos das fontes (preccedilo do carbono = 10 US$tCO2e)

O estudo desenvolvido contou ainda com anaacutelise de atributos para diferentes configuraccedilotildees

da matriz energeacutetica para os anos de referecircncia 2026 e 2035 onde a inserccedilatildeo das fontes

renovaacuteveis natildeo convencionais eacute maior Para a avaliaccedilatildeo foram selecionados os atributos de

maior impacto no custo da energia eleacutetrica e que satildeo mais impulsionados pela configuraccedilatildeo

do sistema

A inserccedilatildeo de usinas renovaacuteveis natildeo convencionais natildeo foi suficiente para modificar o perfil

sazonal do Custo Marginal de Operaccedilatildeo (CMO) (valores mais baixos no periacuteodo uacutemido e mais

elevados no periacuteodo seco) na configuraccedilatildeo de 2026 A afirmaccedilatildeo jaacute natildeo pode ser efetuada

para os casos com maior penetraccedilatildeo de renovaacutevel em 2035 em que haacute uma inversatildeo na

sazonalidade dos CMOs com valores mais elevados no periacuteodo uacutemido e mais baixos no

periacuteodo seco Isso acontece principalmente por causa da contribuiccedilatildeo energeacutetica que as

eoacutelicas aportam no sistema no periacuteodo seco historicamente periacuteodo de maior geraccedilatildeo da

fonte A diminuiccedilatildeo significativa dos CMOs nesse caso tambeacutem eacute notoacuteria devido ao menor

acionamento das termeleacutetricas tipicamente acionadas nesse mesmo periacuteodo Na avaliaccedilatildeo

do atributo modulaccedilatildeosazonalizaccedilatildeo haacute uma grande variaccedilatildeo no valor dos CMOs De forma

geral devido agrave reduccedilatildeo do perfil sazonal dos custos marginais observa-se um menor benefiacutecio

no serviccedilo de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo das termeleacutetricas para o sistema Observa-se

tambeacutem um menor benefiacutecio das fontes renovaacuteveis sazonais como o caso da eoacutelica e da fonte

solar Essas fontes tambeacutem sofrem com um aumento do custo de modulaccedilatildeo graccedilas agrave maior

346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328

Gas CC NESazonalInv3315CVU 360

Gas CC SEFlexiacutevel

Inv3315CVU 400

Gas CA SEFlexiacutevel

Inv2321CVU 579

GNL CC SESazonalInv3315CVU 170

UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

LCOE + Serviccedilos de Geraccedilatildeo Custos Infraestrutura Subsiacutedios Isenccedilotildees Custo de emissatildeo (10 USDtCO2e)


13

variabilidade nos custos marginais horaacuterios Vale ressaltar tambeacutem que haacute uma reduccedilatildeo no

custo da sazonalizaccedilatildeo das hidreleacutetricas e um aumento do benefiacutecio com a modulaccedilatildeo

Como resultado geral observa-se que para as diferentes composiccedilotildees de matriz energeacutetica

estudada e para maior penetraccedilatildeo de fontes renovaacuteveis natildeo convencionais o sistema absorve

essas fontes modificando caracteriacutesticas importantes do sistema tal como o acionamento de

termeleacutetricas poreacutem a operaccedilatildeo do sistema natildeo se mostra impeditiva Observa-se ainda uma

reduccedilatildeo no benefiacutecio das eoacutelicas e solares para o serviccedilo de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo e um

aumento no custo de infraestrutura para prover reserva probabiliacutestica

Conclusotildees

bull A discussatildeo sobre a valoraccedilatildeo dos atributos das fontes foi sistematizada poreacutem natildeo

de formar exaustiva Trata-se de um arcabouccedilo em que os atributos satildeo divididos em

serviccedilos prestados pelos geradores custos de infraestrutura necessaacuterios para a

prestaccedilatildeo destes serviccedilos subsiacutedios e incentivos e na externalidade da emissatildeo de

GEE Existem externalidades socioambientais e outros atributos das usinas (eg

incerteza da demanda) que natildeo foram considerados neste trabalho

bull Subsiacutedios satildeo a principal componente que potencialmente causa distorccedilatildeo nos

custos das fontes Os principais satildeo o desconto na TUST financiamento e lucro

presumido Este uacuteltimo incentivo leva os geradores a desenvolverem seus projetos

atraveacutes de moacutedulos menores aumentando potencialmente os custos para o sistema

graccedilas agrave reduccedilatildeo no ganho de escala

bull A produccedilatildeo concentrada no periacuteodo seco faz com que as hidreleacutetricas e PCHs

imponham um custo para o sistema pelo serviccedilo de sazonalizaccedilatildeo Este custo natildeo eacute

compensado pelo valor das hidreleacutetricas para a modulaccedilatildeo do sistema

bull Existem importantes distorccedilotildees no sinal locacional da transmissatildeo mas que natildeo satildeo

capazes de alterar a competitividade relativa das fontes de expansatildeo Cabe ressaltar

que uma conclusatildeo mais definitiva sobre o sinal locacional requer a anaacutelise de grandes

hidreleacutetricas natildeo representadas neste estudo Somente as usinas consideradas para

a expansatildeo do sistema resultantes do PDE 2026 oficial foram consideradas na

avaliaccedilatildeo realizada

bull Os atributos da ineacutercia e flexibilidade operativa natildeo se mostraram relevantes no

cocircmputo total dos custos

bull As anaacutelises de sensibilidade com maior penetraccedilatildeo de renovaacuteveis mostram uma

reduccedilatildeo no benefiacutecio da eoacutelica e solar para o serviccedilo de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo

e um aumento no custo da reserva probabiliacutestica Apesar da maior inserccedilatildeo das

fontes renovaacuteveis alternativas implicar modificaccedilotildees importantes do sistema a

operaccedilatildeo desta natildeo se mostra impeditiva

bull As metodologias propostas neste projeto bem como os seus resultados satildeo o ponto

de partida para discussotildees sobre planejamento da expansatildeo e precificaccedilatildeo de

atributos


14

1 INTRODUCcedilAtildeO

Suponha que algueacutem esteja encarregado de providenciar alimentos para um grupo de pessoas

ao menor custo possiacutevel Dado que a referecircncia baacutesica eacute a necessidade diaacuteria de calorias (cerca

de 2500 para mulheres e 3000 para homens) o alimento escolhido deveria ser agrave primeira

vista o que daacute mais calorias por cada R$ gasto A tabela a seguir lista os alimentos mais baratos

sob esse criteacuterio nos Estados Unidos

Alimento CaloriasUS$

Farinha de trigo 3300

Accediluacutecar 3150

Arroz 3000

Amendoim 2500

De acordo com a tabela acima a melhor opccedilatildeo seria comprar somente farinha de trigo No

entanto embora as necessidades caloacutericas sejam atendidas as pessoas teriam problemas de

sauacutede por falta de outros nutrientes essenciais como vitaminas proteiacutenas e sais minerais

Isso significa que o problema de providenciar a dieta de miacutenimo custo tem muacuteltiplos objetivos

que satildeo as necessidades miacutenimas de cada tipo de nutriente O problema da dieta eacute portanto

formulado como o seguinte problema de otimizaccedilatildeo

Minimizar o custo total de compras de alimentos

Sujeito a (quantidades diaacuterias)

calorias ge 2750 cal (meacutedia de homens e mulheres)

vitamina C ge 90 mg

proteiacutenas ge 56 g

Potaacutessio ge 47 g

Accediluacutecar le 25 do total de calorias

Observa-se inicialmente que as quatro primeiras desigualdades se referem a necessidades

fiacutesicas de cada nutriente Jaacute a uacuteltima desigualdade eacute uma restriccedilatildeo que reflete uma poliacutetica

de sauacutede do paiacutes

A segunda observaccedilatildeo eacute que cada alimento (arroz batata carne alface etc) possui diferentes

quantidades de cada nutriente Essas quantidades podem ser representadas por um vetor de

atributos Por exemplo os atributos de 1 kg do alimento A podem ser 2000 calorias 5 mg de

vitamina C 12 g de proteiacutenas e 0 g de potaacutessio Os atributos de um alimento B por sua vez

podem ser 1800 calorias 12 mg de vitamina C 0 g de proteiacutenas 3 g de potaacutessio e assim por

diante Dessa forma o objetivo do problema de otimizaccedilatildeo da dieta eacute encontrar o ldquomixrdquo de

alimentos que atenda aos requisitos de cada atributo (soma das contribuiccedilotildees de cada

elemento para cada atributo) a miacutenimo custo Enfocar os atributos de cada alimento ajuda a

evitar soluccedilotildees simplistas e equivocadas como ocorreu no caso dos alimentos ldquolow fatrdquo que


15

eram mais caloacutericos do que os alimentos ldquonormaisrdquo e que contribuiacuteram para o agravamento

da crise de obesidade nos Estados Unidos

Finalmente o custo de cada alimento deve levar em conta dois fatores adicionais ao seu custo

de produccedilatildeo no ponto de origem (por exemplo alface no interior de Satildeo Paulo) (i) o custo de

infraestrutura (transporte e armazenagem) e (ii) taxas e impostos

Mostraremos a seguir que o problema de suprimento de eletricidade tem muitos pontos em

comum com o problema da dieta

11 Os muacuteltiplos objetivos no suprimento de energia eleacutetrica

No caso do setor eleacutetrico os muacuteltiplos objetivos do suprimento de energia eleacutetrica incluem

dentre outros

1 Minimizar as tarifas totais para o consumidor levando em consideraccedilatildeo a soma dos

custos de geraccedilatildeo e transmissatildeo

2 Assegurar a confiabilidade do suprimento ie limitar a probabilidade de falhas no

suprimento de energia (racionamento) e de potecircncia (interrupccedilotildees)

3 Assegurar a robustez do suprimento ie resistir agrave ocorrecircncia de eventos de baixa

probabilidade poreacutem de grande impacto (ldquocisnes negrosrdquo) tais como uma falha

catastroacutefica (e de longa duraccedilatildeo) da transmissatildeo de Itaipu ou a interrupccedilatildeo de

suprimento de GNL devido a uma crise geopoliacutetica e

4 Atender determinaccedilotildees de poliacutetica energeacutetica por exemplo limitar as emissotildees de CO2

no setor eleacutetrico

Neste caso prover geraccedilatildeo suficiente para atender a demanda equivale a fornecer as calorias

no caso da dieta (apropriadamente ambos GWh e calorias satildeo medidas de energia) Por sua

vez os objetivos de confiabilidade (2) e robustez (3) satildeo anaacutelogos aos requisitos de vitaminas

sais minerais etc Finalmente o objetivo (4) resulta de uma determinaccedilatildeo de poliacutetica

energeacutetica semelhante agrave poliacutetica de limitar o consumo de accediluacutecar vista acima

12 Limitaccedilotildees do processo atual de suprimento de energia

Da mesma forma que uma dieta 100 de farinha de trigo atenderia o objetivo de fornecer

calorias poreacutem deixaria de fornecer outros nutrientes como vitaminas e minerais os leilotildees

de contrataccedilatildeo de nova capacidade do sistema brasileiro consideram quase que

exclusivamente a produccedilatildeo de energia (GWh) em detrimento dos demais atributos como

confiabilidade robustez e outros

A decisatildeo de simplificar o leilatildeo foi tomada de maneira consciente pelo governo haacute cerca de

quinze anos A razatildeo eacute que o paiacutes natildeo tinha nenhum ldquotrack recordrdquo na realizaccedilatildeo de leilotildees e

precisava conquistar credibilidade junto aos investidores Aleacutem disso o fato de na eacutepoca a

quase totalidade da geraccedilatildeo ser hidreleacutetrica fazia com que alguns atributos como a

confiabilidade do suprimento de ponta fossem atendidos com facilidade

No entanto desde entatildeo houve uma mudanccedila muito extensa no ldquomixrdquo da matriz de geraccedilatildeo

com destaque para a geraccedilatildeo termeleacutetrica a gaacutes natural e a entrada maciccedila de geraccedilatildeo eoacutelica


16

Com isso as hidreleacutetricas atingiram seu limite considerando a condiccedilatildeo sistecircmica para o ano

de 2026 nos atributos de confiabilidade robustez e outros Um exemplo claro desse

esgotamento eacute o uso atual de termeleacutetricas e de boa parte da interconexatildeo entre as regiotildees

Sudeste e Nordeste para compensar a variabilidade da geraccedilatildeo eoacutelica na regiatildeo Nordeste O

resultado foi uma perda de eficiecircncia na operaccedilatildeo energeacutetica do sistema com custos de

combustiacuteveis foacutesseis muito elevados (da ordem de muitas centenas de milhotildees de reais) e um

aumento igualmente significativo nas emissotildees de CO2







13 Objetivo do estudo

O escopo idealizado pelo Instituto Escolhas tem como objetivo contribuir para um melhor

entendimento por parte da sociedade das questotildees acima

Para cumprir esse objetivo os custos das fontes foram decompostos nos cinco grupos de

atributos a seguir

1 Custo nivelado da energia (LCOE)

2 Serviccedilos de geraccedilatildeo

3 Custos de infraestrutura

4 Subsiacutedios e incentivos e

5 Custos ambientais ndash no escopo deste projeto os custos ambientais englobam apenas

aqueles relacionados agraves emissotildees de gases de efeito estufa (GEE)

Os custos e benefiacutecios seratildeo analisados considerando a sinergia entre as fontes o que significa

que os resultados apresentados satildeo fortemente influenciados pela configuraccedilatildeo do parque

gerador utilizado Por exemplo eacute analisado o benefiacutecio da complementariedade horaacuteria entre

geraccedilatildeo solar (produccedilatildeo concentrada durante o dia) e eoacutelica no interior do Nordeste (maior

produccedilatildeo de madrugada) e a complementariedade entre fontes intermitentes e as

termeleacutetricas

O objetivo deste projeto natildeo eacute a criaccedilatildeo de uma nova metodologia de precificaccedilatildeo das fontes

nos leilotildees de energia eleacutetrica ou nos leilotildees de contrataccedilatildeo de lastro para o sistema nem


O objetivo geral eacute avaliar custos e benefiacutecios reais de cada fonte de geraccedilatildeo considerando a contribuiccedilatildeo de seus respectivos atributos para o atendimento dos diversos objetivos da operaccedilatildeo do sistema eleacutetrico


17


de partida para as discussotildees sobre tais temas

14 Organizaccedilatildeo deste caderno

O Capiacutetulo 2 apresenta uma visatildeo geral da metodologia proposta O Capiacutetulo 3 apresenta o

conceito de custo nivelado da energia O Capiacutetulo 4 apresenta as metodologias e resultados

para os custos e benefiacutecios relacionados aos serviccedilos de geraccedilatildeo O Capiacutetulo 5 apresenta as

metodologias e os resultados para os custos e benefiacutecios relacionados aos custos de

infraestrutura O Capiacutetulo 6 apresenta a metodologia e os resultados relacionados agraves

renuacutencias fiscais incentivos e subsiacutedios O Capiacutetulo 7 apresenta os apresenta a metodologia e

os resultados o para caacutelculo dos custos ambientais O Capiacutetulo 9 apresenta as conclusotildees do

estudo

O projeto possui ainda os cadernos ldquoServiccedilos de Geraccedilatildeordquo ldquoCustos de Infraestruturardquo e

ldquoIncentivos e Subsiacutediosrdquo com o detalhamento das metodologias e das premissas utilizadas

Apresenta-se no proacuteximo capiacutetulo a visatildeo geral da metodologia


18

2 VISAtildeO GERAL DA METODOLOGIA

Cada um dos cinco grupos vistos acima eacute composto de diversos atributos mostrados na Figura

1 Esses atributos seratildeo valorados de acordo com a metodologia apresentada a seguir

Figura 1 ndash Nova decomposiccedilatildeo para os custos da geraccedilatildeo

21 LCOE

Esta componente de custo representa os investimentos necessaacuterios para construir a usina

(CAPEX) e os custos fixos e variaacuteveis incorridos para a sua operaccedilatildeo A componente de CAPEX

eacute despendida antes da operaccedilatildeo do empreendimento e o investidor busca remuneraacute-la ao

longo da vida uacutetil dos equipamentos A componente de OPEX ocorre ao longo da operaccedilatildeo da

usina

Eacute interessante observar que as componentes de CAPEX e de OPEX fixo satildeo exclusivas das

fontes natildeo sendo impactadas pela operaccedilatildeo do sistema Jaacute a componente de OPEX variaacutevel

depende da geraccedilatildeo do empreendimento sendo portanto influenciada pela operaccedilatildeo

individual da usina que por sua vez pode ser influenciada pela operaccedilatildeo dos demais agentes

do sistema

Neste estudo para a valoraccedilatildeo do CAPEX e do OPEX seraacute utilizada a tradicional medida do

custo nivelado de geraccedilatildeo em inglecircs Levelized Cost of Energy (LCOE) O LCOE detalhado no

capiacutetulo 3 representa apenas um iacutendice que indica o valor da energia necessaacuterio para

recuperar os custos de investimento e operaccedilatildeo natildeo representando a contribuiccedilatildeo energeacutetica

da usina para a seguranccedila de suprimento e outros custos incorridos ou evitados para o sistema

com a sua operaccedilatildeo


19


Esta componente representa os serviccedilos que os geradores prestam ao estarem operando de

forma siacutencrona no sistema aleacutem da entrega da produccedilatildeo de energia para os consumidores

Foram identificados trecircs serviccedilos distintos de geraccedilatildeo



longo do ano (sazonalizaccedilatildeo) Esses serviccedilos incluem o benefiacutecio de evitar um deacuteficit

de energia no sistema



o sistema



quebras nos geradores Esse serviccedilo inclui o benefiacutecio de evitar um deacuteficit de potecircncia

no sistema


Para que os geradores prestem os serviccedilos elencados acima eacute necessaacuterio criar uma

infraestrutura no sistema composta de linhas de transmissatildeo subestaccedilotildees equipamentos

para suporte de reativo entre outros Eacute necessaacuterio tambeacutem criar uma infraestrutura para

garantir que o sistema seja capaz de atender a demanda mesmo com a quebra de algum

gerador ou com a incerteza na produccedilatildeo horaacuteria das fontes intermitentes Por fim a operaccedilatildeo

siacutencrona dos geradores deve ser capaz de garantir que a frequecircncia do sistema se manteraacute

dentro de uma faixa operativa preacute-estabelecida

Como consequecircncia alguns geradores impotildeem determinados custos de infraestrutura ao

sistema enquanto outro satildeo capazes de reduzi-los Os custos de infraestrutura foram

divididos nas seguintes categorias


transmissatildeo ou distribuiccedilatildeo para geradores conectados na rede de distribuiccedilatildeo

necessaacuteria para escoar a potecircncia gerada ateacute o consumidor que deve ser alocada a

cada gerador

bull Perdas satildeo as perdas ocirchmicas na rede de transmissatildeo que devem ser alocadas a cada

gerador





variaccedilotildees natildeo previsiacuteveis da demanda e da produccedilatildeo renovaacutevel que deve ser alocada

a cada gerador Inclui o custo de construccedilatildeo de equipamentos como baterias e os


20

ldquocustos de flexibilidaderdquo como o desgaste das maacutequinas dos geradores que prestam

serviccedilos de reserva

bull Equiliacutebrio da frequecircncia representa a componente do custo da infraestrutura de


da faixa de frequecircncia operativa a qual deve ser alocada a cada gerador Inclui o custo

de construccedilatildeo de equipamentos como ineacutercia sinteacutetica via eletrocircnica de potecircncia

(eoacutelicas baterias ultracapacitores etc) e remuneraccedilatildeo da ineacutercia mecacircnica das

maacutequinas tradicionais (hidreleacutetricas e teacutermicas)

24 Subsiacutedios e isenccedilotildees

O caacutelculo do custo nivelado da energia inclui encargos setoriais impostos e financiamento

Algumas fontes possuem subsiacutedios ou incentivos nestas componentes com o objetivo de

tornaacute-las mais competitivas A consequecircncia desta poliacutetica energeacutetica pode ser o aumento do

custo da energia para o consumidor a alocaccedilatildeo de custos adicionais para outros geradores ou

o aumento do custo para os contribuintes

A componente custo desta seccedilatildeo representa o custo total pago pelo consumidor contribuinte

ou outros geradores devido a diversos incentivos e isenccedilotildees oferecidos aos geradores tais

como

bull Isenccedilotildees tributaacuterias

bull Financiamento a taxas ldquopatrioacuteticasrdquo por instituiccedilotildees financeiras puacuteblicas e

bull Incentivos regulatoacuterios

25 Custos ambientais

Esta componente representa os custos ambientais resultantes de todo o ciclo de vida

(construccedilatildeo e operaccedilatildeo) das fontes selecionadas para a expansatildeo do parque gerador O

escopo deste estudo contempla apenas os custos para a sociedade relativos agrave emissatildeo de

gases de efeito estufa de cada fonte de geraccedilatildeo de energia eleacutetrica Custos relacionados a

outros gases e particulados bem como custos sociais estatildeo fora do escopo deste estudo

Em resumo neste estudo foi proposta uma nova decomposiccedilatildeo dos custos da geraccedilatildeo na

qual os atributos dos geradores satildeo valorados explicitamente Nos proacuteximos capiacutetulos seraacute

detalhado cada um dos atributos citados acima2

26 Etapas principais do estudo e ferramentas analiacuteticas

Conforme seraacute visto no capiacutetulo 3 para o caacutelculo do LCOE eacute necessaacuterio obter uma estimativa

da expectativa de geraccedilatildeo de cada gerador ao longo da sua vida uacutetil Aleacutem disso o caacutelculo do

2 Natildeo seratildeo considerados neste estudo (i) Atributos socioambientais (adicionais agrave emissatildeo de CO2) tais quais geraccedilatildeo de

emprego desenvolvimento de cadeias produtivas e benefiacutecios associados desenvolvimento e melhora de condiccedilotildees

socioeconocircmicas de comunidades locais emissatildeo de poluentes locais e regionais uso do solo ou interaccedilotildees do nexo aacutegua-

energia-solo (ii) Tempo de construccedilatildeo (iii) Concentraccedilatildeo de investimentos em um uacutenico projeto (iv) Vida uacutetil dos equipamentos


21

benefiacutecio dos serviccedilos de modulaccedilatildeo sazonalizaccedilatildeo e robustez tratados no capiacutetulo 4 requer

tambeacutem uma estimativa da produccedilatildeo horaacuteria e dos custos marginais horaacuterios Portanto eacute

necessaacuterio simular a operaccedilatildeo do sistema como forma de obter essas variaacuteveis de interesse

para a estimativa dos custos das fontes de geraccedilatildeo

As anaacutelises foram realizadas a partir da configuraccedilatildeo do uacuteltimo PDE (2026) supondo que essa

configuraccedilatildeo eacute razoavelmente proacutexima de uma expansatildeo oacutetima da

geraccedilatildeoreservatransmissatildeo do sistema








de transmissatildeo variabilidade na produccedilatildeo eoacutelica e solar O Times Series Lab (TSL) gera

cenaacuterios de renovaacuteveis natildeo convencionais correlacionados agraves vazotildees do sistema o CORAL eacute o

modelo de avalia a confiabilidade estaacutetica de um sistema de geraccedilatildeo-transmissatildeo

hidroteacutermico fornecendo iacutendices de confiabilidade do sistema para cada estaacutegio de um

horizonte de estudo enquanto o TARIFF determina a alocaccedilatildeo oacutetima dos custos fixos de

recursos de infraestrutura de rede de transmissatildeo que estatildeo inseridos no NETPLAN o qual

dentre outras funcionalidades permite a visualizaccedilatildeo dos resultados por barra do sistema Por

fim ORGANON eacute o modelo de simulaccedilatildeo de estabilidade transitoacuteria dinacircmica de curto e longo

prazo

As simulaccedilotildees (probabiliacutesticas com resoluccedilatildeo horaacuteria) foram realizadas com os modelos

SDDPNCP4 considerando5


HPPA

4 De propriedade da PSR

5 Estes aspectos natildeo satildeo considerados atualmente nas ferramentas oficiais de planejamento da operaccedilatildeo e expansatildeo


22

bull Detalhamento horaacuterio uma vez que toda a simulaccedilatildeo eacute realizada em base horaacuteria satildeo

utilizados perfis horaacuterios de demanda e cenaacuterios horaacuterios integrados de vazatildeo e geraccedilatildeo

de solar eoacutelica e biomassa Na geraccedilatildeo desses cenaacuterios eacute utilizado o modelo Time Series

Lab (TSL) desenvolvido pela PSR que considera a correlaccedilatildeo espacial entre as afluecircncias

e a produccedilatildeo renovaacutevel a qual eacute particularmente significativa para as usinas eoacutelicas

bull Restriccedilotildees para atendimento agrave demanda de ponta e para atendimento agraves restriccedilotildees de

reserva girante

bull Detalhamento da rede de transmissatildeo e

bull Variabilidade na produccedilatildeo eoacutelica e solar

A Figura 2 abaixo resume as principais etapas do estudo bem como as ferramentas utilizadas

para a sua execuccedilatildeo

Figura 2 ndash Etapas principais do estudo e ferramentas analiacuteticas

Portanto dada a configuraccedilatildeo fiacutesica do sistema e dados os cenaacuterios foi realizada a simulaccedilatildeo

probabiliacutestica da operaccedilatildeo do sistema que consiste numa operaccedilatildeo horaacuteria detalhada de todo

o sistema de geraccedilatildeo e transmissatildeo Como resultado foram obtidos a produccedilatildeo horaacuteria de

cada usina e o custo marginal horaacuterio utilizados para o caacutelculo dos atributos

27 Caso analisado no projeto

Neste projeto todas as simulaccedilotildees foram realizadas com casos estaacuteticos uma vez que o

objetivo eacute determinar os custos e benefiacutecios das fontes considerando apenas os efeitos

estruturais Esta estrateacutegia permite por exemplo isolar os efeitos da dinacircmica da entrada em

operaccedilatildeo das unidades geradoras ao longo dos anos e ao longo dos meses e o impacto das

condiccedilotildees hidroloacutegicas iniciais Adicionalmente ela garante que todas as fontes de geraccedilatildeo

analisadas seratildeo simuladas durante todo o horizonte de anaacutelise

O caso de anaacutelise deste projeto eacute baseado no uacuteltimo ano da configuraccedilatildeo do cenaacuterio de

referecircncia do PDE 2026 O capiacutetulo 8 apresenta o impacto da alteraccedilatildeo da configuraccedilatildeo de

oferta e demanda do sistema em alguns dos atributos analisados neste projeto


23

271 Importacircncia da representaccedilatildeo horaacuteria

A inserccedilatildeo de renovaacuteveis que introduzem maior variabilidade na geraccedilatildeo e nos preccedilos da

energia torna importante simular a operaccedilatildeo do sistema em base horaacuteria Como um exemplo

da importacircncia dessa simulaccedilatildeo mais detalhada considere o graacutefico a seguir em que os custos

marginais representados em amarelo satildeo aqueles resultantes do modelo com representaccedilatildeo

por blocos e em preto os custos marginais do caso horaacuterio Como pode ser visto a

precificaccedilatildeo horaacuteria faz muita diferenccedila nos custos marginais o que impacta diretamente na

receita do gerador Considere por exemplo um equipamento que gera muito durante a noite

Com a representaccedilatildeo horaacuteria o preccedilo reduz drasticamente nesse periacuteodo o que natildeo ocorre

com representaccedilatildeo por blocos

Figura 3 ndash Custos marginal de operaccedilatildeo do Caso Base - mecircs de marccedilo2026

Verifica-se na Figura 4 este mesmo comportamento ao longo de todo o ano de 2026


24

Figura 4 ndash Custos marginais de operaccedilatildeo do Caso Base - ano de 2026

272 Tecnologias analisadas (Cenaacuterio de referecircncia PDE 2026)

As fontes consideradas no estudo satildeo aquelas que fazem parte da configuraccedilatildeo da expansatildeo

do Cenaacuterio de Referecircncia do PDE6 2026

R$MWh FC ( potecircncia) CAPEX (R$kWinst) OPEX (R$kWano) CVU7 (R$MWh)

Gaacutes CC_Inflex 56 3315 35 360

Gaacutes CC_Flex 14 3315 35 400

Gaacutes CA_flex 2 2321 35 579

GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0

Todas essas tecnologias foram simuladas e tiveram seus atributos calculados

6 Todas as fontes com exceccedilatildeo da teacutermica GNL com 40 de inflexibilidade que natildeo estaacute no PDE Esta usina foi incluiacuteda no estudo

por ter ganhado o leilatildeo (LEN A-6 2017) Esta termeleacutetrica foi simulada atraveacutes de despacho marginal sem alterar o perfil de

custos marginais do sistema

7 Os CVUs considerados satildeo referentes ao PDE 2026


25

3 CUSTOS DE INVESTIMENTO E OPERACcedilAtildeO ndash CAPEX E OPEX

Como visto no capiacutetulo anterior o custo nivelado da energia (LCOE) eacute uma medida tradicional

para comparaccedilatildeo de tecnologias e seraacute usado para o caacutelculo da componente referente ao

CAPEX e ao OPEX De forma simplificada o LCOE eacute dado pela soma dos custos anualizados de

investimento (inclui somente o custo do capital proacuteprio) e operaccedilatildeo da usina (OampM e custo

de combustiacutevel fixo e variaacutevel) dividida pela geraccedilatildeo anual

O LCOE8 representa portanto o valor em $MWh constante em termos reais que a usina

deve receber ao longo da sua vida uacutetil proporcional agrave sua geraccedilatildeo projetada para remunerar

adequadamente os seus custos totais de investimento e operaccedilatildeo

O LCOE eacute definido como

A componente da expectativa de geraccedilatildeo no denominador do LCOE eacute resultado da operaccedilatildeo

do sistema e portanto seraacute obtida atraveacutes de simulaccedilatildeo utilizando-se as ferramentas

computacionais SDDPNCP9 conforme visto na seccedilatildeo 26 As componentes Custo de

Investimento Custo Fixo e Custo Variaacutevel Unitaacuterio (CVU) internas ao projeto natildeo satildeo

influenciadas diretamente pela operaccedilatildeo do sistema e pela interaccedilatildeo com os agentes de

mercado

No graacutefico da Figura 5 a seguir estatildeo os valores de LCOE10 das fontes consideradas neste

estudo resultantes das simulaccedilotildees com a metodologia definida acima incluindo ainda

encargos impostos financiamentos e os subsiacutedios e incentivos que as fontes possuem hoje

No denominador do custo nivelado foi considerada a expectativa de geraccedilatildeo do

empreendimento ajustada ao risco Esse toacutepico seraacute detalhado no Capiacutetulo 4

8 O LCOE definido acima natildeo representa a contribuiccedilatildeo energeacutetica da usina para a seguranccedila de suprimento

9 Modelos de propriedade da PSR

10 Considera custo do capital de 9 aa (real)


26

Figura 5 ndash Levelized Cost of Energy ndash LCOE

Ao analisar o graacutefico verifica-se que a fonte a gaacutes natural ciclo aberto flexiacutevel eacute um outlier

com LCOE de 794 R$MWh bem maior do que o das demais fontes As demais fontes a gaacutes

natural possuem os maiores LCOEs sendo a gaacutes natural ciclo combinado flexiacutevel a segunda

fonte com o maior custo com LCOE de 417 R$MWh Observa-se tambeacutem que a usina eoacutelica

no NE eacute a que possui o menor custo com LCOE de 84 R$MWh seguida da solar no NE com

LCOE de 109 R$MWh As fontes PCH solar no SE biomassa e eoacutelica no Sul possuem

respectivamente os custos de 180 R$MWh 171 R$MWh 150 R$MWh e 135 R$MWh


27

4 SERVICcedilOS DE GERACcedilAtildeO

O segundo grupo de atributos diz respeito aos serviccedilos de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo

robustez e confiabilidade prestados pelos geradores ao sistema e seratildeo analisados nas

proacuteximas seccedilotildees deste capiacutetulo

41 Serviccedilo de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo

411 Motivaccedilatildeo - Limitaccedilatildeo do LCOE

Como pode ser percebido a partir da definiccedilatildeo do LCOE dada no capiacutetulo 3 uma limitaccedilatildeo

desse atributo eacute o fato de que ele natildeo considera o valor da energia produzida pelo gerador a

cada instante Por exemplo uma teacutermica a diesel peaker teria um LCOE elevado porque seu

fator de capacidade meacutedio (razatildeo entre a geraccedilatildeo e potecircncia instalada) eacute baixo No entanto

o valor desta geraccedilatildeo concentrada na hora da ponta eacute bem maior do que o de uma teacutermica

que gerasse a mesma quantidade de energia de maneira ldquoflatrdquo ao longo do dia Da mesma

forma o valor da cogeraccedilatildeo a biomassa de cana de accediluacutecar cuja produccedilatildeo se concentra no

periacuteodo seco das hidreleacutetricas eacute maior do que indicaria seu fator de capacidade meacutedio

A soluccedilatildeo proposta para contornar essa limitaccedilatildeo do LCOE eacute dada pelo caacutelculo do valor dos

atributos modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo descritos na proacutexima seccedilatildeo

412 Metodologia para valoraccedilatildeo dos serviccedilos modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo

Neste estudo entende-se por modulaccedilatildeo a capacidade de atender o perfil horaacuterio da

demanda ao longo de cada mecircs Por sua vez a sazonalizaccedilatildeo eacute definida como a capacidade de

atender o perfil mensal da demanda ao longo do ano11

Na metodologia proposta o valor desses serviccedilos eacute estimado da seguinte maneira

1 Supor que todos os equipamentos tecircm um contrato ldquopor quantidaderdquo de montante igual

agrave respectiva geraccedilatildeo meacutedia anual poreacutem com perfil horaacuterio e sazonal igual ao da

demanda

2 A partir de simulaccedilotildees com resoluccedilatildeo horaacuteria da operaccedilatildeo do sistema calcula-se as

transaccedilotildees de compra e venda de energia horaacuteria (com relaccedilatildeo ao contrato) de cada

gerador Essas transaccedilotildees satildeo liquidadas ao CMO12 horaacuterio calculado pelo modelo de

simulaccedilatildeo operativa

3 A renda ($) resultante das transaccedilotildees no mercado de curto prazo dividida pela geraccedilatildeo

anual (MWh) eacute equivalente ao benefiacutecio unitaacuterio pelo serviccedilo de modulaccedilatildeo e

sazonalizaccedilatildeo

11 Inclui o benefiacutecio de evitar um deacuteficit de energia no sistema

12 As contabilizaccedilotildees e liquidaccedilotildees no mercado de curto prazo real (CCEE) natildeo satildeo feitas com base no CMO e sim no chamado

Preccedilo de Liquidaccedilatildeo de Diferenccedilas (PLD) que eacute basicamente o CMO com limites de piso e teto Como estes limites satildeo de certa

forma arbitraacuterios e natildeo refletem o verdadeiro custo da energia em cada hora a PSR considera que o CMO eacute mais adequado para

os objetivos do presente estudo


28

Os graacuteficos da Figura 6 ilustram a metodologia em questatildeo para o caso de uma usina a diesel

que eacute Peaker e portanto soacute geram na hora da ponta No primeiro graacutefico temos a situaccedilatildeo

em que no sistema natildeo haacute restriccedilatildeo de ponta Neste caso o CMO horaacuterio (linha verde)

naquela hora sobe pouco e assim a usina vende o excesso de energia (diferenccedila entre a

geraccedilatildeo linha em azul e o contrato linha vermelha) gerando pouca receita Por outro lado

no segundo graacutefico em que o sistema possui restriccedilatildeo de ponta o CMO horaacuterio naquela hora

estaacute muito mais alto e entatildeo a receita com a venda do excesso de energia da usina aumenta

consideravelmente Ou seja a fonte a diesel torna-se mais valiosa pois vende um serviccedilo mais

valioso

Figura 6 - Metodologia para valoraccedilatildeo dos serviccedilos de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo

413 Ajuste por incerteza

Como mencionado o preccedilo de curto prazo de cada regiatildeo varia por hora e cenaacuterio hidroloacutegico

Aleacutem disto a produccedilatildeo de energia de muitos equipamentos por exemplo eoacutelicas e

hidreleacutetricas tambeacutem varia por hora e por cenaacuterio Como consequecircncia a liquidaccedilatildeo dos

contratos de cada gerador natildeo eacute um uacutenico valor e sim uma variaacutevel aleatoacuteria

A maneira mais praacutetica de representar essa variaacutevel aleatoacuteria eacute atraveacutes de seu valor esperado

isto eacute a meacutedia aritmeacutetica de todas as transaccedilotildees ao longo das horas e cenaacuterios No entanto

a meacutedia natildeo captura o fato de que existe uma distribuiccedilatildeo de probabilidade do benefiacutecio da

modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo para cada usina Assim dois geradores podem ter o mesmo valor

esperado do benefiacutecio da sazonalidade e modulaccedilatildeo poreacutem com variacircncias diferentes

Portanto a comparaccedilatildeo entre o valor do serviccedilo para diferentes equipamentos deve levar em

conta que alguns tecircm maior variabilidade que outros Estes serviccedilos satildeo entatildeo colocados em

uma escala comum atraveacutes de um ajuste a risco semelhante ao das anaacutelises financeiras em

que se considera o valor esperado do benefiacutecio nos 5 piores cenaacuterios desfavoraacuteveis para o

sistema (CVaR) conforme ilustra a Figura 7 a seguir


29

Figura 7 ndash Ajuste ao risco atraveacutes da metodologia CVaR

Calcula-se portanto a liquidaccedilatildeo dos contratos ajustada ao risco conforme a foacutermula13 a

seguir em vez do valor esperado 119864(119877)

119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)

Para definir os cenaacuterios ldquocriacuteticosrdquo do sistema foi utilizado como criteacuterio o CMO meacutedio anual

de cada cenaacuterio hidroloacutegico Esse CMO meacutedio eacute alcanccedilado calculando a meacutedia aritmeacutetica dos

CMOs horaacuterios para cada cenaacuterio hidroloacutegico e obtendo um uacutenico valor referente a cada

cenaacuterio hidroloacutegico para os subsistemas Quanto maior14 o valor do CMO maior a severidade

do cenaacuterio

42 Serviccedilo de robustez

O serviccedilo robustez estaacute associado a um dos objetivos do planejamento centralizado

mencionado no capiacutetulo 1 que eacute o de resistir agrave ocorrecircncia de eventos de baixa probabilidade

e grande impacto denominados ldquocisnes negrosrdquo

Neste estudo a contribuiccedilatildeo de cada gerador agrave robustez do sistema foi medida como a

capacidade de produzir energia acima do que seria requerido no despacho econocircmico que

constitui uma reserva de geraccedilatildeo estrutural para o sistema a fim de protegecirc-lo contra um

evento de 1 ano de duraccedilatildeo15 Esse evento pode ser por exemplo um aumento expressivo da

demanda combinado com o atraso na entrada de um grande gerador

A Figura 8 ilustra o caacutelculo da contribuiccedilatildeo para o caso de uma usina termeleacutetrica Como visto

essa contribuiccedilatildeo corresponde ao valor integral ao longo do ano da diferenccedila entre a potecircncia

disponiacutevel da usina e a energia que estaacute sendo gerada no despacho econocircmico

13 O paracircmetro λ da foacutermula em questatildeo representa a aversatildeo ao risco do investidor 1051980λ=1 representa um investidor neutro em

relaccedilatildeo ao risco (pois nesse caso soacute o valor esperado seria usado) enquanto λ=01051980representa o extremo oposto ou seja o

investidor somente se preocupa com os eventos desfavoraacuteveis

14 Essa abordagem permite calcular o valor do serviccedilo considerando a contribuiccedilatildeo das fontes durante as seacuteries criacuteticas para o

sistema

15 O horizonte de longo prazo (1 ano) para o atributo robustez foi escolhido devido agrave capacidade de regularizaccedilatildeo plurianual do

Brasil


30

Figura 8 ndash Atributo de robustez para usinas termeleacutetricas

421 Contribuiccedilatildeo das fontes para o serviccedilo de robustez

A Figura 9 abaixo resume a estimativa do atributo de robustez para as diferentes fontes de

geraccedilatildeo Aleacutem da fonte termeleacutetrica discutida na seccedilatildeo anterior a hidreleacutetrica com

reservatoacuterio tambeacutem contribui com este serviccedilo As demais fontes hidro a fio drsquoaacutegua e

renovaacuteveis natildeo despachadas natildeo contribuem

Figura 9 ndash Metodologia contribuiccedilatildeo das fontes para o serviccedilo de robustez

422 Metodologia para valoraccedilatildeo

O valor da contribuiccedilatildeo por robustez eacute obtido multiplicando-se a contribuiccedilatildeo da usina pelo

custo unitaacuterio de oportunidade para o sistema que neste estudo equivale ao custo de uma

usina de reserva uma vez que tais usinas possuem no sistema a mesma funccedilatildeo daquelas que

oferecem o serviccedilo de robustez

A usina escolhida como referecircncia por desempenhar bem esse tipo de serviccedilo foi a

termeleacutetrica ciclo-combinado GNL Sazonal que pode ser chamada para operar em periacuteodos

criacuteticos fora do seu periacuteodo de inflexibilidade

Assim como no caso do serviccedilo de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo descrito na seccedilatildeo os cenaacuterios

criacuteticos para a avaliaccedilatildeo do CVaR satildeo calculados com base no CMO meacutedio anual


31

43 Serviccedilo de confiabilidade

Por sua vez o serviccedilo de confiabilidade estaacute relacionado com a capacidade do gerador de

injetar potecircncia no sistema para evitar interrupccedilatildeo no fornecimento causada por falta de

capacidade de geraccedilatildeo devido a quebras nos geradores16


A ideia geral da metodologia eacute considerar que existe um mercado para o serviccedilo de

confiabilidade no qual todos os geradores possuem uma obrigaccedilatildeo de entrega deste serviccedilo

para o sistema Os geradores que natildeo satildeo capazes de entregar esse serviccedilo devem compraacute-lo

de outros geradores Dessa maneira assim como no caso do serviccedilo de geraccedilatildeo o valor do

atributo confiabilidade resulta em uma realocaccedilatildeo de custos entre os geradores do sistema

natildeo representando um custo adicional para ele Essa abordagem eacute necessaacuteria uma vez que o

serviccedilo de confiabilidade eacute fornecido pelos proacuteprios geradores do sistema

Para simular o mercado no qual o serviccedilo de confiabilidade eacute liquidado eacute necessaacuterio

quantificar o preccedilo do serviccedilo determinar as obrigaccedilotildees de cada gerador e determinar quanto

do serviccedilo foi entregue por cada gerador Cada uma dessas etapas eacute descrita a seguir

4311 Obrigaccedilatildeo de prestaccedilatildeo do serviccedilo de confiabilidade

Para se calcular a obrigaccedilatildeo da prestaccedilatildeo do serviccedilo de confiabilidade de cada gerador eacute

necessaacuterio primeiramente estimar a demanda por esse serviccedilo do sistema Esta demanda foi

definida como a potecircncia meacutedia dos equipamentos do sistema nos cenaacuterios em que haacute deacuteficit

de potecircncia

Para estimar essa potecircncia disponiacutevel meacutedia foi realizada a simulaccedilatildeo probabiliacutestica da

confiabilidade de suprimento do sistema atraveacutes do modelo CORAL desenvolvido pela PSR

Esse modelo realiza o caacutelculo da confiabilidade de suprimento para diferentes cenaacuterios de

quebra dos equipamentos considerando uma simulaccedilatildeo de Monte Carlo

A simulaccedilatildeo do CORAL foi realizada para o cenaacuterio hidroloacutegico mais criacutetico de novembro de

2026 mecircs em que os reservatoacuterios das hidreleacutetricas estatildeo baixos e portanto possuem maior

vulnerabilidade para o suprimento da demanda de ponta caracterizada neste estudo como a

demanda entre 13h e 17h (demanda de ponta fiacutesica e natildeo demanda de ponta comercial)

A potecircncia disponiacutevel das hidreleacutetricas foi estimada em funccedilatildeo da perda por deplecionamento

dos reservatoacuterios para esta seacuterie criacutetica Para as eoacutelicas foi considerada a produccedilatildeo que possui

95 de chance de ser superada de acordo com o histoacuterico de geraccedilatildeo observado em

novembro durante a ponta fiacutesica do sistema de 27 e 7 para as regiotildees Nordeste e Sul

respectivamente Para a solar foi considerado o fator de capacidade meacutedio observado durante

o periacuteodo de 13h agraves 17h Por fim para as biomassas foi considerado o fator de capacidade de

85 que reflete uma produccedilatildeo flat ao longo das 24 horas dos dias do mecircs de novembro

16 Inclui o benefiacutecio de evitar um deacuteficit de potecircncia no sistema


32

A simulaccedilatildeo do CORAL foi realizada com 106 sorteios de quebra de geradores permitindo a

definiccedilatildeo do montante de potecircncia disponiacutevel meacutedio para os cenaacuterios de deacuteficit no sistema

no atendimento agrave ponta da demanda que representa neste estudo a demanda pelo serviccedilo

de confiabilidade A razatildeo entre a potecircncia meacutedia disponiacutevel e a capacidade total instalada eacute

aplicada a todos os geradores de forma a definir um requerimento de potecircncia disponiacutevel que

garanta a confiabilidade do fornecimento de energia

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890

119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119872eacute119889119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)

4312 Entrega do serviccedilo de confiabilidade de cada gerador

O montante do serviccedilo de confiabilidade entregue por cada gerador eacute definido pela sua

potecircncia disponiacutevel meacutedia nos cenaacuterios de deacuteficit de potecircncia do sistema Ou seja geradores

que aportam mais potecircncia nos cenaacuterios de deacuteficit agregam mais serviccedilo para o sistema do

que os geradores que aportam menos potecircncia nos momentos de deacuteficit

4313 Preccedilo do serviccedilo de confiabilidade

Utilizou-se como um proxy para o preccedilo da confiabilidade o custo do sistema para o

atendimento agrave ponta Este custo pode ser obtido por meio da diferenccedila de custo de

investimento e operaccedilatildeo entre o cenaacuterio de expansatildeo do sistema com restriccedilatildeo para o

atendimento agrave ponta e o cenaacuterio de expansatildeo para atender somente a demanda de energia

Esse custo foi calculado atraveacutes dos cenaacuterios do PDE 2026

Com isso o atributo de confiabilidade dos geradores eacute dado pelo resultado da liquidaccedilatildeo do

serviccedilo de confiabilidade ao preccedilo da confiabilidade conforme descrito a seguir

119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (

119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119872eacute119889119894119886119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897 119899119900119904

119888119890119899aacute119903119894119900119904 119889119890 119889eacute119891119894119888119894119905)] times (

119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)

44 Resultados dos Serviccedilos de Geraccedilatildeo

Os resultados gerados pelas metodologias de valoraccedilatildeo dos serviccedilos de geraccedilatildeo descritos nas

seccedilotildees anteriores podem ser verificados no graacutefico a seguir


33

Figura 10 ndash Resultados dos serviccedilos de geraccedilatildeo

Na Figura 10 os valores correspondem ao delta em R$MWh associado agrave parcela dos serviccedilos

de geraccedilatildeo Os valores negativos indicam que os equipamentos estatildeo vendendo esses serviccedilos

e os positivos comprando Nota-se que a fonte a gaacutes natural ciclo aberto flexiacutevel que possuiacutea

LCOE (apresentado no capiacutetulo 3) ao menos 380 R$MWh maior que o das outras fontes eacute

tambeacutem aquela que mais vende serviccedilos de geraccedilatildeo Como resultado (parcial) a soma deste

delta ao LCOE reduz os custos desta fonte de 794 R$MWh para 277 R$MWh mais proacuteximo

que os das demais Da mesma forma as demais fontes a gaacutes natural simuladas as eoacutelicas a

biomassa e as fontes solares tambeacutem vendem serviccedilo de geraccedilatildeo reduzindo os seus LCOEs

Por outro lado as fontes hiacutedricas compram serviccedilo de geraccedilatildeo o que aumenta seus

respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz

Benefiacutecio modsaz

Benefiacutecio Robustez

Benefiacutecio Confiabilidade

Custo Confiabilidade


34

Figura 11 ndash LCOE17 + Serviccedilos de geraccedilatildeo18

17 Inclui encargos impostos e financiamento (BNB para NE e BNDES para outros) considerando subsiacutedios e incentivos custo do

capital de 9 aa (real) natildeo considera custos de infraestrutura natildeo considera os custos de emissotildees

18 Ajuste por incerteza considera peso de 020 para o CVaR

294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35

5 CUSTOS DE INFRAESTRUTURA

O terceiro grupo de atributos analisados nas proacuteximas seccedilotildees deste capiacutetulo diz respeito aos

custos de infraestrutura causados (ou evitados) pelo gerador Considera-se como

infraestrutura a necessidade de construccedilatildeo de novos equipamentos de geraccedilatildeo eou

transmissatildeo assim como a utilizaccedilatildeo do recurso operativo existente como reserva Classificou-

se como investimentos em infraestrutura os seguintes custos(i) Custos da reserva

probabiliacutestica (ii) Equiliacutebrio de frequecircncia (Ineacutercia Sinteacutetica) (iii) Custos de infraestrutura de

transporte estes uacuteltimos se subdividen em (iii a) custo de transporte e (iii b) Custos de suporte

de reativo e (iv) Custo das perdas

51 Reserva probabiliacutestica de geraccedilatildeo

O sistema eleacutetrico brasileiro tem como premissa a garantia de suprimento da demanda

respeitando os niacuteveis de continuidade do serviccedilo de geraccedilatildeo Entretanto alguns fatores tais

como (i) variaccedilatildeo da demanda (ii) escassez do recurso primaacuterio de geraccedilatildeo tal como pausa

temporaacuteria de vento eou baixa insolaccedilatildeo podem afetar a qualidade do suprimento Para que

dentro desses eventuais acontecimentos natildeo haja falta de suprimento agraves cargas do Sistema

Interligado Nacional (SIN) o sistema eleacutetrico brasileiro dispotildee do recurso chamado de reserva

girante Pode-se definir a reserva girante como o montante de MWs de equipamentos de

resposta raacutepida necessaacuterios para absorver as variaccedilotildees natildeo previsiacuteveis tanto da demanda

quanto da produccedilatildeo renovaacutevel natildeo convencional Como dito anteriormente os

requerimentos de reserva devem incluir erros de previsatildeo de demanda erros de previsatildeo de

geraccedilatildeo renovaacutevel e ateacute mesmo possiacuteveis indisponibilidades de equipamentos de geraccedilatildeo

eou transmissatildeo De forma imediata poder-se-ia pensar que o montante de requerimento

de reserva eacute a soma dos fatores listados acima poreacutem esta premissa levaria a um criteacuterio

muito conservador que oneraria o sistema ao considerar que todos os eventos natildeo previsiacuteveis

ocorressem de forma simultacircnea concomitantemente A definiccedilatildeo do requerimento de

reserva somente para a parcela de erros de previsatildeo de demanda natildeo eacute algo muito difiacutecil de

ser estimado Poreacutem a parcela de erros de previsatildeo de geraccedilatildeo renovaacutevel embute uma

complexidade maior na definiccedilatildeo da reserva girante assim como um caraacutecter probabiliacutestico

cujo conceito de reserva girante neste trabalho eacute renomeado de reserva probabiliacutestica


A metodologia proposta tem como objetivo determinar o custo em R$MWh alocado aos

geradores pela necessidade de aumento da reserva de geraccedilatildeo no sistema provocada por eles

Para isso deve-se executar os seguintes passos (i) caacutelculo do montante necessaacuterio de reserva

probabiliacutestica no sistema (ii) caacutelculo do custo dessa reserva probabiliacutestica e sua alocaccedilatildeo entre

os geradores renovaacuteveis excluindo-se a parcela do custo provocado pela variaccedilatildeo na

demanda

Estes passos seratildeo detalhados nas proacuteximas seccedilotildees


36

5111 Caacutelculo da reserva probabiliacutestica

Na metodologia desenvolvida pela PSR o caacutelculo do montante horaacuterio de reserva

probabiliacutestica necessaacuterio ao sistema possui cinco etapas

1 Criaccedilatildeo de cenaacuterios horaacuterios de geraccedilatildeo renovaacutevel e demanda utilizando o modelo

Time Series Lab citado no capiacutetulo Etapas principais do estudo e ferramentas analiacuteticas

(26)

2 Caacutelculo da previsatildeo da demanda liacutequida (demanda ndash renovaacutevel)

3 Caacutelculo do erro de previsatildeo em cada hora

4 Caacutelculo das flutuaccedilotildees do erro de previsatildeo em cada hora

5 Definiccedilatildeo da reserva probabiliacutestica como a meacutedia ajustada ao risco

Ou seja a partir dos cenaacuterios horaacuterios obteacutem-se a previsatildeo da demanda liacutequida e o erro de

previsatildeo a cada hora Calcula-se entatildeo a flutuaccedilatildeo desse erro (variaccedilatildeo do erro de uma hora

para a outra) e finalmente a necessidade de reserva probabiliacutestica de geraccedilatildeo total do

sistema para protegecirc-lo contra essas variaccedilotildees de erros de previsatildeo que podem ocorrer a cada

hora

5112 Alocaccedilatildeo dos custos de reserva entre os geradores renovaacuteveis

Para determinar os custos de reserva probabiliacutestica alocados aos geradores deve-se proceder

agraves seguintes etapas

1 Caacutelculo do custo da reserva probabiliacutestica de geraccedilatildeo (i) realizar simulaccedilatildeo do

sistema para a configuraccedilatildeo estaacutetica sem considerar reserva operativa gerando os

custos marginais e custos operativos (ii) realizar simulaccedilatildeo do sistema para a mesma

configuraccedilatildeo anterior acrescentando a restriccedilatildeo de reserva que eacute horaacuteria A

diferenccedila entre os custos operativos desta simulaccedilatildeo com reserva e da simulaccedilatildeo

anterior sem reserva eacute o custo da reserva probabiliacutestica de geraccedilatildeo Ou seja foi

calculado o impacto da restriccedilatildeo de reserva nos custos operativos do sistema Esta

abordagem considera que a expansatildeo oacutetima da geraccedilatildeo considerou os requisitos de

energia e de reserva girante Por tanto o atendimento agrave reserva operativa eacute realizado

pelos recursos existentes no plano de expansatildeo natildeo sendo necessaacuterio ampliar a

oferta do sistema

2 Alocaccedilatildeo do custo da reserva probabiliacutestica de geraccedilatildeo os custos foram alocados

entre os geradores em proporccedilatildeo agrave necessidade de aumento de reserva de geraccedilatildeo

que causaram no sistema Esta necessidade adicional de reserva provocada pelo

gerador foi determinada atraveacutes de um processo rotacional das fontes Por exemplo

para determinar o quanto de reserva seria necessaacuteria se uma eoacutelica saiacutesse do sistema

calcula-se a necessidade de reserva para o sistema considerando que a usina produz

exatamente o seu valor esperado de geraccedilatildeo ou seja sem incerteza na produccedilatildeo

horaacuteria e em seguida esse valor eacute alcanccedilado levando em conta a incerteza na

produccedilatildeo horaacuteria dessa usina O delta de reserva entre os dois casos simulados

representa a contribuiccedilatildeo da eoacutelica para o aumento de reserva Este procedimento

foi feito com todos as fontes em anaacutelise no estudo


37

512 Resultado

Como resultado desta metodologia foi obtido que o custo19 da reserva probabiliacutestica de

geraccedilatildeo para o sistema ajustado ao risco conforme metodologia descrita em 413 eacute igual a

73 bilhotildees de reais por ano Deste custo total 14 bilhatildeo por ano foi causado pela

variabilidade na geraccedilatildeo das usinas eoacutelica (12 bilhatildeoano) e solar (02 bilhatildeoano) sendo o

restante (59 bilhotildeesano) correspondente agrave variaccedilatildeo na demanda

Conforme mostrado na tabela a seguir a alocaccedilatildeo dos custos da reserva probabiliacutestica de

geraccedilatildeo entre as fontes resultou para a eoacutelica do NE em um aumento de 76 R$MWh no seu

custo de energia Verificou-se tambeacutem que a eoacutelica do Sul possui uma maior volatilidade

horaacuteria e por isso tem o maior aumento da necessidade de reserva que seria equivalente ao

custo alocado de 25 R$MWh Jaacute a solar no SE teria 77 R$MWh de custo de infraestrutura

devido agrave reserva de geraccedilatildeo Note que esses custos satildeo diretamente somados ao LCOE

juntamente com os atributos calculados no estudo Tabela 1 ndash Alocaccedilatildeo dos Custos da reserva probabiliacutestica de geraccedilatildeo

Fonte Custo da Reserva

[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77

52 Equiliacutebrio de frequecircncia (Ineacutercia)

De forma geral pode-se dizer que a contribuiccedilatildeo da ineacutercia de um gerador para o sistema se

daacute quando haacute um desequiliacutebrio repentino entre geraccedilatildeo e demanda Esse desequiliacutebrio pode

ser oriundo de uma contingecircncia20 no sistema de transmissatildeo eou geraccedilatildeo O desbalanccedilo

entre geraccedilatildeo e demanda resulta em uma variaccedilatildeo transitoacuteria da frequecircncia do sistema21 No

caso de um deacuteficit de geraccedilatildeo a frequecircncia diminui Se a queda de frequecircncia for muito

elevada podem ocorrer graves consequecircncias para o sistema como blecautes Quanto maior

a variaccedilatildeo da frequecircncia maior o risco de graves consequecircncias para a integridade do sistema

e ocorrecircncias de blecautes A forma temporal e simplificada de se analisar os recursos que

atuam sob a frequecircncia satildeo descritos a seguir Dado um desbalanccedilo de geraccedilatildeo e demanda a

ineacutercia dos geradores siacutencronos eacute o primeiro recurso que se opotildee agrave variaccedilatildeo da frequecircncia do

sistema Quanto maior a ineacutercia da aacuterea menor a taxa e a variaccedilatildeo da frequecircncia

imediatamente apoacutes o desbalanccedilo Em um segundo momento a atuaccedilatildeo da regulaccedilatildeo de

velocidade dos geradores evita uma queda maior e em seguida recupera parcialmente a

frequecircncia Todavia a recuperaccedilatildeo soacute eacute possiacutevel se houver margem (reserva) de geraccedilatildeo ou

seja capacidade de aumentar a geraccedilatildeo de algumas unidades diminuindo o desbalanccedilo Por

19 O custo esperado da reserva de geraccedilatildeo para o sistema foi de 43 bilhotildees de reaisano

20 Fato imprevisiacutevel ou fortuito que escapa ao controle eventualidade

21 A frequecircncia eleacutetrica eacute uma grandeza fiacutesica que indica quantos ciclos a corrente eleacutetrica completa em um segundo A Frequecircncia

Nominal do Sistema Eleacutetrico Brasileiro eacute de 60Hz


38

fim via controles automaacuteticos de geraccedilatildeo se reestabelece a frequecircncia nominal Essa accedilatildeo

tambeacutem depende de haver reserva de geraccedilatildeo

De forma concisa pode-se dizer que o efeito da ineacutercia dos geradores eacute reduzir a queda de

frequecircncia do sistema na presenccedila de contingecircncias que resultem em desbalanccedilos

significativos entre carga e geraccedilatildeo facilitando sobremodo o reequiliacutebrio entre geraccedilatildeo e

demanda via regulaccedilatildeo e consequentemente reduzindo as chances de o sistema eleacutetrico

sofrer reduccedilatildeo de frequecircncia a niacuteveis criacuteticos22

521 Metodologia para valoraccedilatildeo da Ineacutercia

De forma anaacuteloga ao cerne do estudo para consideraccedilatildeo do atributo Ineacutercia definiu-se uma

metodologia para a quantificaccedilatildeo e valoraccedilatildeo do atributo

Para a quantificaccedilatildeo do atributo foram realizadas simulaccedilotildees dinacircmicas de contingecircncias23

severas utilizando o software Organon ateacute que a frequecircncia miacutenima do sistema atingisse

585Hz (atuaccedilatildeo do ERAC) Dessa forma eacute entatildeo identificada na situaccedilatildeo-limite ilustrada na

Figura 12 qual foi a contribuiccedilatildeo de cada gerador para a ineacutercia do sistema e qual a ineacutercia

total necessaacuteria para o sistema Na sessatildeo 5211 eacute explicado de forma esquemaacutetica e formal

o processo de quantificaccedilatildeo e valoraccedilatildeo da contribuiccedilatildeo da ineacutercia de cada gerador

Figura 12 ndash Criteacuterio de frequecircncia miacutenima para o caacutelculo do requisito de ineacutercia do sistema

5211 Alocaccedilatildeo de custos e benefiacutecios do atributo ineacutercia

Considerando que a ineacutercia total do sistema 119867119905119900119905119886119897 eacute o somatoacuterio da ineacutercia de cada maacutequina

presente no parque gerador 119867119892119890119903119886119889119900119903119894 onde i eacute o gerador do sistema apoacutes determinada a

demanda total de ineacutercia do sistema (119867119904119894119904119905119890119898119886) foi calculada a ineacutercia requerida por gerador

proporcional a sua capacidade instalada

119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886

A diferenccedila entre a ineacutercia requerida pelo sistema e a ineacutercia do gerador eacute a oferta de ineacutercia

caracterizando um superaacutevitdeacuteficit desse atributo por gerador

119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894

22 A frequecircncia criacutetica do sistema eleacutetrico brasileiro eacute definida nos procedimentos de rede como 585 Hz

23 Considera-se contingecircncia a perda de um ou dois elos de corrente contiacutenua


39

Dado que a ineacutercia do sistema eacute superavitaacuteria apenas a ineacutercia requerida pelo sistema foi

valorada Desta forma a oferta de ineacutercia por gerador com superaacutevit de ineacutercia eacute dada por

119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0

Onde n eacute o total de geradores do sistema

A oferta de ineacutercia eacute valorada atraveacutes do custo de oportunidade da compra de um banco de

baterias com controle de ineacutercia sinteacutetica com energia de armazenamento igual agrave energia

cineacutetica de uma maacutequina com constante de ineacutercia igual agrave oferta de ineacutercia

119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde

119869 eacute o momento de ineacutercia da massa girante de um gerador siacutencrono

120596 eacute a velocidade angular do rotor

Portanto na metodologia proposta emula-se um mercado de liquidaccedilatildeo de ineacutercia do sistema

onde os geradores que estatildeo superavitaacuterios de ineacutercia vatildeo entatildeo vender seus excedentes para

os geradores que natildeo estatildeo atendendo agrave ineacutercia de que o sistema precisa Estes portanto

estariam comprando o serviccedilo de ineacutercia dos geradores superavitaacuterios Considerou-se que o

preccedilo para este mercado de ineacutercia seria equivalente ao custo de construccedilatildeo de uma bateria

definida na sessatildeo de resultados para o sistema

522 Resultados

As simulaccedilotildees para valoraccedilatildeo do atributo ineacutercia foram realizadas considerando-se os cenaacuterios

do PDE 2026 Norte Uacutemido carga pesada e Norte Uacutemido carga leve que levam em conta a

exportaccedilatildeo e importaccedilatildeo dos grandes troncos de transmissatildeo conforme Figura 13

Figura 13 ndash Cenaacuterios do PDE 2026 considerados nas simulaccedilotildees


40

Dentro das contingecircncias simuladas a contingecircncia que levou o sistema com a configuraccedilatildeo

de rede apresentada em 2026 pelo PDE a uma condiccedilatildeo limite de aceitaccedilatildeo da frequecircncia do

sistema antes que o ERAC atuasse foi a contingecircncia severa da perda dos elos de corrente

contiacutenua de Belo Monte e do Madeira simultaneamente A perda desses dois elos resulta em

um cenaacuterio criacutetico em que a frequecircncia cai ateacute o limite de 585 Hz Nesse cenaacuterio a demanda

total por ineacutercia de que o sistema precisaria eacute de 4500 segundos enquanto o total de ineacutercia

dos geradores eacute de 8995 segundos Aplicando-se entatildeo o mercado definido em 5112 e

valorando a contribuiccedilatildeo de ineacutercia dos geradores como o custo de oportunidade de

construccedilatildeo de um equipamento que fizesse esse serviccedilo no caso uma bateria referecircncia tem-

se na Tabela 2 o resultado em R$MWh da prestaccedilatildeo do serviccedilo de ineacutercia para cada fonte A

bateria considerada como referecircncia para o preccedilo do mercado de ineacutercia foi uma bateria

Tesla24 cujo preccedilo eacute R$ 32 milhotildees

Na Tabela 2 estatildeo as alocaccedilotildees de custos de ineacutercia resultantes entre os geradores Tabela 2 ndash Resultado da metodologia de valoraccedilatildeo da Ineacutercia

Fonte Atributo Ineacutercia

[R$MWh]

Hidreleacutetrica -06

Termeleacutetrica -04

Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08

Como pode ser visto as hidraacuteulicas estatildeo prestando serviccedilo por ineacutercia com benefiacutecio de 06

R$MWh juntamente com a termeleacutetrica e a Nuclear (valores negativos indicam venda do

excedente de ineacutercia) Por outro lado haacute geradores que natildeo estatildeo aportando tanta ineacutercia ao

sistema e portanto precisam comprar o serviccedilo de outros geradores superavitaacuterios como eacute

o caso das fontes solares eoacutelicas e PCH deficitaacuterias em 18 R$MWh 18 R$MWh e 11

R$MWh respectivamente

53 Infraestrutura de transporte

A transmissatildeo de energia eleacutetrica eacute o processo de transportar energia de um ponto para outro

ou seja basicamente levar energia que foi gerada por um gerador para um outro ponto onde

se encontra um consumidor A construccedilatildeo desse ldquocaminhordquo requer investimentos que

dependendo da distacircncia entre os pontos podem ser elevados

No Brasil os custos de investimento na rede de transmissatildeo satildeo pagos por todos os agentes

que a utilizam ou seja geradores e consumidores conectados na rede de transmissatildeo so

quais remuneram a construccedilatildeo e operaccedilatildeo da rede de transmissatildeo atraveacutes do Encargo do Uso

do Sistema de Transmissatildeo (EUST) que eacute o produto da Tarifa do Uso do Sistema de

24 Bateria Tesla Powerpack Lithium-Ion 25MW 54MWh duraccedilatildeo 22h preccedilo R$ 32 milhotildees


41

Transmissatildeo (TUST) pelo Montante do Uso do Sistema de Transmissatildeo (MUST) O caacutelculo

correto dessa tarifa eacute importante para nortear para o sistema o aumento nos custos de

transmissatildeo ocasionados por determinado gerador resultante da incorporaccedilatildeo da TUST no

seu preccedilo de energia permitindo assim alguma coordenaccedilatildeo entre os investimentos em

geraccedilatildeo e transmissatildeo

No entanto a metodologia vigente de caacutelculo da TUST fornece um sinal locacional fraco natildeo

alcanccedilando de forma eficiente o objetivo de coordenaccedilatildeo do investimento citado acima Aleacutem

disso um outro problema identificado eacute a ausecircncia de uma componente locacional para o

serviccedilo de suporte de reativo oferecido por determinados equipamentos Atualmente os

custos desse serviccedilo estatildeo dentro da Receita Anual Permitida (RAP) somados a outros custos

como os de investimento em linhas torres de transmissatildeo e subestaccedilotildees de modo que satildeo

todos rateados entre os geradores pela mesma metodologia de caacutelculo da TUST que ldquoolhardquo

o fluxo na rede natildeo levando em consideraccedilatildeo que algumas regiotildees do sistema mostram maior

necessidade locacional de suporte de reativo

A tarifa de transmissatildeo para os geradores neste trabalho eacute calculada atraveacutes de uma

metodologia de alocaccedilatildeo de custos mais eficiente denominada Metodologia Aumann-

Shapley que resulte em tarifas que tragam sinais locacionais adequados de acordo com a

localizaccedilatildeo do empreendimento na rede de transmissatildeo Destaca-se que este trabalho natildeo

tem como objetivo propor uma nova metodologia de caacutelculo para as tarifas de transmissatildeo e

sim apenas uma metodologia que capture melhor o uso do sistema pelos geradores Por fim

a valoraccedilatildeo do atributo custo de transmissatildeo seraacute adicionada aos outros atributos das fontes

calculados neste estudo

531 Visatildeo geral da metodologia

A Receita Anual Permitida (RAP) total das transmissoras inclui os custos com investimentos

(em subestaccedilotildees linhas e torres de transmissatildeo etc) transporte de energia e equipamentos

que prestam serviccedilo de suporte de reativo sendo 50 desse custo total alocado25 para os

geradores Atualmente a metodologia utilizada para ratear esses 50 da RAP entre os

geradores denominada metodologia Nodal de caacutelculo da Tarifa de Uso do Sistema de

Transmissatildeo (TUST) o faz sem considerar a natureza dos custos que compotildeem essa receita

como jaacute dito acima o que acaba gerando uma alocaccedilatildeo ineficiente dos custos do serviccedilo de

suporte de reativo aleacutem de fornecer um fraco sinal locacional para investimentos principal

objetivo da TUST

A Figura 14 ilustra quais as parcelas de custos de investimento e operaccedilatildeo estatildeo incluiacutedas na

composiccedilatildeo da RAP a qual eacute alocada para cada gerador atraveacutes da metodologia Nodal

vigente de caacutelculo da TUST

25 Os 50 remanescentes da receita paga agraves transmissoras satildeo alocados para os consumidores


42

Figura 14 ndash Rateio da RAP total paga agraves transmissoras

Neste estudo propotildee-se que as parcelas relativas ao custo de suporte e custo de transporte

sejam separadas para que a correta alocaccedilatildeo referente a esses serviccedilos seja aportada aos

geradores ou seja realiza-se a alocaccedilatildeo de cada um de forma independente de maneira que

atenda as particularidades de cada serviccedilo envolvido e promova uma sinalizaccedilatildeo eficiente

para o investimento em transmissatildeo A Figura 15 mostra esquematicamente essa divisatildeo

Figura 15 ndash Separaccedilatildeo das parcelas de custo total da RAP

532 Custos de transporte

5321 Metodologia

Na metodologia proposta neste trabalho no processo de separaccedilatildeo do custo de serviccedilo de

transporte daquele correspondente ao serviccedilo de suporte de reativo foi realizado um

trabalho minucioso de identificaccedilatildeo dos equipamentos que prestam suporte de reativo de

cada uma das subestaccedilotildees e de caacutelculo do investimento nesses equipamentos Apoacutes esta

separaccedilatildeo a metodologia26 segue com os seguintes passos

1 RAP dos custos de transporte entre os geradores e consumidores

Esta etapa da metodologia guarda relaccedilatildeo agrave regulaccedilatildeo vigente atual em que a RAP eacute

rateada na proporccedilatildeo 50 para o gerador e 50 para o consumidor

2 RAP dos custos de transporte entre os geradores

Eacute utilizada a metodologia Aumann-Shapley que eacute mais eficiente em prover os sinais

locacionais do uso da rede

3 Atributo relacionado ao custo de transporte

26 Natildeo estaacute sendo proposta mudanccedila no caacutelculo da TUST mas sim uma metodologia para sinalizar o verdadeiro custo de geraccedilatildeo

e transmissatildeo


43

O resultado de (2) eacute dividido pela expectativa de produccedilatildeo dos geradores obtendo-se um

iacutendice que pode ser diretamente somado ao custo nivelado da energia

Portanto nesta nova metodologia os 50 da RAP do custo de transporte alocados para os

geradores foram rateados entre eles atraveacutes da metodologia Aumann-Shapley que eacute uma

metodologia mais eficiente sob a oacutetica da sinalizaccedilatildeo locacional Seraacute visto nos resultados

apresentados na proacutexima seccedilatildeo que como o esperado os geradores que estatildeo mais distantes

do centro de carga contribuem mais para o pagamento dos custos de transmissatildeo do que

aqueles que estatildeo localizados proacuteximo ao centro da carga O atributo relacionado ao custo de

transporte em R$MWh de geraccedilatildeo seraacute entatildeo somado aos atributos de serviccedilo de geraccedilatildeo

e ao custo de CAPEX e OPEX Nestas simulaccedilotildees a base de dados utilizada foi a do PDE 2026

a mesma utilizada nas simulaccedilotildees dos demais atributos

Note que o principal diferencial dessa nova metodologia com relaccedilatildeo agrave Nodal eacute a melhoria

no sinal locacional proporcionada pela metodologia Aumann-Shapley e pelo tratamento

individualizado dado aos custos de serviccedilo de suporte de reativo na seccedilatildeo 533 Seraacute visto

que essa mesma metodologia com as devidas adequaccedilotildees eacute aplicada na alocaccedilatildeo desses

custos entre os geradores com oacutetimos resultados

5322 Metodologia Nodal x Metodologia Aumann-Shapley

Para compreender melhor a diferenccedila entre os resultados na metodologia Nodal vigente e a

metodologia aplicada no estudo Aumman-Shapley apresenta-se na Figura 16 a comparaccedilatildeo

dos resultados das tarifas locacionais por cada metodologia

Para possibilitar a comparaccedilatildeo com a metodologia atual de caacutelculo da TUST (a Nodal) os

resultados das tarifas calculadas atraveacutes da Metodologia Aumann-Shapley incluem o aleacutem do

custo de transporte os custos de suporte de reativo ou seja a RAP total do sistema projetada

para 2026 27 e as tarifas nesta comparaccedilatildeo satildeo expressadas em R$kW mecircs Ainda para

manter a comparaccedilatildeo entre os resultados obtidos entre as metodologias foi incorporado toda

a expansatildeo do parque gerador do sistema na base de dados Nodal

Verifica-se que no resultado da metodologia Nodal para o ano de 2026 toda a extensa aacuterea

azul possui uma TUST da ordem de 5 R$kW mecircs Na aacuterea restante predomina a coloraccedilatildeo

verde que indica tarifa em torno de 10 R$kW mecircs A pouca diferenciaccedilatildeo das tarifas ao longo

da malha de transmissatildeo mostra o quatildeo o sinal locacional obtido atraveacutes da metodologia

nodal eacute baixo

Os resultados da TUST obtidos atraveacutes do caacutelculo tarifaacuterio feito pela metodologia Aumann-

Shapley mostram uma sinalizaccedilatildeo mais adequada ao longo da malha de transmissatildeo Verifica-

se que proacuteximo ao centro de carga as TUSTs dos geradores ficam abaixo de 5 R$kW mecircs

chegando proacuteximas de 1 R$kW mecircs em alguns casos Geradores localizados no NE no N e

no extremo sul possuem uma alocaccedilatildeo de custo de transmissatildeo mais acentuada Esse

resultado eacute mais intuitivo onde o principal centro de carga se localiza no subsistema sudeste

27 RAP projetada para o ano 2026 eacute de aproximadamente 36 bilhotildees de reais de acordo com a REN 15882017


44

e grande parte da energia eacute consumida neste centro de carga Dessa forma os geradores

localizados mais longe do centro de carga utilizam mais a rede de transmissatildeo e suas tarifas

se mostram coerentemente mais elevadas Cabe ressaltar que atraveacutes da metodologia

Aumman-Shapley consegue-se capturar outros centros de demanda natildeo onerando geradores

que estatildeo proacuteximos a outras cargas

Figura 16 ndash Metodologia Nodal x Metodologia Aumann-Shapley

5323 Resultados para as fontes de expansatildeo

Analisando especificamente os equipamentos da expansatildeo do sistema (PDE 2026) satildeo

apresentados na Tabela 3 os resultados obtidos com a metodologia Aumann-Shapley de

alocaccedilatildeo de custos de transporte

Verifica-se que os geradores hidraacuteulicos do Sudeste do PDE 2026 teriam uma TUST de

aproximadamente 9 R$kW mecircs nessa nova metodologia Destaca-se que a referecircncia

regional dessas usinas eacute o subsistema sudeste poreacutem estas estatildeo alocadas em subestaccedilotildees

do centro-oeste e por isso a TUST elevada Jaacute a PCH teria TUST de 5 R$kW mecircs no Sul de 76

R$kW mecircs no NE e uma TUST mais barata no SE No caso da eoacutelica os valores estariam entre

6 e 7 R$kW mecircs No caso da Solar no SE a TUST seria de 54 R$kW mecircs Se estivesse no Sul

o valor seria menor devido a sua localizaccedilatildeo e no NE uma TUST de 6 R$kW mecircs No caso das

termeleacutetricas no SE o custo de transmissatildeo seria mais barato do que se estas estivessem no

NE


45


533 Suporte de reativo

O suporte de reativo eacute destinado ao controle de tensatildeo da rede de operaccedilatildeo por meio do

fornecimento ou da absorccedilatildeo de energia reativa para manutenccedilatildeo dos niacuteveis de tensatildeo da

rede de operaccedilatildeo dentro dos limites de variaccedilatildeo estabelecidos pelo Procedimentos de Rede

do ONS

Os equipamentos que contribuem para o suporte de reativo satildeo as unidades geradoras que

fornecem potecircncia ativa as que operam como compensadores siacutencronos e os equipamentos

das concessionaacuterias de transmissatildeo e de distribuiccedilatildeo para controle de tensatildeo entre eles os

bancos de Capacitores Reatores Compensadores Estaacuteticos e outros

5331 Metodologia

Como visto no iniacutecio do capiacutetulo 53 um problema identificado na metodologia atual de

caacutelculo da TUST eacute a ausecircncia de uma componente locacional para o serviccedilo de suporte de

reativo oferecido por determinados equipamentos Atualmente os custos desse serviccedilo

estatildeo dentro da Receita Anual Permitida (RAP) somados a outros custos como os de

investimento em linhas e torres de transmissatildeo de modo que satildeo todos rateados entre os

geradores pela mesma metodologia de caacutelculo da TUST que olha o fluxo na rede natildeo levando

em consideraccedilatildeo que o suporte de reativo estaacute relacionado a problemas de suporte local

Para resolver essa questatildeo foi proposta uma metodologia na qual os custos de serviccedilo de

reativo foram separados da RAP total do sistema e entatildeo rateados utilizando-se o meacutetodo

de Aumman-Shapley apresentado em 5321 Identificaram-se na rede de transmissatildeo todos

os equipamentos que prestam suporte de reativo de cada uma das subestaccedilotildees e estimou-

se um caacutelculo do investimento desses equipamentos de acordo com o Banco de Preccedilos ANEEL

Uma vez que o custo total de investimento em equipamentos de reativo foi levantado


46

119862119860119875119864119883119903119890119886119905119894119907119900 estimou-se uma 119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 para eles considerando a relaccedilatildeo 119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900

119862119860119875119864119883119903119890119886119905119894119907119900frasl = 2028 Essa estimativa de 119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900se torna necessaacuteria para

manter a coerecircncia com o procedimento adotado para o caacutelculo de TUST referente ao custo

de transporte A 119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 total desses equipamentos eacute de aproximadamente 10 da RAP

total do sistema no ano de 2026

Para realizaccedilatildeo da alocaccedilatildeo dos custos desses equipamentos atribuiu-se um ldquocusto de

reativordquo para os circuitos conectados a subestaccedilotildees com a presenccedila desses equipamentos O

rateio entatildeo eacute realizado de acordo com a foacutermula

119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20

A Figura 17 traz a 119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 alocada para cada circuito do sistema

Figura 17 ndash Custo de suporte de reativo por linha de transmissatildeo

Por fim o uacuteltimo passo eacute realizado fazendo-se o rateio do custo de suporte de reativo nas

linhas em funccedilatildeo do fluxo nelas

Como resposta tem-se o entatildeo a 119879119880119878119879119903119890119886119905119894119907119900 para cada gerador do sistema A Figura 18

mostra os resultados obtidos com a metodologia proposta de caacutelculo dos custos do serviccedilo de

suporte de reativo Verifica-se que geradores localizados no NE possuem 119879119880119878119879119903119890119886119905119894119907119900na faixa

de 2 R$kW mecircs exceto aqueles localizados no litoral que possuem custos muito mais baixos

(cerca de 1 R$kW mecircs ou menos) do que um gerador localizado mais no centro Os geradores

localizados no SE possuem 119879119880119878119879119903119890119886119905119894119907119900 proacuteximos de 1 R$kWmecircs

28 A relaccedilatildeo RAP CAPEX = 20 eacute uma aproximaccedilatildeo dos valores observados na definiccedilatildeo da RAP maacutexima nos leilotildees de

transmissatildeo


47

Figura 18 ndash TUST Reativo por gerador

534 Custo de perdas

5341 Motivaccedilatildeo

Durante o processo de transporte da energia do local onde esta foi gerada ateacute o ponto de

consumo ocorrem perdas na rede de transmissatildeo conhecidas como perdas da rede baacutesica A

filosofia de alocaccedilatildeo dos custos adicionais de geraccedilatildeo devido agraves perdas no sistema de

transmissatildeo utilizada no Brasil natildeo envolve a alocaccedilatildeo direta desses custos adicionais de

geraccedilatildeo a agentes mas sim a alocaccedilatildeo das proacuteprias perdas de energia aos agentes do SIN O

esquema atual de alocaccedilatildeo de perdas no sistema de transmissatildeo natildeo captura a dependecircncia

com a localizaccedilatildeo dos agentes A alocaccedilatildeo de perdas garante que a geraccedilatildeo contabilizada total

do sistema coincida com a carga contabilizada total O ponto virtual em que as perdas entre

produtores e consumidores se igualam eacute denominado Centro de Gravidade (onde satildeo

consideradas todas as vendas e compras de energia na CCEE) De acordo com a

regulamentaccedilatildeo vigente essas perdas satildeo absorvidas na proporccedilatildeo de 50 para os

consumidores e 50 para os geradores Como consequecircncia do criteacuterio simplificado para

alocaccedilatildeo dos custos entre os agentes natildeo existe um sinal locacional no caacutelculo das perdas

5342 Metodologia

A metodologia proposta29 pela PSR busca incorporar o sinal locacional tambeacutem no caacutelculo das

perdas atraveacutes de uma alocaccedilatildeo por meacutetodo de participaccedilotildees meacutedias em que se mapeia a

responsabilidade da injeccedilatildeo de potecircncia em um ponto do sistema nos fluxos que percorrem

as linhas de transmissatildeo A ideia dessa metodologia de forma simplificada eacute realizar o caacutelculo

da perda especiacutefica de cada gerador e entatildeo utilizaacute-la no caacutelculo do LCOE e de atributos

considerando-se a geraccedilatildeo efetivamente entregue para o consumidor (no centro de

gravidade) O caacutelculo dos demais atributos e do LCOE foi feito com base na expectativa de

geraccedilatildeo na barra do gerador

Desta maneira o custo de perdas em R$MWh eacute obtido por

29 O objetivo deste trabalho natildeo eacute propor uma mudanccedila na liquidaccedilatildeo do setor eleacutetrico mas somente explicitar os custos das

fontes da expansatildeo do sistema


48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)


A figura a seguir ilustra os resultados em percentual da perda total do sistema Como

esperado verifica-se que da mesma forma que nos custos de transporte os geradores

localizados mais proacuteximo ao centro de carga teratildeo custos menores com perdas do que aqueles

mais distantes Cabe ressaltar que a ldquoqualidaderdquo das caracteriacutesticas da rede de transmissatildeo

tambeacutem eacute importante e entende-se como ldquoqualidaderdquo os paracircmetros dos circuitos Como as

perdas nos circuitos estatildeo intimamente relacionadas ao paracircmetro resistecircncia do circuito

caso o gerador esteja conectado em um circuito que tenha alta resistecircncia este tambeacutem teraacute

um fator de responsabilidade alta sob as perdas


As perdas dos circuitos em que as biomassas estatildeo conectas no Sudeste eacute um exemplo em

que os paracircmetros dos circuitos afetam significativamente as perdas do sistema Essas usinas

estatildeo proacuteximas do centro de carga do Sudeste poreacutem conectadas a circuitos com valores

elevados de resistecircncia A mesma analogia pode ser feita para as usinas solares do sudeste

conectadas no interior de Minas Gerais

Por fim a Tabela 3 mostra a porcentagem das perdas totais do sistema alocada para cada

grupo de usinas da expansatildeo Esses fatores seratildeo considerados no LCOE para o caacutelculo do

custo de geraccedilatildeo final


49


531 Resultados dos custos de infraestrutura

No graacutefico da figura a seguir estatildeo os resultados de todos os custos de infraestrutura (custos

de transporte de reativo da reserva probabiliacutestica perdas e ineacutercia) O benefiacutecio da ineacutercia

entra reduzindo o valor total

Figura 20ndash custos de infraestrutura

Verifica-se na Figura 20 acima que a teacutermica a gaacutes ciclo aberto tem o custo total de

infraestrutura de 62 R$MWh o mais alto de todas as fontes A eoacutelica localizada no Nordeste

tem o custo de 38 R$MWh Se a eoacutelica estiver localizada no Sul o custo aumenta para 54

R$MWh O custo de infraestrutura total da biomassa no SE eacute de 14 R$MWh enquanto o da

usina solar no NE eacute de 49 R$MWh Se a solar estiver localizada no SE o custo total aumenta

para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte

Custo da Reserva Perdas Custo Reativo Custo da Ineacutercia Benefiacutecio da Ineacutercia


50

Os nuacutemeros mostrados acima satildeo somados diretamente no LCOE gerando os resultados

(parciais) do graacutefico da figura a seguir

Figura 21 ndash LCOE + serviccedilos de geraccedilatildeo + custos de infraestrutura

Observa-se na Figura 21 que a eoacutelica do NE que antes estava com 72 R$MWh passou para

110 R$MWh ao adicionar os custos de infraestrutura Jaacute a teacutermica a ciclo aberto sai de 277

R$MWh para 339 R$MWh um aumento de 19 A fonte GNL similar agravequela que ganhou o

leilatildeo possui 144 R$MWh de custo no total e a solar no NE passaria de um custo que era da

ordem de 108 para um custo da ordem de 157 R$MWh

313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

LCOE +Serviccedilos de Geraccedilatildeo

Custos Infraestrutura


51

6 SUBSIacuteDIOS E INCENTIVOS

Conforme discutido anteriormente o custo CAPEX e OPEX (LCOE) foi calculado no capiacutetulo 3

jaacute com encargos impostos e financiamento (BNB para usinas no NE e BNDES para outros

submercados) e considerando o efeito de subsiacutedios e incentivos Ou seja jaacute estavam incluiacutedos

o financiamento subsidiado isenccedilotildees de impostos e isenccedilotildees ou reduccedilotildees dos encargos

setoriais

Na proacutexima seccedilatildeo as componentes de incentivos consideradas na conta do LCOE mencionada

acima seratildeo explicitadas e utilizadas na metodologia para o caacutelculo do impacto dos custos

com subsiacutedios e isenccedilotildees Essas componentes satildeo aquelas utilizadas para o caacutelculo do custo

especiacutefico (LCOEe) da metodologia em questatildeo

61 Metodologia para caacutelculo do impacto dos subsiacutedios e isenccedilotildees no preccedilo

da energia

Na metodologia para caacutelculo do impacto dos subsiacutedios e isenccedilotildees no preccedilo da energia a

quantificaccedilatildeo desses subsiacutediosincentivos associada ao desenvolvimento de diferentes

tecnologias de geraccedilatildeo seraacute realizada atraveacutes da execuccedilatildeo das seguintes etapas detalhadas

nas proacuteximas seccedilotildees

bull Calcular um LCOEp padronizado considerando as mesmas premissas de impostos

encargos tributos e financiamento para todas as fontes Isso permitiraacute calcular o custo da

energia considerando que todas as fontes possuem as mesmas condiccedilotildees

bull Calcular o LCOEe considerando as especificidades de cada fonte (condiccedilotildees especiais

dadas no financiamento subsiacutedios e isenccedilotildees concedidos a essa fonte etc)

A diferenccedila entre o custo especiacutefico (LCOEe) e o custo padratildeo (LCOEp) representa o impacto

do subsiacutedio ou incentivo no preccedilo da energia

Figura 22 ndash Metodologia para caacutelculo do impacto dos subsiacutedios


52

62 Premissas

Apoacutes a etapa de identificaccedilatildeo dos incentivos dados agraves fontes de geraccedilatildeo de energia seratildeo

considerados somente aqueles aplicaacuteveis agraves fontes30 analisadas neste estudo Satildeo eles

bull Encargos do setor de energia eleacutetrica

o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos

o Modalidade de tributaccedilatildeo

o ICMS no investimento

bull Financiamento

o Taxa de Juros nominal

o Prazo de Amortizaccedilatildeo

o Carecircncia

621 Encargos do setor de energia eleacutetrica

Nas premissas consideradas para os encargos setoriais uma hidreleacutetrica seja ela uma PCH ou

um grande projeto hidreleacutetrico teria um pagamento pelo uso do bem puacuteblico Todos os

equipamentos pagariam PampD e teriam a mesma tarifa de transmissatildeo 9 R$kWmes

Tabela 5 ndash Caacutelculo do LCOEp padronizado

FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD

Projeto padratildeo 1 R$MWh 1 da Receita

Operacional Liacutequida 9 R$kW (Inst Mecircs)

Para o caacutelculo do LCOEe especiacutefico referente aos encargos foi considerado por exemplo que

a PCH eacute isenta de UBP e de PampD Aleacutem disso ela tem 50 de desconto na tarifa de transmissatildeo

A biomassa as olar e a eoacutelica natildeo possuem nenhum incentivo com relaccedilatildeo a UBP jaacute que natildeo

haacute sentido cobrar esse encargo delas Aleacutem disso satildeo isentas de PampD e possuem 50 de

desconto na tarifa de transmissatildeo

Tabela 6 ndash Caacutelculo do LCOEe especiacutefico

FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD

PCH Isenta Isenta 50 de desconto

Biomassa Eoacutelica Solar

- Isenta 50 de desconto

30 As fontes que fazem parte do cenaacuterio de referecircncia PDE 2026


53

622 Tributos

Para o caacutelculo do LCOEp padronizado com relaccedilatildeo aos tributos foi estabelecido que a

modalidade de tributaccedilatildeo padratildeo eacute o lucro real inclusive para as fontes eoacutelica e solar Aleacutem

disso para essas duas fontes foi considerado que eacute recolhido ICMS de todos os equipamentos

e suas partes sendo a aliacutequota meacutedia igual a 6 do CAPEX Esse nuacutemero foi obtido nas

diversas interaccedilotildees com os agentes do mercado dessas tecnologias


Tributos

Modalidade de tributaccedilatildeo ICMS no investimento

Projeto Padratildeo Eoacutelico Lucro Real 6

Projeto Padratildeo Solar Lucro Real 6

Para o caacutelculo do LCOEe especiacutefico as fontes solar e eoacutelica estatildeo na modalidade de tributaccedilatildeo

lucro presumido Aleacutem disso possuem isenccedilatildeo de ICMS no CAPEX Jaacute as fontes PCH e biomassa

estariam na modalidade de tributaccedilatildeo lucro presumido poreacutem sem incentivo de ICMS no

investimento As demais fontes natildeo possuem qualquer incentivo tributaacuterio


FONTE Tributos


PCH Biomassa Lucro Presumido -

Eoacutelica Solar Lucro Presumido Isento

623 Financiamento

No caso do financiamento padratildeo foram consideradas as condiccedilotildees praticadas no mercado

com taxa de juros nominal de 13 ao ano que eacute aproximadamente CDI + 45 prazo de

amortizaccedilatildeo de 15 anos e carecircncia de 6 meses Essas condiccedilotildees foram consideradas para todas

as fontes analisadas no estudo


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal Prazo Amortizaccedilatildeo Carecircncia

Projeto Padratildeo 13 aa 15 anos 6 meses

Para o financiamento especiacutefico foram consideradas as condiccedilotildees oferecidas pelo BNDES e

pelo BNB para cada fonte de forma que empreendimentos localizados no NE conseguiriam

financiamento do BNB e empreendimentos em outras regiotildees teriam financiamento do


54

BNDES Na Tabela 10 satildeo mostradas as condiccedilotildees oficiais coletadas dos sites desses bancos

de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)

Prazo Amortizaccedilatildeo (anos) BNDES FNE

Carecircncia BNDES FNE

UTE flexiacutevel e inflexiacutevel 1129 590 20 12 6 meses 4 anos

UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos

PCH Biomassa Eoacutelica 1129 545 24 20 6 meses 8 anos

Solar 1041 545 24 20 6 meses 8 anos

624 Subsiacutedios e incentivos natildeo considerados

Aleacutem dos incentivos considerados na seccedilatildeo 62 de descriccedilatildeo das premissas foram

identificados outros encargos e tributos aplicaacuteveis a projetos de geraccedilatildeo de energia mas que

natildeo foram considerados nas simulaccedilotildees

Incentivos nos encargos setoriais os encargos listados abaixo natildeo foram considerados

nas simulaccedilotildees uma vez que as fontes afetadas por eles natildeo figuram entre aquelas analisadas

neste trabalho

bull Compensaccedilatildeo Financeira pela Utilizaccedilatildeo de Recursos Hiacutedricos ndash CFURH

bull Reserva Global de Reversatildeo ndash RGR

bull Taxa de Fiscalizaccedilatildeo de Serviccedilos de Energia Eleacutetrica ndash TFSEE

bull Contribuiccedilatildeo Associativa do ONS

bull Contribuiccedilatildeo Associativa da CCEE

Incentivos nos Tributos nas simulaccedilotildees foram considerados somente os incentivos dados

pelo lucro presumido e pelo convecircnio ICMS que em conversa com o mercado concluiu-se

que seriam os de maior impacto Em trabalhos futuros no entanto pode-se ampliar as

anaacutelises e considerar outros incentivos tributaacuterios

bull Incentivos fiscais nas aacutereas da SUDAM e da SUDENE (todas as fontes de geraccedilatildeo)

natildeo foram incluiacutedos nas simulaccedilotildees pois do contraacuterio isso implicaria natildeo simular o

regime fiscal Lucro Presumido Como o incentivo dado por este uacuteltimo eacute mais atrativo

para o gerador assumimos que esta seria a opccedilatildeo escolhida por ele

o Reduccedilatildeo de 75 do IRPJ para novos empreendimentos

bull PADIS ndash Programa de Apoio ao Desenvolvimento Tecnoloacutegico da Induacutestria de

Semicondutores (diversos insumos da cadeia de produccedilatildeo e comercializaccedilatildeo dos

paineacuteis solares fotovoltaicos) em consulta ao mercado foi constatado que o

programa ainda natildeo opera bem

o Aliacutequota zero da contribuiccedilatildeo para o PISPASEP e da COFINS e do IPI nas

vendas ou nas aquisiccedilotildees internas


55

o Aliacutequota zero de Imposto de Importaccedilatildeo (II) PIS-Importaccedilatildeo COFINS-

Importaccedilatildeo e IPI nas importaccedilotildees

o Aliacutequota zero de IRPJ e adicional incidentes sobre o lucro da exploraccedilatildeo

bull Incentivos ICMS nos estados Como a avaliaccedilatildeo do estudo eacute realizada por regiatildeo

esses incentivos ficaram de fora das simulaccedilotildees

bull Aliacutequota 0 do IPI na cadeia produtiva e na venda de equipamentos das fontes

eoacutelica e solar (decreto 89502016) pode ser avaliada em trabalhos futuros

bull Aliacutequota 0 de PISCOFINS na cadeia produtiva (compras internas e importaccedilatildeo) da

fonte eoacutelica (decreto 108652004) pode ser avaliada em trabalhos futuros

bull Aliacutequota 0 de II na cadeia produtiva da fonte eoacutelica pode ser avaliada em trabalhos

futuros

bull Reduccedilatildeo de base de caacutelculo do ICMS da hidroeleacutetrica em conversa com o mercado

foi avaliada previamente como sendo de pouco impacto No entanto pode ser

analisada em trabalhos futuros

bull REPETRO ndash suspende a cobranccedila de tributos federais na importaccedilatildeo de

equipamentos para o setor de petroacuteleo e gaacutes principalmente as plataformas de

exploraccedilatildeo em conversa com o mercado foi avaliado previamente como sendo de

pouco impacto No entanto pode ser analisado em trabalhos futuros

63 Resultados

No graacutefico da Figura 23 abaixo satildeo apresentados os resultados obtidos com a metodologia de

caacutelculo dos custos com os subsiacutedios e incentivos das fontes de geraccedilatildeo eleacutetrica

Verifica-se que os maiores impactos nas fontes satildeo causados pelos incentivos dados no

financiamento no regime tributaacuterio e na TUST

No caso da eoacutelica a adesatildeo ao regime tributaacuterio lucro presumido gera muito subsiacutedio devido

agraves aliacutequotas mais baixas de PIS e COFINS e agrave reduccedilatildeo da base de caacutelculo do imposto de renda

IRPJ e da CSLL Aleacutem disso estas fontes possuem o benefiacutecio da isenccedilatildeo de ICMS em

equipamentos de geraccedilatildeo eoacutelica e do desconto na TUST aleacutem das condiccedilotildees especiais

oferecidas nos financiamentos Esses satildeo os principais subsiacutedios recebidos por esta fonte

Considerando as eoacutelicas localizadas no Nordeste o total de subsiacutedio recebido eacute de 84

R$MWh As eoacutelicas do Sul possuem subsiacutedio menor (de 65 R$MWh) uma vez que o banco

de fomento eacute o BNDES e natildeo o BNB

A anaacutelise da solar eacute semelhante agrave da eoacutelica uma vez que possuem os mesmos tipos de

incentivos No total essa fonte recebe subsiacutedio de 135 R$MWh no Nordeste e 102 R$MWh

no Sudeste No caso da biomassa que em comparaccedilatildeo com a solar e a eoacutelica natildeo possui o

incentivo no ICMS ela dispotildee de subsiacutedios de 42 R$MWh Da mesma forma que a Biomassa

a PCH natildeo tem a isenccedilatildeo do ICMS A fonte possui no entanto a isenccedilatildeo do UBP que natildeo eacute

tatildeo significativa quanto os demais incentivos No total essa fonte tem subsiacutedio de 72

R$MWh

No caso das termeleacutetricas o subsiacutedio considerado foi o do financiamento (BNDESBNB) Os

subsiacutedios recebidos por estas fontes localizadas no Sudeste satildeo de 13 R$MWh (Gaacutes Ciclo


56

Combinado) 45 R$MWh (Gaacutes Ciclo Aberto) e 6 R$MWh (GNL Ciclo Combinado) A teacutermica

a Gaacutes Ciclo Combinado sazonal possui subsiacutedio de 16 R$MWh Note que as condiccedilotildees de

financiamento para teacutermicas natildeo satildeo tatildeo atrativas quanto para as fontes renovaacuteveis que

possuem incentivos como maior prazo de financiamento menor spread do banco (BNDES)

maior carecircncia (BNB)

Figura 23 ndash Custo com subsiacutedios e incentivos

No graacutefico da Figura 24 a seguir apresenta-se para todas as fontes do PDE 2026 o custo final

da energia considerando todos os atributos analisados neste estudo de acordo com a

metodologia proposta pela PSR Por exemplo a teacutermica a gaacutes natural ciclo combinado flexiacutevel

possui o custo de 198 R$MWh a GNL ciclo combinado sazonal 149 R$MWh e a eoacutelica no

NE possui o custo final de 195 R$MWh


57


incentivos

A Figura 25 a seguir mostra o impacto que o atributo subsiacutedios causa no custo final das

fontes o maior entre todos os atributos analisados neste estudo Observa-se por exemplo a

fonte solar fotovoltaica no NE que retirando-se os subsiacutedios teve seus custos de energia

aumentados de 157 R$MWh para 292 R$MWh representando a fonte mais favorecida pelos

incentivos e benefiacutecios recebidos A eoacutelica no NE a terceira mais favorecida teve seus custos

aumentados de 110 R$MWh para 195 R$MWh A PCH a quarta fonte mais favorecida pelos

incentivos recebidos teve seus custos aumentados de 213 R$MWh para 285 R$MWh

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

LCOE + Serviccedilos de Geraccedilatildeo Custos Infraestrutura Subsiacutedios Isenccedilotildees


58

Figura 25 ndash Impacto dos subsiacutedios e incentivos

312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Sem subsiacutedios e incentivos

Com subsiacutedios e incentivos


59

7 CUSTOS AMBIENTAIS

Este capiacutetulo apresenta as anaacutelises sobre a valoraccedilatildeo dos custos ambientais Conforme

discutido anteriormente este trabalho abordaraacute os custos relacionados aos Gases de Efeito

Estufa (GEE)

71 Precificaccedilatildeo de carbono

A mudanccedila climaacutetica eacute um dos grandes desafios deste seacuteculo Diversas evidecircncias cientiacuteficas

apontam para o aumento da temperatura mundial nos uacuteltimos anos ter sido causado pelo

maior uso de combustiacuteveis foacutesseis pelo homem Por exemplo quatorze dos quinze anos mais

quentes do histoacuterico ocorreram neste seacuteculo31

Nesse contexto discussotildees sobre precificaccedilatildeo das emissotildees de carbono tecircm ganhado forccedila

em paiacuteses que buscam poliacuteticas para a reduccedilatildeo de emissotildees e para a promoccedilatildeo de fontes

renovaacuteveis Nessas discussotildees verifica-se que natildeo haacute um consenso sobre a forma de precificar

as emissotildees Existem abordagens que buscam quantificar os custos diretos causados pelo

aumento das emissotildees (eg impacto na produccedilatildeo de alimentos aumento do niacutevel dos

oceanos etc) e alocaacute-los agraves fontes que emitem gases de efeitos estufa Essa abordagem

permite dar um sinal econocircmico para que os agentes decidam como vatildeo reduzir suas emissotildees

e incentivem iniciativas menos poluentes Existem principalmente duas alternativas para a

precificaccedilatildeo do carbono

bull Emission Trading System (ETS) mecanismo que consiste em definir a priori um limite

para as emissotildees de cada segmento ou setor da economia e permitir que os agentes

negociem suas cotas de emissatildeo Ao criar oferta e demanda por essas cotas cria-se

um mercado que definiraacute o preccedilo das cotas de carbono Esta abordagem tambeacutem

conhecida como cap-and-trade eacute similar agrave negociaccedilatildeo de cotas de racionamento de

energia eleacutetrica implementada no Brasil no racionamento de 2001

bull Carbon Tax mecanismo onde o preccedilo do carbono eacute definido diretamente poruma

taxa pela emissatildeo A diferenccedila para o ETS eacute que o preccedilo eacute um dado de entrada para o

processo e o niacutevel de reduccedilatildeo de emissotildees eacute uma consequecircncia

O estudo ldquoState and Trends of Carbon Pricing 2018rdquo desenvolvido pelo Banco Mundial em

maio de 2018 analisou 51 iniciativas de precificaccedilatildeo de carbono ao redor do mundo

implementadas ou em desenvolvimento ateacute 2020 que envolvem Carbon Tax e ETS O preccedilo

do carbono dessas iniciativas varia entre 1 e 139 US$tCO2e sendo que 46 das cotas de

emissotildees possuem preccedilos abaixo de 10 US$tCO2e

31 Attribution of Extreme Weather Events in the Context of Climate Change National Academies Press 2016

httpswwwnapeduread21852chapter1 Kunkel K et al Monitoring and Understanding Trends in Extreme Storms State

of the Knowledge Bulletin of the American Meteorological Society 2012


60

72 Metodologia

Ao longo da vida uacutetil de uma fonte de geraccedilatildeo de eletricidade as emissotildees de gases de efeito

estufa podem ocorrer por trecircs razotildees

bull Emissotildees agrave montante causadas pelos insumos necessaacuterios para produccedilatildeo e

transporte dos combustiacuteveis utilizados para a geraccedilatildeo de energia eleacutetrica (eg

combustiacutevel utilizado no transporte da biomassa de bagaccedilo de cana de accediluacutecar)

bull Emissotildees agrave jusante causadas pelo processo de queima de combustiacutevel para a

produccedilatildeo de energia eleacutetrica e transmissatildeo ateacute o consumidor final

bull Emissotildees causadas por infraestrutura referentes ao processo de construccedilatildeo dos

equipamentos necessaacuterios para a produccedilatildeo de energia eleacutetrica (eg emissotildees para a

construccedilatildeo dos paineacuteis fotovoltaicos)

As emissotildees agrave montante e agrave jusante satildeo funccedilotildees diretas da produccedilatildeo de energia eleacutetrica da

fonte podendo ser calculadas diretamente em termos de tCO2e (tonelada de dioacutexido de

carbono equivalente) para cada MWh gerado Jaacute as emissotildees causadas por infraestrutura

correspondem a um montante que foi acumulado ao longo do processo de construccedilatildeo dos

equipamentos e da proacutepria usina podendo ser calculado de acordo com a cadeia produtiva

necessaacuteria a essa construccedilatildeo Para calcular o montante de emissotildees causadas por

infraestrutura para cada MWh gerado eacute necessaacuterio estimar a geraccedilatildeo da usina ao longo de

sua vida uacutetil Somando-se essas trecircs parcelas eacute possiacutevel calcular as emissotildees de tCO2e para

cada MWh gerado iacutendice chamado de fator de emissatildeo Dessa maneira o custo das emissotildees

(R$) eacute obtido multiplicando-se a geraccedilatildeo da usina (MWh) pelo fator de emissatildeo (tCO2eMWh)

e pelo preccedilo do carbono (R$tCO2e) Ao dividir esse custo pela geraccedilatildeo da usina obtemos um

iacutendice em R$MWh que pode ser diretamente somado ao LCOE

73 Premissas

Os fatores de emissatildeo utilizados neste estudo se baseiam no artigo ldquoOverlooked impacts of

electricity expansion optimisation modelling The life cycle side of the storyrdquo32 de janeiro de

2016 que apresenta metodologia e estudo de caso para o Setor Eleacutetrico Brasileiro A tabela a

seguir expotildee os fatores de emissatildeo para as tecnologias da expansatildeo do sistema

Tabela 11 - Fatores de emissatildeo

R$MWh (avesso)

Fator de emissatildeo (tCO2eMWh)

Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026

32 Portugal-Pereira J et al Overlooked impacts of electricity expansion optimisation modelling The life cycle

side of the story Energy (2016) Disponiacutevel em httpdxdoiorg101016jenergy201603062


61

SOL 0027

Para o preccedilo do carbono foram considerados dois cenaacuterios embasados no estudo do Banco

Mundial sobre estado atual e tendecircncia sobre a precificaccedilatildeo de carbono Esse estudo aponta

que os preccedilos das iniciativas de precificaccedilatildeo de carbono variam entre 1 e 139 US$tCO2e

sendo que 46 das iniciativas possuem preccedilos abaixo de 10 US$tCO2e A figura abaixo mostra

os preccedilos observados em 51 iniciativas ao redor do mundo

Figura 26 ndash Dispersatildeo dos preccedilos do carbono em diferentes alternativas (Fonte Banco Mundial 2018)


62

Com base nesses dados utilizou-se neste estudo um cenaacuterio com preccedilo de carbono a

10 US$tCO2e e um cenaacuterio com preccedilo de carbono de 55 US$tCO2e que equivale ao preccedilo

marginal de 95 das emissotildees cobertas pelas iniciativas analisadas pelo Banco Mundial A

anaacutelise considera taxa de cacircmbio de 36 R$US$

74 Resultados

A tabela a seguir apresenta o custo das emissotildees para as tecnologias analisadas

Tabela 12 - Custo de emissotildees


Custo de emissatildeo (R$MWh)

Preccedilo = 10 USDtCO2e



Gaacutes CC_Inflex NE 0499 18 99

Gaacutes CC_Flex SE 0499 18 99

Gaacutes CA_flex SE 0784 28 155

GNL CC_Inflex SE 0499 18 99

UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5

A figura a seguir apresenta o resultado final dos custos das fontes considerando o preccedilo do

carbono de 10 US$tCO2e

Figura 27 ndash Custo das fontes (preccedilo do carbono = 10 US$tCO2e)



346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

hLCOE + Serviccedilos de Geraccedilatildeo Custos Infraestrutura Subsiacutedios Isenccedilotildees Custo de emissatildeo (55 USDtCO2e)


64

8 ANAacuteLISES DE SENSIBILIDADE

O objetivo deste capiacutetulo eacute apresentar o impacto de sensibilidades no cenaacuterio de oferta e

demanda na quantificaccedilatildeo de alguns dos atributos analisados neste estudo Foram

selecionados os atributos de maior impacto no custo da energia eleacutetrica e que satildeo mais

influenciados pela configuraccedilatildeo do sistema33 Satildeo eles

bull Serviccedilo de geraccedilatildeo modulaccedilatildeo e sazonalidade

bull Custos de infraestrutura reserva probabiliacutestica

Apresenta-se a seguir a descriccedilatildeo dos cenaacuterios de expansatildeo utilizados e na sequecircncia os

resultados

81 Cenaacuterios de sensibilidade

Conforme discutido anteriormente as anaacutelises apresentadas neste trabalho foram baseadas

no cenaacuterio de referecircncia do PDE 2026 Para as anaacutelises de sensibilidade foram considerados

trecircs cenaacuterios de expansatildeo com variaccedilatildeo da composiccedilatildeo do parque gerador conforme

resumido a seguir

Figura 29 ndash Casos de sensibilidade analisados no projeto

O primeiro caso de sensibilidade consiste no cenaacuterio do PDE com reduccedilatildeo no custo de

investimento da energia solar o que resulta em um aumento de cerca de 4 GW na capacidade

instalada desta fonte em 2026 Esse aumento de capacidade eacute compensado com reduccedilatildeo na

expansatildeo da capacidade instalada da fonte eoacutelica Assim como no cenaacuterio base as simulaccedilotildees

para este cenaacuterio foram realizadas para o ano 2026

O segundo caso de sensibilidade foi construiacutedo a partir do caso base do PDE 2026 atraveacutes de

uma projeccedilatildeo de demanda para o ano de 203534 Nesse cenaacuterio a expansatildeo eacute baseada

principalmente em solar eoacutelica gaacutes natural e alguns projetos hidreleacutetricos

33 O serviccedilo de confiabilidade tambeacutem possui grande impacto no custo da energia eleacutetrica e eacute influenciado pela configuraccedilatildeo do

sistema No entanto a metodologia utilizada neste trabalho exige a identificaccedilatildeo dos custos de operaccedilatildeo e expansatildeo relacionados

ao atendimento da ponta o que foi possiacutevel realizar no Caso Base 2026 devido agrave existecircncia de um plano de expansatildeo para

atendimento somente agrave energia e outro para o atendimento agrave energia e agrave demanda de ponta do sistema

34 A projeccedilatildeo de demanda considera um crescimento do PIB de 29 ao ano no periacuteodo 2027-2030 e 30 ao ano no periacuteodo

2031-2035 Considerando as projeccedilotildees de aumento da eficiecircncia energeacutetica e da evoluccedilatildeo da elasticidade consumoPIB o

crescimento da demanda para o periacuteodo 2027-2030 eacute de 31 aa e para o periacuteodo 2031-2035 eacute de 28 aa

Base

Maior

inserccedilatildeo de

renovaacuteveis

2026 2035

Oferta do uacuteltimo ano do

cenaacuterio de referecircncia do

PDE 2026


cenaacuterio de sensibilidade

do PDE 2026

Oferta projetada pela

PSR para 2035


PSR para 2035 com

maior inserccedilatildeo de

renovaacuteveis


65

Por fim o terceiro caso de sensibilidade utiliza a mesma demanda projetada para o ano de

2035 poreacutem considerando uma expansatildeo do parque gerador com maior concentraccedilatildeo de

eoacutelica e solar Como consequecircncia haacute uma menor participaccedilatildeo de gaacutes natural nesta matriz

eleacutetrica

A Figura 30 compara as matrizes eleacutetricas35 dos trecircs casos de sensibilidade em relaccedilatildeo ao caso

base Observa-se que no cenaacuterio de maior inserccedilatildeo de renovaacutevel de 2026 haacute um aumento de

2 pp na participaccedilatildeo da energia solar na capacidade instalada total do sistema que eacute

compensado pela reduccedilatildeo de 1 pp na participaccedilatildeo das eoacutelicas A matriz projetada para 2035

eacute marcada pela reduccedilatildeo da participaccedilatildeo hiacutedrica de 58 para 51 sendo substituiacuteda

principalmente por solar (aumento de 5 para 15) e gaacutes natural (aumento de 9 para 10)

No cenaacuterio com maior penetraccedilatildeo de renovaacuteveis em 2035 haacute uma reduccedilatildeo da participaccedilatildeo de

gaacutes natural e hidreleacutetrica com a solar e a eoacutelica atingindo 14 e 24 da capacidade instalada

do sistema respectivamente

Figura 30 ndash Matriz eleacutetrica dos casos de sensibilidade

O caso de sensibilidade de 2026 foi simulado estaticamente considerando o mesmo criteacuterio

de ajuste do Caso Base ou seja valor esperado do custo marginal de operaccedilatildeo igual ao custo

marginal de expansatildeo O objetivo eacute avaliar o impacto apenas da alteraccedilatildeo dos perfis horaacuterio

de geraccedilatildeo causados pela mudanccedila na matriz eleacutetrica sem alterar a meacutedia dos custos

marginais anuais

35 A capacidade instalada total no sistema eacute (i) Caso Base 2026 de 211 GW (ii) Caso Sensibilidade 2026 de 214 GW (iii) Caso Base

2035 de 255 GW e (iv) Caso sensibilidade 2035 de 293 GW


66

Para os casos de sensibilidade de 2035 as simulaccedilotildees foram realizadas levando-se em conta

os custos marginais de operaccedilatildeo resultantes da expansatildeo do sistema O objetivo desta anaacutelise

eacute considerar o impacto do niacutevel dos custos marginais de operaccedilatildeo nos atributos aleacutem do

impacto da matriz eleacutetrica no perfil horaacuterio de custos marginais

A Figura 31 compara os custos marginais meacutedios mensais do Sudeste dos casos de

sensibilidade com o Caso Base

Na comparaccedilatildeo entre os Casos Base 2026 Sensibilidade de 2026e Base 2025 observa-se que

a inserccedilatildeo de usinas renovaacuteveis natildeo convencionais natildeo foi suficiente para modificar o perfil

sazonal do CMO (valores mais baixos no periacuteodo uacutemido e mais elevados no periacuteodo seco) A

afirmaccedilatildeo jaacute natildeo pode ser efetuada para o caso Sensibilidade 2035 em que haacute uma inversatildeo

na sazonalidade dos CMOs com valores mais elevados no periacuteodo uacutemido e mais baixos no

periacuteodo seco Isso ocorre principalmente por conta da contribuiccedilatildeo energeacutetica que as eoacutelicas

aportam no sistema no periacuteodo seco historicamente periacuteodo de maior geraccedilatildeo da fonte A

diminuiccedilatildeo significativa dos CMOs nesse caso tambeacutem eacute notoacuteria devido ao menor

acionamento das termeleacutetricas tipicamente acionadas neste mesmo periacuteodo O atendimento

majoritaacuterio da demanda por uma fonte que possui custo variaacutevel unitaacuterio nulo implica em uma

queda brusca do CMO Esse comportamento eacute mais evidenciado no Caso Sensibilidade de

2035 poreacutem pode ser observado tambeacutem no caso Base 2035 que possui uma inserccedilatildeo maior

de renovaacutevel quando comparado com a matriz energeacutetica de 2026

Figura 31 ndash Custos marginais de operaccedilatildeo mensais ndash casos de sensibilidade

A Figura 32 compara os custos marginais horaacuterios do Sudeste dos casos de sensibilidade com

o Caso Base Observa-se que no caso com maior penetraccedilatildeo de renovaacuteveis em 2035 haacute uma

maior variabilidade dos custos marginais horaacuterios A simulaccedilatildeo mostra tambeacutem a ocorrecircncia


67

de custos marginais proacuteximos de zero durante algumas horas do dia do periacuteodo seco devido

agrave junccedilatildeo de muita produccedilatildeo eoacutelica e elevada geraccedilatildeo solar

Figura 32 ndash Custos marginais de operaccedilatildeo horaacuterios ndash casos de sensibilidade

82 Resultados

A anaacutelise do impacto da alteraccedilatildeo no cenaacuterio de expansatildeo no valor dos atributos foi realizada

para o mesmo conjunto de geradores analisados no Caso Base

821 Serviccedilo de geraccedilatildeo modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo

A tabela a seguir apresenta a comparaccedilatildeo do valor do atributo de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo

para os quatro casos simulados

Tabela 13 ndash Sensibilidade no valor da modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo

2026 Base 2026 Sensibilidade 2035 Base 2035 Sensibilidade

Gaacutes CC NE Sazonal -81 -77 -41 -51

Gaacutes CC SE Flexiacutevel -235 -225 -99 -24

Gaacutes CA SE Flexiacutevel -461 -642 -339 -93

GNL CC SE Sazonal -89 -89 -66 -29

UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68

No ano de 2026 o caso com maior penetraccedilatildeo de solar no sistema apresenta relativamente

pouca diferenccedila em relaccedilatildeo ao Caso Base O maior impacto eacute observado no aumento do

benefiacutecio da termeleacutetrica ciclo aberto e de um maior custo de sazonalizaccedilatildeo da PCH causado

pelos maiores custos marginais observados durante o periacuteodo seco

Jaacute no ano 2035 haacute uma grande variaccedilatildeo no valor dos atributos No Caso Base devido agrave reduccedilatildeo

do perfil sazonal dos custos marginais observa-se um menor benefiacutecio das termeleacutetricas para

o sistema Observa-se tambeacutem um menor benefiacutecio das fontes renovaacuteveis sazonais como o

caso da eoacutelica e da fonte solar Essas fontes tambeacutem sofrem com um aumento do custo de

modulaccedilatildeo devido agrave maior variabilidade nos custos marginais horaacuterios Vale ressaltar

tambeacutem que haacute uma reduccedilatildeo no custo da sazonalizaccedilatildeo das hidreleacutetricas e um aumento do

benefiacutecio com a modulaccedilatildeo levando a uma reduccedilatildeo de 32 para 11 R$MWh do custo destes

serviccedilos de geraccedilatildeo

Por fim no caso com maior penetraccedilatildeo de renovaacuteveis em 2035 a alteraccedilatildeo no padratildeo sazonal

dos custos marginais e uma maior variabilidade nos custos horaacuterios levam as fontes solar

eoacutelica e biomassa a terem um custo para este serviccedilo de geraccedilatildeo No caso da eoacutelica no

Nordeste o benefiacutecio de 16 R$MWh passa a ser um custo de 2 R$MWh

822 Custos de infraestrutura reserva probabiliacutestica dinacircmica

A tabela a seguir a presenta o impacto da alteraccedilatildeo da configuraccedilatildeo de oferta e demanda no

custo da reserva probabiliacutestica para o sistema Observa-se que o aumento da solar em 2026

natildeo teve impacto significativo no valor da reserva para o sistema chegando a haver reduccedilatildeo

no custo da reserva para as eoacutelicas

No ano de 2035 a maior penetraccedilatildeo de renovaacuteveis aumenta o custo da reserva para as eoacutelicas

e solares No cenaacuterio de maior penetraccedilatildeo de solar o custo para a eoacutelica no Nordeste chega

a 14 R$MWh e para a solar a 10 R$MWh

Tabela 14 ndash Sensibilidade no valor da reserva probabiliacutestica


Gaacutes CC NE Sazonal 0 0 0 0

Gaacutes CC SE Flexiacutevel 0 0 0 0

Gaacutes CA SE Flexiacutevel 0 0 0 0

GNL CC SE Sazonal 0 0 0 0

UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69

9 CONCLUSOtildeES DO ESTUDO


de forma exaustiva Eacute apresentando um arcabouccedilo no qual os atributos satildeo divididos

nos serviccedilos prestados pelos geradores nos custos de infraestrutura necessaacuterios para

a prestaccedilatildeo desses serviccedilos nos subsiacutedios e incentivos e na externalidade da emissatildeo

de GEE Existem externalidades soacutecios ambientais e outros atributos das usinas (eg




presumido Esse uacuteltimo incentivo faz com que os geradores desenvolvam seus

projetos atraveacutes de moacutedulos menores aumentando possivelmente os custos para o

sistema devido agrave reduccedilatildeo no ganho de escala

bull A produccedilatildeo concentrada no periacuteodo seco faz com que as Hidreleacutetricas e PCHs

imponham um custo para o sistema pelo serviccedilo de sazonalizaccedilatildeo Esse custo natildeo eacute


bull Existem importantes distorccedilotildees no sinal locacional da transmissatildeo mas que natildeo

alteram a competitividade relativa das fontes de expansatildeo Cabe ressaltar que uma

conclusatildeo mais definitiva sobre o sinal locacional requer a anaacutelise de grandes

hidreleacutetricas natildeo representadas neste estudo





e um aumento no custo da reserva probabiliacutestica



atributos


2

Sumaacuterio

Resumo executivo 8

1 Introduccedilatildeo 14

11 Os muacuteltiplos objetivos no suprimento de energia eleacutetrica 15

12 Limitaccedilotildees do processo atual de suprimento de energia 15

13 Objetivo do estudo 16

14 Organizaccedilatildeo deste caderno 17

2 Visatildeo Geral da metodologia 18

21 LCOE 18

22 Serviccedilos prestados pelo gerador aleacutem da produccedilatildeo de energia 19

23 Custos de infraestrutura causados (ou evitados) pelo gerador 19

24 Subsiacutedios e isenccedilotildees 20


26 Etapas principais do estudo e ferramentas analiacuteticas 20

27 Caso analisado no projeto 22

271 Importacircncia da representaccedilatildeo horaacuteria 23

272 Tecnologias analisadas (Cenaacuterio de referecircncia PDE 2026) 24

3 Custos de Investimento e Operaccedilatildeo - CAPEX e OPEX 25

4 Serviccedilos de Geraccedilatildeo 27

41 Serviccedilo de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo 27

411 Motivaccedilatildeo - Limitaccedilatildeo do LCOE 27

412 Metodologia para valoraccedilatildeo dos serviccedilos de modulaccedilatildeo e sazonalizaccedilatildeo 27

413 Ajuste por incerteza 28

42 Serviccedilo de robustez 29

421 Contribuiccedilatildeo das fontes para o serviccedilo de Robustez 30


43 Serviccedilo de Confiabilidade 31


44 Resultados dos Serviccedilos de Geraccedilatildeo 32


3




512 Resultado 37



522 Resultados 39









62 Premissas 52


622 Tributos 53



63 Resultados 55



72 Metodologia 60

73 Premissas 60

74 Resultados 62



82 Resultados 67


4





5

Figura




















48






incentivos 57



Mundial 2018) 61


6








7

Tabela




45


49












8

RESUMO EXECUTIVO

Motivaccedilatildeo



































Objetivo do estudo


9











Metodologia













10



o sistema















cada gerador

















11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


3




512 Resultado 37



522 Resultados 39









62 Premissas 52


622 Tributos 53



63 Resultados 55



72 Metodologia 60

73 Premissas 60

74 Resultados 62



82 Resultados 67


4





5

Figura




















48






incentivos 57



Mundial 2018) 61


6








7

Tabela




45


49












8

RESUMO EXECUTIVO

Motivaccedilatildeo



































Objetivo do estudo


9











Metodologia













10



o sistema















cada gerador

















11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


4





5

Figura




















48






incentivos 57



Mundial 2018) 61


6








7

Tabela




45


49












8

RESUMO EXECUTIVO

Motivaccedilatildeo



































Objetivo do estudo


9











Metodologia













10



o sistema















cada gerador

















11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


5

Figura




















48






incentivos 57



Mundial 2018) 61


6








7

Tabela




45


49












8

RESUMO EXECUTIVO

Motivaccedilatildeo



































Objetivo do estudo


9











Metodologia













10



o sistema















cada gerador

















11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


6








7

Tabela




45


49












8

RESUMO EXECUTIVO

Motivaccedilatildeo



































Objetivo do estudo


9











Metodologia













10



o sistema















cada gerador

















11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


7

Tabela




45


49












8

RESUMO EXECUTIVO

Motivaccedilatildeo



































Objetivo do estudo


9











Metodologia













10



o sistema















cada gerador

















11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


8

RESUMO EXECUTIVO

Motivaccedilatildeo



































Objetivo do estudo


9











Metodologia













10



o sistema















cada gerador

















11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


9











Metodologia













10



o sistema















cada gerador

















11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


10



o sistema















cada gerador

















11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


11
















Resultados



proposta pela PSR






analisados





HPPA


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


12














do sistema















346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos


13









Conclusotildees






























atributos


14










Arroz 3000

Amendoim 2500










vitamina C ge 90 mg

















15










dentre outros






























16


















atributos a seguir












termeleacutetricas






17











estudo





18





21 LCOE





usina





do sistema








19











o sistema




no sistema















cada gerador


gerador








20

















como





















21























prazo




HPPA




22







reserva girante





















23














24









GNL CC_Inflex 67 3315 35 170

UHE 58 8000 15 7

EOL NE 44 4000 85 0

EOLS 36 4000 85 0

PCHSE 54 7500 40 7

BIOSE 47 5500 85 0

SOLNE 23 3600 40 0

SOLSE 25 3600 40 0







25
















mercado










26










27
























demanda














28









valioso


















29




119877lowast = 120582(119864(119877)) + (1 minus 120582)119862119881119886119877120572(119877)





do cenaacuterio

















sistema


Brasil


30



















31




















de potecircncia


















32







119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903=

(119872119900119899119905119886119899119905119890


)

(119875119900119905ecirc119899119888119894119886

119868119899119904119905119886119897119886119889119886 119879119900119905119886119897119899119900 119878119894119904119905119890119898119886

)

times (119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119868119899119904119905119886119897119886119889119886

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903)














119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890119889119900 119866119890119903119886119889119900119903

= [(

119877119890119902119906119890119903119894119898119890119899119905119900119889119890 119875119900119905ecirc119899119888119894119886 119863119894119904119901119900119899iacute119907119890119897

119889119900 119892119890119903119886119889119900119903) minus (



119875119903119890ccedil119900 119889119886119862119900119899119891119894119886119887119894119897119894119889119886119889119890

)





33











respectivos LCOEs

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h Custo modsaz






34





294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h


35




































demanda



36






(26)









hora














oferta do sistema













37

512 Resultado














[R$MWh]

EOL NE 76

EOL SU 249

SOL SE 77






















38























119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894 = 119867119904119894119904119905119890119898119886 times

119875119892119890119903119886119889119900119903119894

119875119904119894119904119905119890119898119886



119867119900119891119890119903119905119886119894 = 119867119892119890119903119886119889119900119903

119894 minus 119867119903119890119902119906119890119903119894119889119886119894




39



119867119898119890119903119888119886119889119900119894 = 119867119900119891119890119903119905119886

119894 minus119867119900119891119890119903119905119886

119894

sum 119867119900119891119890119903119905119886119894119899

119894=1

(119867119905119900119905119886119897 minus 119867119904119894119904119905119890119898119886) 119901119886119903119886 119867119900119891119890119903119905119886 gt 0





119864119887119886119905119890119903119894119886 = 119864119888119894119899eacute119905119894119888119886 =1

2119869 1205962

Onde









522 Resultados






40















[R$MWh]



Eoacutelica 18

Solar 18

PCH 11

Nuclear -08


















41
































objetivo da TUST






42









5321 Metodologia














e transmissatildeo


43































nodal eacute baixo









44



















NE


45






do ONS





5331 Metodologia















46









119877119860119875119903119890119886119905119894119907119900 119886119897119900119888119886119889119900 119901119886119903119886 119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

[119877$

119872119882]

= [sum (119862119906119904119905119900 119904ℎ119906119899119905

times119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890 119889119900 119888119894119903119888119906119894119905119900

sum (119888119886119901119886119888119894119889119886119889119890

119888119894119903119888119906119894119905119900119904 119888119900119899119890119888119905119886119889119900119904)

) + sum (119888119906119904119905119900

119904ℎ119906119899119905 119889119890 119897119894119899ℎ119886)] times 20












transmissatildeo


47


534 Custo de perdas















5342 Metodologia













48

119862119906119904119905119900 119875119890119903119889119886119904 = (119871119862119874119864 + 119860119905119903119894119887119906119905119900119904) (1

(1 minus 119875119890119903119889119886119904())minus 1)




















49












para 55 R$MWh

19

14

62

7

3238

54

17 14

49

55



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h

Custo deTransporte



50









313

185

339

144

271

110

179

212

126

157

225



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




51






setoriais






da energia














52

62 Premissas




o UBP

o PampD

o TUSTTUSD

bull Tributos



bull Financiamento



o Carecircncia






FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD









FONTE Encargos

UBP PampD TUSTTUSD






53

622 Tributos







Tributos









FONTE Tributos




623 Financiamento






FONTE

Financiamento







54


de fomento


FONTE

Financiamento

Taxa Juros nominal

(aa) BNDES (1)

FNE(2)




UHE 1129 590 24 20 6 meses 8 anos









neste trabalho






















55











futuros








63 Resultados



















R$MWh




56













57


incentivos








328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



58


312

185

338

142

269

110

179

212

125

157

225

328

198

384

149

285

195

244

284

167

292

327



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h




59

7 CUSTOS AMBIENTAIS



Estufa (GEE)

































60

72 Metodologia























73 Premissas






R$MWh (avesso)


Gaacutes CC 0499

Gaacutes CA 0784

UHE 0013

EOL 0004

PCH 0013

BIO 0026




61

SOL 0027








62





74 Resultados












UHE 0013 0 3

EOL NE 0004 0 1

EOLS 0004 0 1

PCHSE 0013 0 3

BIOSE 0026 1 5

SOLNE 0027 1 5

SOLSE 0027 1 5






346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW

h



63


426

297

539

247288

195

245

287

172

297

332



Inv3315CVU 400


Inv2321CVU 579


UHE

Inv 8000

EOL NE

Inv 4000

EOL S

Inv 4000

PCH SE

Inv 7500

BIO SE

Inv 5500

SOL NE

Inv 3600

SOL SE

Inv 3600

R$

MW



64









resultados





resumido a seguir

















Base

Maior


renovaacuteveis

2026 2035



PDE 2026



do PDE 2026


PSR para 2035


PSR para 2035 com


renovaacuteveis


65




eleacutetrica















marginais anuais




66

























67




82 Resultados












UHE 33 32 11 11

EOL NE -22 -30 -16 1

EOL S -27 -32 -24 -5

PCH SE 16 26 11 -2

BIO SE -33 -41 -21 18

SOL NE -12 -15 -6 8

SOL SE -13 -17 -14 3


68































UHE 0 0 0 0

EOL NE 8 7 11 14

EOL S 27 22 32 35

PCH SE 0 0 0 0

BIO SE 0 0 0 0

SOL NE 8 7 6 10

SOL SE 8 7 6 10


69



























atributos

Documents

CUSTOS E BENEFÍCIOS DAS FONTES DE GERAÇÃO ELÉTRICA...Metodologia A metodologia proposta neste estudo tem como objetivo o cálculo do custo total da geração através da valoração