ANÁLISE DE RISCO EM NOVOS EMPREENDIMENTOS...
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UNIVERSIDADE DE BRASLIA
FACULDADE DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELTRICA
ANLISE DE RISCO EM NOVOS EMPREENDIMENTOS
CONSIDERANDO O NDICE DE CUSTO BENEFCIO
LUCAS GUIMARES LINS BRANDO
ORIENTADOR: IVAN MARQUES DE TOLEDO CAMARGO
DISSERTAO DE MESTRADO EM ENGENHARIA ELTRICA
PUBLICAO: PPGENE.DM - 404/09
BRASLIA/DF: DEZEMBRO 2009
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UNIVERSIDADE DE BRASLIA
FACULDADE DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELTRICA
ANLISE DE RISCO EM NOVOS EMPREENDIMENTOS
CONSIDERANDO O NDICE DE CUSTO BENEFCIO
LUCAS GUIMARES LINS BRANDO
DISSERTAO SUBMETIDA AO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA
ELTRICA DA FACULDADE DE TECNOLOGIA DA UNIVERSIDADE DE
BRASLIA COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSRIOS PARA
OBTENO DO GRAU DE MESTRE EM ENGENHARIA ELTRICA.
APROVADA POR:
___________________________________________________
Prof. Ivan Marques de Toledo Camargo, Docteur (ENE/UnB)
(Orientador)
___________________________________________________
Prof. Mauro Moura Severino, Doutor (ENE/UnB)
(Examinador Interno)
___________________________________________________
Prof. Edvaldo Alves de Santana, Doutor (ANEEL)
(Examinador Externo)
BRASLIA/DF: DEZEMBRO 2009
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FICHA CATALOGRFICA
BRANDO, Lucas Guimares Lins
Anlise de risco em novos empreendimentos considerando o ndice de Custo Benefcio [Distrito Federal]. 2009.
xv, 102p., 210 x 297 mm (ENE/FT/UnB, Mestre, Dissertao de Mestrado Universidade
de Braslia. Faculdade de Tecnologia.
Departamento de Engenharia Eltrica
1.ndice de Custo Benefcio 2. Leilo de Energia Nova
3.Gerao Termeltrica 4. Anlise de Investimento
I. ENE/FT/UnB II. Ttulo (srie)
REFERNCIA BIBLIOGRFICA
BRANDO, L. G. L. (2009). Anlise de risco em novos empreendimentos considerando o
ndice de Custo Benefcio. Dissertao de Mestrado em Engenharia Eltrica, Publicao
PPGENE.DM - 404/09, Departamento de Engenharia Eltrica, Universidade de Braslia,
Braslia, DF, 102p.
CESSO DE DIREITOS
AUTOR: Lucas Guimares Lins Brando.
TTULO: Anlise de risco em novos empreendimentos considerando o ndice de Custo
Benefcio.
GRAU: Mestre ANO: 2009
concedida Universidade de Braslia permisso para reproduzir cpias desta dissertao
de mestrado e para emprestar ou vender tais cpias somente para propsitos acadmicos e
cientficos. O autor reserva outros direitos de publicao e nenhuma parte dessa dissertao
de mestrado pode ser reproduzida sem autorizao por escrito do autor.
____________________________
Lucas Guimares Lins Brando
Universidade de Braslia Faculdade de Tecnologia Departamento de Engenharia
Eltrica.
70.910-900 Braslia DF Brasil.
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DEDICATRIA
Aos meus pais, meus exemplos de vida,
ensinaram-me que o melhor
investimento de todos a educao.
Vanessa, amor da minha vida.
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AGRADECIMENTOS
Agradeo minha famlia que sempre me deu apoio, de onde estivessem.
minha namorada pela pacincia e compreenso.
Ao meu grande amigo Rodrigo pelo apoio.
Ao meu grande amigo Diogo por ter me ajudado em momentos de dificuldade.
Aos meus amigos e colegas de trabalho pela amizade e respeito.
Aos meus chefes da Eletronorte que me disponibilizaram tempo para realizar este trabalho.
Aos professores Marco Aurlio Gonalves de Oliveira, Mauro Moura Severino e Fernando
Monteiro de Figueiredo pela confiana e oportunidade.
Ao professor Ivan Marques de Toledo Camargo que alm de me proporcionar a
oportunidade me orientou de forma competente.
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"Muitos dos fracassos da vida so pessoas que no perceberam o
quo perto elas estavam do xito quando desistiram."
(Thomas Edison)
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RESUMO
ANLISE DE RISCO EM NOVOS EMPREENDIMENTOS CONSIDERANDO O
NDICE DE CUSTO BENEFCIO
Autor: Lucas Guimares Lins Brando
Orientador: Ivan Marques de Toledo Camargo
Programa de Ps-graduao em Engenharia Eltrica
Braslia, dezembro de 2009
Em 2004, com o novo modelo institucional do Setor Eltrico Brasileiro, a contratao de
energia de usinas termeltricas passou a ser realizada em leiles de energia nova. No
resultado dos leiles possvel observar usinas de alto custo varivel unitrio movidas a
leo diesel e combustvel. Este trabalho mostra o funcionamento e os resultados dos leiles
de energia nova, alm de definir e analisar o ndice de Custo Benefcio (ICB), utilizado nos
leiles para ordenao econmica dos empreendimentos termeltricos, bem como objetiva
examinar o retorno esperado por um empreendedor que deseja participar deste leilo. Para
obter retorno, o empreendimento deve alcanar um ICB competitivo e considerar os riscos
envolvidos no clculo do lucro. Este estudo avaliar os riscos envolvidos na variao do
ICB e no preo da energia eltrica no mercado, no sentido de verificar se os
empreendimentos de alto custo varivel unitrio levam vantagem sobre as demais solues
de gerao.
viii
ABSTRACT
RISK ANALYSIS ON THE NEW ENTERPRISES CONSIDERING THE COST-
BENEFIT INDEX
Author: Lucas Guimares Lins Brando
Supervisor: Ivan Marques de Toledo Camargo
Programa de Ps-graduao em Engenharia Eltrica
Brasilia, December of 2009
In 2004, with the appliance of the new institutional model of the Brazilian Electric Sector,
the contracting of thermoelectric power plants started to be done through new energy
auctions. The result of those auctions showed high-cost diesel or fuel power plants. This
paper not only displays the results of those auctions but also defines and analyzes the Cost-
Benefit Index (ICB) used in the auctions in order to organize the economy of the
Thermoelectric Businesses. It is the goal of this paper to analyze the profit expected by
Businessmen who wishes to take part on those auctions. That profit depends on a
competitive ICB and evaluation of the risks involved in the calculation of the profit
variation. This study will evaluate the risks involved in the variation of the ICB and in the
price of electric power in the market, aiming to verify if the high-cost businesses are
advantageous compared to other generation solutions.
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 rvore de Deciso ............................................................................................. 6
Figura 3.1 Curva de Carga ................................................................................................ 15
Figura 3.2 Custo das Usinas por Hora de Operao ......................................................... 16
Figura 3.3 Gerao do Sistema Eltrico ........................................................................... 17
Figura 3.4 Gerao e Custos das Usinas........................................................................... 18
Figura 4.1 Quantidade de Usinas e MW Mdios.............................................................. 30
Figura 4.2 Quantidade de Usinas e MW Mdios.............................................................. 30
Figura 4.3 Evoluo do Preo das Usinas Hidrulicas ..................................................... 31
Figura 4.4 Evoluo do Preo das Usinas Trmicas ........................................................ 32
Figura 4.5 Mdia dos Preos nos Leiles de Energia Nova ............................................. 33
Figura 5.1 Variao do ICB com relao ao CVU ........................................................... 40
Figura 5.2 Variao do Fator K com relao ao CVU ..................................................... 41
Figura 5.3 Variao do COP, CEC e da soma destes em relao ao CVU ...................... 42
Figura 5.4 Lugar geomtrico que relaciona RF com CVU para um mesmo ICB ............ 43
Figura 6.1 Gerao para um CV(D) de R$ 500,00/MWh ................................................ 51
Figura 6.2 Gerao para um CV(D) de R$ 380,00/MWh ................................................ 52
Figura 6.3 Gerao para um CV(D) de R$ 260,00/MWh ................................................ 53
Figura 6.4 Gerao para um CV(D) de R$ 140,00/MWh ................................................ 54
Figura 6.5 Gerao para um CV(D) de R$ 20,00/MWh .................................................. 55
Figura 6.6 Custos e ICB ................................................................................................... 58
Figura 6.7 Relao dos Custos, Receitas e Lucro............................................................. 61
Figura 6.8 Variao do Lucro com o CV(D) .................................................................... 62
Figura 6.9 Curva do Lucro para Diferentes CV(R) .......................................................... 63
Figura 6.10 Lucro Mximo em Funo do CV(R) ............................................................ 64
Figura 7.1 Fluxo da Variao do CMO e Lucro ............................................................... 67
Figura 7.2 Gerao Mdia com a Variao do CMO ....................................................... 70
Figura 7.3 Gerao Mdia com a Variao do CMO ....................................................... 71
Figura 7.4 Lucro com a variao do CMO ....................................................................... 72
Figura 7.5 Lucro para Cenrios de CMO .......................................................................... 73
Figura 7.6 Diagrama Risco X Retorno para Variao do CMO ....................................... 74
x
Figura 7.7 Diagrama Risco X Retorno para Variao do ICB ......................................... 77
Figura 7.8 Lucro com a Variao do ICB ........................................................................ 77
Figura 8.1 Distribuio de Probabilidade para o ICB ...................................................... 82
Figura 8.2 Distribuies de Probabilidade para Geraes Mdias ................................... 83
Figura 8.3 Distribuio de Probabilidade da Usina 1 ....................................................... 84
Figura 8.4 Comportamento Normal do ICB ..................................................................... 85
Figura 8.5 Comportamento Log-Normal da Gerao Mdia ........................................... 86
Figura 8.6 Distribuio de Probabilidade da Usina 2 ....................................................... 86
Figura 8.7 Distribuio de Probabilidade da Usina 3 ....................................................... 87
Figura 8.8 Distribuio de Probabilidade da Usina 4 ....................................................... 88
Figura 8.9 Distribuio de Probabilidade da Usina 5 ....................................................... 88
Figura 8.10 Lucro para cada Cenrio da Usina 1 ............................................................. 90
Figura 8.11 Lucro para cada Cenrio da Usina 2 ............................................................. 91
Figura 8.12 Lucro para cada Cenrio da Usina 3 ............................................................. 91
Figura 8.13 Lucro para cada Cenrio da Usina 4 ............................................................. 92
Figura 8.14 Lucro para cada Cenrio da Usina 5 ............................................................. 93
Figura 8.15 Diagrama Risco X Retorno ........................................................................... 94
xi
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 Parmetros da Regresso ................................................................................ 12
Tabela 3.1 Dados das Usinas Trmicas ............................................................................ 14
Tabela 4.1 Resultado do Leilo A-5/2005 ........................................................................ 23
Tabela 4.2 Preos Mdios Negociados A-5/2005 ............................................................ 23
Tabela 4.3 Resultado do Leilo A-3/2006 ........................................................................ 24
Tabela 4.4 Preos Mdios Negociados A-3/2006 ............................................................ 24
Tabela 4.5 Resultado do Leilo A-5/2006 ........................................................................ 25
Tabela 4.6 Preos Mdios Negociados A-5/2006 ............................................................ 25
Tabela 4.7 Resultado do Leilo A-3/2007 ........................................................................ 25
Tabela 4.8 Resultado do Leilo A-5/2007 ........................................................................ 26
Tabela 4.9 Preos Mdios Negociados A-5/2007 ............................................................ 27
Tabela 4.10 Resultado do Leilo A-3/2008 ...................................................................... 27
Tabela 4.11 Resultado do Leilo A-5/2008 ...................................................................... 28
Tabela 4.12 Preos Mdios Negociados A-5/2008 .......................................................... 28
Tabela 5.1 Parmetros da Usina Trmica ......................................................................... 39
Tabela 6.1 Parmetros das Usinas .................................................................................... 58
Tabela 6.2 Resultado do Clculo do Lucro ...................................................................... 60
Tabela 7.1 Parmetros das Usinas .................................................................................... 69
Tabela 7.2 Risco, Retorno e Coeficiente de Variao ...................................................... 75
Tabela 7.3 Parmetros das Usinas .................................................................................... 76
Tabela 7.4 Risco, Retorno e Coeficiente de Variao ...................................................... 78
Tabela 8.1 Exemplo de Retorno de um Ativo .................................................................. 80
Tabela 8.2 Parmetros das Usinas .................................................................................... 82
Tabela 8.3 Parmetros para Distribuio Log-Normal ..................................................... 84
Tabela 8.4 Lucro Esperado e Desvio Padro .................................................................... 93
Tabela 8.5 Lucro, Desvio Padro e Coeficiente de Variao ........................................... 94
xii
LISTA DE SMBOLOS, NOMENCLATURAS E ABREVIAES
ACR: Ambiente de Contratao Regulada
ANEEL: Agncia Nacional de Energia Eltrica
CCEAR: Contratos de Comercializao de Energia no Ambiente Regulado
CCEE: Cmara de Comercializao de Energia Eltrica
CEC: Valor Esperado do Custo Econmico de Curto Prazo
CEPEL: Centro de Pesquisa de Energia Eltrica
CME: Custo Marginal de Expanso
CMO: Custo Marginal de Operao
COP: Valor Esperado do Custo de Operao
CV(D): Custo Varivel Declarado
CV(R): Custo Varivel Real
CVU: Custo Varivel Unitrio
Disp: Disponibilidade
EH: Oferta Hidrulica
ELETROBRS: Centrais Eltricas Brasileiras S.A
EPE Empresa de Pesquisa Energtica
ET: Oferta Trmica
FCmax: Fator de Capacidade Mximo
GF: Garantia Fsica
ICB: ndice de Custo Benefcio
Inflex: Inflexibilidade
IP: Indisponibilidade Programada
MME: Ministrio de Minas e Energia
MP: Medida Provisria
O&M: Operao e Manuteno
ONS: Operador Nacional do Sistema Eltrico
PCH: Pequena Central Hidreltrica
PLD: Preo de Liquidao das Diferenas
Pot: Potncia
PROINFA: Programa de Incentivo s Fontes Alternativas de Energia Eltrica
xiii
QL: Quantidade de Lotes
RF: Receita Fixa
RF(D): Receita Fixa Declarada
RF(R): Receita Fixa Real
SEB: Sistema Eltrico Brasileiro
SIN: Sistema Interligado Nacional
TEIF: Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forada
UHE: Usina Hidreltrica
UTE: Usina Termeltrica
xiv
SUMRIO
1. INTRODUO .......................................................................................................... 1
2. SISTEMA ELTRICO BRASILEIRO ...................................................................... 4
2.1. INTRODUO ...................................................................................................... 4
2.2. CUSTO DE OPORTUNIDADE ............................................................................. 5
2.3. MODELO NEWAVE ............................................................................................. 7
2.4. CUSTO MARGINAL DE OPERAO E PREO DE LIQUIDAO DAS
DIFERENAS................................................................................................................... 9
2.5. GARANTIA FSICA ............................................................................................ 11
3. EXPANSO DA GERAO .................................................................................. 13
4. LEILES DE ENERGIA ......................................................................................... 19
4.1. AMBIENTE DE CONTRATAO REGULADA (ACR) ................................. 20
4.1.1. Contrato de Disponibilidade .......................................................................... 21
4.2. LEILES DE ENERGIA NOVA ......................................................................... 22
4.2.1. 1 Leilo de Energia Nova A-5/2005 ............................................................ 22
4.2.2. 2 Leilo de Energia Nova A-3/2006 ............................................................ 23
4.2.3. 3 Leilo de Energia Nova A-5/2006 ............................................................ 24
4.2.4. 4 Leilo de Energia Nova A-3/2007 ............................................................ 25
4.2.5. 5 Leilo de Energia Nova A-5/2007 ............................................................ 26
4.2.6. 6 Leilo de Energia Nova A-3/2008 ............................................................ 27
4.2.7. 7 Leilo de Energia Nova A-5/2008 ............................................................ 28
4.3. ANLISE COMPARATIVA DOS LEILES DE ENERGIA NOVA ............... 29
5. NDICE DE CUSTO BENEFCIO ICB ................................................................ 34
5.1. O CLCULO DO ICB ......................................................................................... 36
5.2. ANLISE DO ICB ............................................................................................... 38
6. VISO DO EMPREENDEDOR .............................................................................. 45
6.1. CLCULO DO LUCRO ...................................................................................... 45
xv
6.2. ESTIMATIVA DE GERAO ........................................................................... 49
6.3. ESTIMATIVA DO LUCRO MXIMO ............................................................... 56
7. ANLISE DE RISCOS ............................................................................................ 66
7.1. ANLISE DO CMO ............................................................................................ 66
7.2. ANLISE DO ICB ............................................................................................... 75
8. DISTRIBUIO DO RISCO .................................................................................. 79
8.1. RETORNO ESPERADO DE UM ATIVO ........................................................... 79
8.2. DISTRIBUIO DE PROBABILIDADE ........................................................... 81
8.3. LUCRO ESPERADO ........................................................................................... 89
9. CONCLUSES ........................................................................................................ 96
REFERNCIAS BIBLIOGRFICAS ................................................................................ 98
APNDICE ....................................................................................................................... 100
1
1. INTRODUO
O modelo atual do Setor Eltrico Brasileiro (SEB) passa por um processo de
reestruturao, no qual o objetivo a busca de maior eficincia, atravs da competio
entre os agentes que compe o setor. Para garantir a competio, foi editada a Lei 10.848,
de 2004 regulamentada pelo Decreto 5.163, de 2004 a qual define que as
concessionrias, permissionrias e as autorizadas de servios e instalaes de energia
eltrica empresas de distribuio de energia devem atender ao seu mercado por meio de
licitao na modalidade de leilo de energia eltrica, contratao esta que ser feita no
Ambiente de Contratao Regulada (ACR). A Lei 10.848/04 tambm dispe que a
regulao das licitaes para contratao regulada cabe Agncia Nacional de Energia
Eltrica (ANEEL), e que a realizao do leilo se dar diretamente ou por intermdio da
Cmara de Comercializao de Energia Eltrica (CCEE).
Os leiles de energia eltrica so realizados com vista ao atendimento da demanda de
energia eltrica a curto e a longo prazo. Os empreendimentos de gerao de energia
eltrica, que se encontram em operao, participam dos leiles de energia existente para o
atendimento em curto prazo. Os empreendimentos que pretendem iniciar sua operao
devem participar dos leiles de energia nova, e o seu abastecimento se iniciar de 3 a 5
anos aps o certame. Desta forma, estes empreendimentos supriro as demandas do
sistema planejadas pelas empresas de distribuio.
Participam dos leiles as Usinas Termeltricas ou trmicas e as Usinas Hidreltricas
ou hidrulicas novas e existentes. As Usinas Elicas, as Pequenas Centrais Hidreltricas
(PCH) e de biomassa participam do Programa de Incentivo s Fontes Alternativas de
Energia Eltrica (PROINFA). Ao final do leilo so celebrados contratos bilaterais entre o
agente vendedor agente gerador de energia e o agente comprador as distribuidoras
tambm podem participar , os chamados Contratos de Comercializao de Energia no
Ambiente Regulado (CCEAR). Os CCEAR possuem prazos especficos de durao,
conforme modalidade de leilo adotada de energia nova ou de energia existente e
tambm so diferenciados pelo tipo de usina contratada trmica ou hidrulica.
2
As usinas trmicas so diferenciadas de acordo com o tipo de combustvel utilizado, que
varia desde urnio usina geradora trmica com alto custo de instalao e baixo custo de
produo de energia at leo combustvel ou diesel usina que apresenta baixo custo de
instalao e alto custo de produo, devido aos altos preos do combustvel. As demais
usinas trmicas que participam dos leiles de energia nova so movidas a gs natural,
carvo e bagao de cana.
As usinas hidrulicas, predominantes no SEB, tm baixo custo de operao em
comparao com as usinas trmicas, alm de um elevado custo e perodo de instalao.
Observa-se que o custo mdio da energia no Brasil tenderia a ser inferior aos pases que
possuem matrizes energticas menos privilegiadas, como, por exemplo, os pases europeus.
Nos ltimos leiles de energia nova, no entanto, tem-se observado que a oferta de energia
tem sido cada vez mais cara e suja, ou seja, a maioria das usinas selecionadas foi de
leo combustvel e diesel. Ao mesmo tempo, tem-se notado a falta de oferta de usinas de
baixo custo de produo, como as usinas hidrulicas, em razo da dificuldade de se obter
licenas ambientais e do alto custo de instalao [NORTON, 2009].
O objetivo desta dissertao mostrar como funciona o leilo de energia nova para um
empreendedor que pretende fornecer energia por meio de uma usina termeltrica. Com
isso, este dever identificar as variveis do certame a serem observadas ao entrar no leilo.
O investidor tem como finalidade obter o maior lucro possvel, logo ser visto como obter
o lucro mximo, alm de verificar o risco associado analisando como as variveis do leilo
podem apresentar riscos ao empreendedor, devido incerteza associada a cada uma delas.
O principal parmetro analisado ser o ndice de Custo Benefcio (ICB), responsvel pelo
ordenamento das usinas no leilo, sendo assim tomado como critrio de modicidade
tarifria e eficincia na seleo dos projetos de gerao. De forma mais especfica, ser
analisado como este ndice seleciona os empreendimentos termeltricos pelo seu custo
esperado para o sistema. Outro parmetro observado ser o Custo Marginal de Operao
(CMO), que uma estimativa do custo da energia no futuro e de extrema importncia
para o empreendedor, uma vez que este valor serve de estimativa de quanto a usina ir
gerar durante o perodo de contratao.
3
O trabalho mostrar uma estimativa de clculo de lucro do empreendedor para cinco
empreendimentos. Com este clculo, sero variados alguns parmetros de custo do
empreendedor, para que este consiga obter o maior lucro possvel, ou seja, quais os
parmetros devem ser declarados e como escolher a melhor estratgia. Finalmente ser
feita uma avaliao do retorno para cada um dos empreendimentos termeltricos, tendo em
vista os riscos associados ao ICB selecionado e a incerteza do Custo Marginal de Operao
(CMO).
A dissertao formada por nove captulos, incluindo esta introduo, que compe o
primeiro captulo. O captulo 2 trata, de forma geral, do Sistema Eltrico Brasileiro, dos
preos de energia no mercado spot e do clculo do Custo Marginal de Operao (CMO).
No captulo 3, discutido o planejamento do sistema eltrico, mostrando a quantidade de
diferentes tipos de gerao devem ser construdos para minimizar o custo da energia
eltrica. O captulo 4 descreve como feita a contratao no Ambiente de Contratao
Regulada (ACR), os Contratos de Disponibilidade e os leiles de energia nova realizados
de 2005 a 2008, analisando, ao final, os resultados dos leiles. O captulo 5 trata do ndice
de Custo Benefcio (ICB), seu significado e seus clculos. No captulo 6, mostrada a
metodologia de clculo do lucro para um empreendedor termeltrico e o modo como este
pode obter um maior retorno, a partir de modificaes dos parmetros declarados no leilo.
O captulo 7 avalia o modo como se comporta o lucro, as variaes do preo da energia no
mercado e do ndice de Custo Benefcio (ICB). No Captulo 8, calculado o lucro
esperado pelo empreendedor quando existir risco nas variveis preo da energia no
mercado e ndice de Custo Benefcio (ICB). Por fim, o captulo 9 tece as concluses finais
do trabalho.
4
2. SISTEMA ELTRICO BRASILEIRO
2.1. INTRODUO
O Sistema Eltrico Brasileiro (SEB) formado por dois tipos de sistemas: o Sistema
Interligado Nacional (SIN) e os Sistemas Isolados, estes localizados principalmente na
regio Norte. A maior parte da capacidade de gerao e transmisso est no SIN. O SEB
tem cerca de 104.816 MW instalados1, sendo que 73,5% de gerao hidrulica e 26,14%
de gerao trmica [ANEEL, 2008].
A gesto do SEB feita por agentes que atuam de forma direta, tanto na operao como na
comercializao de energia. A Agncia Nacional de Energia Eltrica (ANEEL) a agncia
responsvel pela regulao e fiscalizao dos seus agentes. O Operador do Sistema
Eltrico (ONS) o rgo responsvel pelo despacho e operao do sistema de gerao e
transmisso de energia eltrica no SIN. A Cmara de Comercializao de Energia Eltrica
(CCEE) a responsvel pelo registro dos contratos celebrados no Ambiente de
Contratao (livre e regulada), pela promoo de leiles de compra e de venda de energia
eltrica, entre outros. A Empresa de Pesquisa Energtica (EPE) tem por finalidade prestar
servios na rea de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor
energtico [CCEE, 2009] [EPE, 2009].
Nota-se que o sistema eltrico formado pelo SIN e pelos sistemas isolados e, tendo em
vista a falta de regulamentao destes, em julho de 2009 foi publicada a Medida Provisria
466, a qual produzir efeitos a partir de sua publicao. Esta MP trata tambm de regras de
comercializao dos sistemas isolados, art. 6, que produzir efeitos a partir de 1 de
janeiro de 2010. Antes desta regulamentao, os maiores sistemas isolados tinham seu
planejamento, expanso, operao e comercializao feitos pela empresa pblica Centrais
Eltricas Brasileiras S.A. (ELETROBRS).
A ANEEL a principal agente do SEB, pois esta agncia tem a obrigao de regular e
fiscalizar o sistema com o objetivo de obter maior qualidade no servio prestado e alcanar
1 Potncia que exclui a parte paraguaia da usina hidreltrica de Itaipu.
5
tarifas razoveis, de forma a garantir o equilbrio econmico e, ainda, financeiro das
empresas e a modicidade tarifria para o consumidor. Por outro lado, tendo como
resultados dos estudos realizados pela EPE e por outras empresas do setor eltrico,
parmetros de confiabilidade e de modicidade tarifria, o Ministrio de Minas e Energia
(MME) estabelece limites para o sistema como, por exemplo, o nvel de risco sistmico, o
preo mnimo e mximo da energia, a quantidade contratada de energia pelas empresas
distribuidoras nos leiles de energia nova, entre outros.
Para obter modicidade tarifria para o consumidor, o despacho de energia eltrica feito
pelo ONS deve ser feito com base nos limites ditados pela ANEEL e, ao mesmo tempo,
deve buscar o menor custo para o sistema. O Brasil adota o mtodo de despacho
centralizado, o que significa que o ONS define a quantidade de energia que deve ser
gerada. Esta ao busca reduzir o custo de energia para o consumidor final e tambm uma
maior confiabilidade do sistema.
O despacho obedece ordem de mrito dos custos marginais, ou seja, segue o Custo
Marginal de Operao (CMO). Este valor reflete o custo, em reais, para se gerar 1
megawatt hora. Para as usinas hidreltricas, o preo da energia para o sistema aparenta ser
trivial, pois a gua do reservatrio no tem um preo estabelecido, desta forma o seu custo
seria apenas da Operao e Manuteno da usina (O&M). O CMO para usinas hidrulicas,
no entanto, depende, alm dos valores de O&M (prximos a R$ 10,00/MWh), do custo
futuro da gua, ou seja, da quantidade de gua em seus reservatrios [MARTINS, 2008].
2.2. CUSTO DE OPORTUNIDADE
Na seo anterior foi abordado como o despacho do ONS leva em conta o custo da energia
para o sistema, custo este representado pelo Custo Marginal de Operao (CMO). O CMO
tambm utilizado para o planejamento do setor eltrico e representa o preo da energia.
Ser visto que o seu clculo no trivial e que deve ser feito com auxlio de um software
desenvolvido pelo Centro de Pesquisa de Energia Eltrica (CEPEL), o NEWAVE, que
utiliza os custos para gerar energia no presente com base no custo de oportunidade.
6
O despacho no pode ser feito visando apenas reduzir o custo presente da energia, ou seja,
gerar com fontes baratas hidreltricas, por exemplo no presente pode significar um
grande aumento no preo da energia eltrica no futuro. Ao se utilizar energia de baixo
custo hoje poder haver escassez dessa energia e seu preo subir de forma descontrolada.
O indicado seria utilizar as fontes de energia racionalmente. Pensando dessa forma,
possvel formar uma rvore de decises com algumas alternativas. A Figura 2.1 mostra
esse processo:
Figura 2.1 rvore de Deciso
possvel observar na Figura 2.1 que a deciso tomada no presente, aliada ao cenrio
futuro, leva a diversos resultados. Ao utilizar, por exemplo, gerao trmica, ou seja, usar
combustvel, se o cenrio futuro for de chuvas haver excesso de gua nos reservatrios e
com isso um desperdcio de gua (vertimento). Por outro lado, se o cenrio futuro for
sem chuvas, a deciso de utilizar combustvel foi a melhor escolha. A outra deciso
possvel a de utilizar gerao hidrulica usar a gua do reservatrio , se o cenrio
futuro for de seca haver escassez de gua, com isso ser necessria gerao trmica em
excesso o que provocar aumento do custo da energia eltrica. Por sua vez, se o cenrio
futuro for de chuvas, a gua utilizada hoje ser reposta nos reservatrios e com isso a
deciso tomada ser tima. Exatamente por isso que o valor da energia no se resume
ResultadoCenrio
FuturoDecisoIncio
Gerar
Usar gua
Perodo mido
timo
Perodo seco
Energia cara
Usar combustvel
Perodo mido
Vertimento
Perodo seco
timo
7
apenas ao custo de se gerar energia hoje, como no caso de um sistema inteiramente
trmico2 [BEZERRA, 2006].
No sistema hidrotrmico, tem-se associado ao preo da energia o custo futuro da gua
custo de oportunidade , ou seja, quanto maior o risco de racionamento provocado, maior o
valor da gua. Se o valor da gua subestimado, observa-se que benefcios de curto prazo
menor preo para a energia so trocados por custos de longo prazo dficit no
suprimento. De forma inversa, quando o valor da gua superestimado, custos de curto
prazo maior preo para a energia so trocados por benefcios de longo prazo
minimizao do risco de dficit [LOSEKANN, 2007].
2.3. MODELO NEWAVE
No parque gerador brasileiro encontram-se usinas trmicas e usinas hidrulicas. Como a
maior parte so hidrulicas, pode-se pensar que ao despach-las primeiro e, em seguida,
completar o abastecimento com trmicas, teria-se um menor custo de energia. Os
reservatrios, no entanto, no esto sempre cheios nem possuem gua suficiente para
abastecer o sistema durante todo o ano, alm do fato de que a gua dos reservatrios deve
ser utilizada racionalmente3. Uma usina hidrulica deve manter o seu reservatrio sempre
acima da cota mnima para poder gerar. Utilizar a gua at o limite do reservatrio poderia
deplecionar o uso desta energia, alm de esgotar o reservatrio. Dito de outro modo, o
custo da energia no presente seria barato, mas o preo da energia no futuro seria
extremamente caro, uma vez que no haveria gua e a gerao seria, na sua totalidade,
trmica.
Para se compatibilizar a previso das vazes, a previso de carga, a gerao e a
transmisso, a fim de otimizar os recursos, feito o planejamento da operao eletro-
energtica, tanto a longo prazo quanto a curto prazo, como uma programao diria. O
2 Em um sistema formado apenas por usinas trmicas, o despacho feito por ordem de mrito, isto significa
que sero despachadas primeiro as usinas com menores custos ao sistema, at completar a energia necessria
para abastecer o sistema. 3 Existem ainda outros fatores que contribuem para o uso racional da gua dos reservatrios, como o
abastecimento de gua, navegao nos rios e cidades prximas ao reservatrio.
8
ONS utiliza modelos matemticos de clculo para modelar o sistema, para reduzir o risco
de crise no abastecimento, buscando as melhores solues para as possibilidades de uso da
gua nos cenrios atuais. Dessa forma, o planejamento da expanso do sistema eltrico
brasileiro composto, entre outras atividades, das simulaes computacionais de
configuraes futuras do sistema de energia eltrica. Com base nas condies hidrolgicas,
no preo dos combustveis, na disponibilidade dos equipamentos do sistema, nas
necessidades energticas e eltricas futuras, na entrada de novos empreendimentos, etc. O
modelo NEWAVE, produzido pelo Centro de Pesquisa de Energia Eltrica (CEPEL), visa
ao planejamento a longo prazo para definir os melhores despachos e obter os Custos
Marginais de Operao (CMO) para cada ms. O CMO utilizado para diversos fins,
como, por exemplo, o clculo do preo da energia no mercado spot, o clculo do ndice de
Custo Benefcio (ICB), entre outros [EPE, 2008b].
Pelo fato das usinas hidreltricas apresentarem uma grande interdependncia, pois muitas
delas apresentam ciclos hidrolgicos e at reservatrios em comum, o NEWAVE trabalha
com reservatrios equivalentes, ou seja, as usinas de cada subsistema so tratadas em
conjunto. Alm disso, o NEWAVE utiliza todos os registros das sries histricas para
conseguir se aproximar de um cenrio prximo ao real e prever com maior preciso as
futuras vazes. Tendo em vista que o histrico se inicia apenas no ano de 1931, no h
sries suficientes para se obter confiabilidade da estimativa. Pode-se depreender das sries
histricas, como ser o comportamento hidrolgico do ano, isto , onde vai chover e em
que quantidade. Levando-se em conta que o universo de sries muito maior que as
registradas, no existem sries suficientes para representar com confiabilidade este
universo. Dessa forma, foram criadas as sries sintticas, com a finalidade de completar
duas mil sries, nmero que foi considerado ideal para satisfazer o rigor estatstico [LIMA,
2006] [CCEE, 2009].
Existem ainda outros modelos que levam em conta o curto prazo e a programao diria. O
modelo DECOMP utilizado para programao a curto prazo, porm utiliza os resultados
do NEWAVE e calcula os preos semanais da energia. Existe ainda o modelo DESSEM,
utilizado para programao diria [EPE, 2009].
9
2.4. CUSTO MARGINAL DE OPERAO E PREO DE LIQUIDAO DA S
DIFERENAS
O Custo Marginal de Operao (CMO) um parmetro calculado atravs do modelo
NEWAVE. Ele representa, de forma simplificada, o custo da energia para atender uma
carga adicional. Dentro desse contexto, aparece tambm o Custo Marginal de Expanso
(CME), que tambm um parmetro essencial para o planejamento da expanso do
sistema, pois o CME representa o custo da energia para atender uma carga adicional com a
construo de uma nova usina. Para um sistema com escassez de fontes de energia, o preo
do CMO ser bastante maior que o CME, por outro lado, em um sistema com excesso de
fontes de energia no h a necessidade da construo de novos empreendimentos, pois
nesse cenrio o CME ser superior ao CMO [JUHAS, 2006].
Foi observado, na seo anterior, que o NEWAVE um programa de otimizao do
sistema hidrotrmico que trabalha com reservatrios equivalentes, isto , as usinas em cada
subsistema so agregadas em grandes reservatrios virtuais. O programa DECOMP, da
mesma forma que o NEWAVE, procura obter uma operao tima do sistema, mas seu
horizonte de tempo mais curto, este programa tambm utilizado na resoluo do
problema do planejamento e da operao no curto prazo. Este desagrega, para cada
reservatrio individual, as funes de custo futuro recebidas do NEWAVE na etapa
anterior. Sua caracterstica principal o planejamento de curto prazo com discretizao
semanal no primeiro ms de estudo.
A partir dos resultados mensais gerados pelo NEWAVE, os resultados so discretizados
para o primeiro ms por meio do DECOMP. Em seguida, define-se o Preo de Liquidao
das Diferenas (PLD) ou preo spot semanal, com base no CMO, que se situa em um
intervalo de variao limitado definido anualmente pelo MME. Por exemplo, em 2008, o
PLD ficou no intervalo de 15,59 a 569,59 R$/MWh. Vale ressaltar que esses limites visam
proteger as empresas, tanto geradoras como consumidoras de grandes variaes do preo
da energia, entretanto, para fim de despacho, so utilizados os preos reais da energia. Vale
observar tambm que possvel que o CMO viole os valores do PLD, tanto mximo como
mnimo [EPE, 2009].
10
O PLD semanal utilizado apenas nas transaes de curto prazo, sendo estas realizadas no
mercado livre e no mercado cativo. Este utilizado principalmente para punies e
apenaes aplicadas, por exemplo, s distribuidoras que subcontratam energia para
abastecimento. Neste caso utiliza-se uma mdia ponderada4 anual do PLD.
O preo spot reflete o custo marginal da demanda, ou seja, a variao do custo de operao
do sistema quando h um incremento da demanda, conceito j observado no CMO. Para o
seu clculo so utilizados os dois programas supracitados: o NEWAVE e o DECOMP. O
valor do preo spot, calculado semanalmente, que pode ser dito como preo vista da
energia, no reflete um preo de mercado como acontece em um mercado de derivativos,
por exemplo. O preo spot depende de uma srie de fatores como a oferta e demanda de
energia, a rede de transmisso disponvel, a gerao disponvel, o nvel dos reservatrios, o
CMO [CCEE, 2009] [CASTRO, 2008].
Para fins de comercializao o SIN foi dividido em sub-regies Norte, Nordeste,
Sudeste/Centro-Oeste e Sul , devido a razes histricas. Os submercados, mercados das
sub-regies, apresentam preos de energia diferentes, isto significa dizer que o preo no
mercado vista preo spot5 em cada submercado diferencia-se pelas restries do
sistema de transmisso, restries eltricas. Em outras palavras, existe diferena no preo
entre os submercados em funo da diferena de carga e gerao de energia diferena
entre oferta e demanda , restrio das linhas que interligam os sistemas, etc.
4 A mdia ser ponderada, pois haver pesos para as diferentes sazonalidades. 5 O preo spot tem seus preos definidos com base nos custos marginais de curto prazo, ou seja, custos
marginais de operao, obtidos por meio de uma cadeia de programas computacionais conhecidos como
"modelos de otimizao". Esses preos tambm so denominados Preos de Liquidao das Diferenas
(PLD).
11
2.5. GARANTIA FSICA
A Garantia Fsica6 a quantidade mxima de energia que as usinas hidrulicas, as trmicas
e os projetos de importao de energia podem comercializar em seus contratos de venda de
energia. Isto , a Garantia Fsica do Sistema Interligado Nacional (SIN) pode ser definida
como aquela correspondente mxima energia que este sistema pode suprir a um dado
critrio de garantia de suprimento. Essa energia pode ento ser rateada entre todos os
empreendimentos de gerao que constituem o sistema [EPE, 2008a].
O objetivo do clculo da Garantia Fsica obter a igualdade entre o custo marginal de
operao (CMO) mdio anual e o custo marginal de expanso (CME), respeitando o limite
de risco de dficit, clculo este feito pela EPE. Para a simulao que leva ao valor da
Garantia Fsica utiliza-se o modelo NEWAVE na verso para clculo de Garantia Fsica.
A metodologia de clculo da Garantia Fsica dos novos empreendimentos de gerao que
entraro no SIN obedece ao seguinte procedimento:
Determinao da oferta total de Garantia Fsica do SIN, com configurao
esttica ajustada para a igualdade do CMO mdio anual com o Custo Marginal
de Expanso (CME), admitida uma tolerncia;
Rateio da oferta total (ou Garantia Fsica do SIN) em dois blocos: oferta
hidrulica EH e oferta trmica ET;
Rateio da oferta hidrulica entre todas as Usinas Hidrulicas (UHE)
proporcionalmente s suas energias firmes;
Rateio da oferta trmica entre as Usinas Trmicas (UTE), limitado
disponibilidade mxima de gerao contnua de cada UTE e com o eventual
excedente de oferta sendo distribudo entre as demais UTE, tambm limitado
oferta correspondente disponibilidade mxima de gerao contnua da usina
[EPE, 2009].
Observa-se que o clculo da Garantia Fsica da usina no um clculo trivial, pois feito
com o software NEWAVE. No possvel, por exemplo, que um empreendedor saiba 6 A Garantia Fsica tambm conhecida por energia assegurada ou energia firme.
12
antecipadamente quanto ser a sua Garantia Fsica antes que seja informado pelos rgos
reguladores. A Garantia Fsica um importante dado no leilo de energia eltrica e, vale
ressaltar, o seu valor pode ser diferente para instalaes idnticas que declararem custos
diferentes.
Foi mostrado que o clculo da Garantia Fsica feito atravs do software NEWAVE e os
parmetros utilizados para este clculo no so disponibilizados. Sabe-se que esta funo
da potncia total, taxas de indisponibilidade (forada e programada), custo varivel da
usina, entre outros. A Garantia Fsica inversamente proporcional ao custo varivel da
usina. A fim de simplificar os clculos, ser utilizada como funo que definir a Garantia
Fsica (GF) uma funo de primeiro grau, obtida atravs de regresses lineares. Para
Martins (2008, s. 5.1, p. 41), a Garantia Fsica pode ser representada como funo do custo
varivel (CVU) e da disponibilidade (Disp), conforme expresso na Equao (2.1):
(2.1)
Na qual, os parmetros da regresso assumem os valores dados pela Tabela 2.1:
Tabela 2.1 Parmetros da Regresso
Varivel Dependente GF / Disp
Custo Varivel () -0,000668 Constante () 0,964935
Coeficiente de Determinao (R) 0,84
Fonte: (Martins, 2008)
O coeficiente de determinao mostrado na Tabela 2.1 fornece uma informao auxiliar ao
resultado obtido, que serve como parmetro de verificao do modelo. Quanto mais
prximo de uma unidade for este coeficiente mais adequado ser o modelo. Desta forma
nos clculos utilizados nesse trabalho, Garantia Fsica ser dada pela Equao (2.1),
utilizando como parmetros os dados da Tabela 2.1 [PETERNELLI, 2004].
13
3. EXPANSO DA GERAO
O captulo anterior apresentou, de forma geral, o funcionamento do Sistema Eltrico
Brasileiro (SEB), seus principais agentes e parmetros utilizados no planejamento e
operao do sistema como, por exemplo, o Custo Marginal de Operao (CMO). Ser visto
neste captulo como feito o planejamento da expanso da gerao, e como possvel
reduzir o custo da energia eltrica ao combinar diferentes tipos de fontes energticas.
O SEB formado principalmente por usinas hidrulicas e trmicas7, estas ltimas utilizam
diversos tipos de combustveis. Para elas o custo da energia eltrica fornecida depende
diretamente do valor de combustvel utilizado. Para as usinas hidrulicas no existe
combustvel, a fonte de energia eltrica a gua armazenada no reservatrio que
impulsiona as turbinas. O custo da energia para as usinas hidrulicas depende ento do
custo de oportunidade, visto no captulo anterior.
Em um sistema formado somente por usinas trmicas o preo da energia no mercado spot
ser proporcional ao preo da ltima usina despachada pelo operador do sistema. Supondo
que um sistema seja composto por usinas trmicas com diferentes custos de operao,
obviamente tendo em vista reduzir o custo da energia para o consumidor , a usina que
apresenta o menor custo de operao ser despachada primeiro. Em seguida ser
despachada a usina com o segundo menor custo de operao e assim sucessivamente.
Dessa forma o preo da energia no mercado ser o preo da ltima usina despachada.
As usinas trmicas, no entanto, apresentam dois custos distintos, os custos fixos e os custos
variveis. Os custos fixos so os custos do empreendimento com a instalao da planta,
O&M fixos, remunerao do investimento, etc. Os custos variveis so os custos para gerar
energia eltrica, ou seja, custo com combustvel, custos de O&M variveis, etc.
Dependendo do tipo de combustvel e tecnologia adotada, uma usina trmica possuir
custos fixos e variveis diversos. As usinas que possuem menores custos variveis
grandes nucleares e movidas a carvo tm custos fixos elevados, estas so chamadas de
trmicas de base e so responsveis pelo atendimento do sistema durante todo o ano, pelo
seu baixo custo de operao. As plantas com elevados custos variveis leo diesel e leo
7 No SEB existem tambm usinas solares e elicas.
14
combustvel possuem, por outro lado, baixo custo fixo, chamadas de trmica de ponta e
so utilizadas apenas nos horrios de ponta de carga, ou de carga pesada, pois seus custos
de operao so elevados. Existem ainda usinas com custos fixos e variveis
intermedirios, que operam nos horrios de carga mdia e pesada [HUNT, 2002].
Ao planejar como ser a operao do sistema, deve-se decidir a quantidade necessria de
cada um dos tipos de usina de base, de carga mdia e de ponta para minimizar o custo
da energia. Dependendo da curva de carga, haver uma combinao dos diferentes tipos de
tecnologia que trar benefcio ao custo da energia para o sistema.
Ser mostrado um exemplo no qual um sistema com uma curva de carga ser abastecido
por trs usinas e, a partir dos custos, ser possvel estabelecer quanto estas usinas geraro.
A Tabela 3.1 apresenta dados de trs usinas trmicas fictcias:
Tabela 3.1 Dados das Usinas Trmicas
Usina 1 Usina 2 Usina 3
Custo Fixo (R$ mil/ano) 200,00 800,00 2.000,00
Custo Varivel (R$/kWh) 0,80 0,40 0,02
As Usinas 3, 2 e 1, mostradas na Tabela 3.1, correspondem trmica de base,
intermediria e de ponta, respectivamente. Supe-se que estas trs usinas operem em um
sistema eltrico com a curva de carga mostrada na Figura 3.1:
15
Figura 3.1 Curva de Carga
A Figura 3.1 mostra a curva de carga do sistema durante um ano (8.760 horas). A carga
varia de 0,30 a 1,00 GW.
As trs usinas devem atender a carga descrita pela Figura 3.1, de forma que o custo seja o
menor possvel para o sistema. Com os dados mostrados na Tabela 3.1, possvel traar os
custos de cada usina para cada hora em operao, ou seja, para cada kWh gerado. Observe
a Figura 3.2, com os custos totais de cada usina por hora em operao:
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
Car
ga (G
W)
Horas
16
Figura 3.2 Custo das Usinas por Hora de Operao
O grfico da Figura 3.2 mostra que a Usina 1, que possui alto custo de operao, custa
menos ao sistema se o seu tempo de operao for inferior a, aproximadamente, 1.400
horas. Em um perodo de operao entre 1.400 horas e 3.600 horas, a Usina 2 possui um
menor custo para o sistema. A Usina 3, mesmo com seu baixo custo operacional, deve
operar mais do que 3.600 horas para que seu custo para o sistema seja o menor dentre as
trs usinas, em razo do seu elevado custo fixo. Isso se deve ao fato de a Usina 1 ter um
baixo custo fixo (custo de instalao), logo, esta custa menos para o sistema se no houver
gerao ou se tiver que gerar por pequenos perodos. Por outro lado, a Usina 3 possui um
custo fixo elevado, dessa forma para que esta apresente benefcios para o sistema, ela deve
gerar durante longos perodos.
Ao analisar a curva de carga da Figura 3.1, e os custos mostrados pela Figura 3.2,
possvel estabelecer quanto cada usina gerar, considerando que o rgo regulador busque
o menor custo para o sistema eltrico. Este despacho mostrado na Figura 3.3:
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
Cus
to (R
$ m
il/an
o)
Horas
Usina 1 Usina 2 Usina 3
17
Figura 3.3 Gerao do Sistema Eltrico
A Figura 3.3 mostra como seria o despacho econmico do sistema eltrico com base nos
custos de cada usina. A Usina 3 deve operar todas as horas do ano, esta usina passa a ter o
menor custo para o sistema quando opera acima de 3.600 horas, portanto, dever gerar a
sua capacidade mxima aps este perodo. A Usina 2, deve gerar mais que 1.400 horas e
menos que 3.600 para que seu custo seja inferior s demais, desta forma gerar a
capacidade mxima neste perodo. A Usina 1, para que seu custo seja o menor dentre as
usinas, deve gerar menos de 1.400 horas, por isso, esta usina s gerar nos perodos de
ponta, e gerar a sua capacidade mxima.
possvel fazer a comparao dos pontos de cruzamento das curvas da Figura 3.2 e as
geraes observadas pela Figura 3.3. A Figura 3.4 traz as comparaes:
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
Car
ga (G
W)
Horas
Usina 1 Usina 2 Usina 3
18
Figura 3.4 Gerao e Custos das Usinas
A Figura 3.4 faz a comparao entre custos mostrados na Figura 3.2 e da gerao das
usinas mostradas pela Figura 3.3. Com este grfico ficam evidentes os pontos de
cruzamento dos custos e como cada usina gerar na curva de carga.
O exemplo mostrou como trs usinas de tecnologias diversas gerariam de acordo com os
seus custos fixos e variveis. possvel, no entanto, supor que o exemplo considerasse que
em vez de trs usinas, cada uma das usinas corresponderia a um conjunto de usinas, e que
o preo de cada uma, correspondesse ao custo mdio destas. Em outras palavras, seria
possvel agrupar usinas de custos prximos e ajustar a demanda de cada grupo pelo custo
mdio do grupo. Com isso se chegaria ao mesmo resultado do exemplo.
Este exemplo mostrou que no planejamento do sistema, o excesso de usinas de baixo custo
de operao, nem sempre reduz o custo global do sistema, pois estas apresentam elevado
custo de instalao. necessrio que haja diversidade de tipos de usina para que o custo da
energia eltrica para o consumidor final seja a menor possvel.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
Cus
to (R
$/an
o)
Car
ga (G
W)
Horas
Usina 1 (Gerao) Usina 2 (Gerao) Usina 3 (Gerao)
Usina 1 (Custo) Usina 2 (Custo) Usina 3 (Custo)
19
4. LEILES DE ENERGIA
Com a edio da Lei 10.848, de 2004, e do Decreto 5.163, de 2004, passou-se a exigir das
empresas de distribuio a garantia do total atendimento do seu mercado no Ambiente de
Contratao Regulada (ACR), por meio de licitao, na modalidade leilo. Esse tipo de
contratao tem o objetivo de garantir que a expanso ter a participao dos
empreendimentos mais competitivos, ou seja, aqueles que tm o menor custo para o
sistema e, com isso, proporcionar a modicidade tarifria. Agncia Nacional de Energia
Eltrica (ANEEL) cabe a regulao das licitaes para contratao regulada de energia
eltrica e a realizao do leilo diretamente ou por intermdio da Cmara de
Comercializao de Energia Eltrica (CCEE), conforme determinado no 11 do art. 2 da
Lei 10.848/2004 [CCEE, 2009].
No perodo que antecede o leilo, as empresas de distribuio devem declarar aos rgos
regulatrios as suas demandas previstas, e com isso ser contratada no leilo energia
suficiente para suprir a necessidade das distribuidoras. Os vencedores do leilo sero
aqueles que ofertarem o menor preo por megawatt hora e iniciaro seu abastecimento 1, 3
ou 5 anos aps a realizao do certame leiles A-1, A-3, A-5. Os leiles A-3 e A-5 so
conhecidos como leiles de energia nova, nos quais as usinas geradoras no foram
construdas e, por outro lado, o leilo A-1 conta com a presena de empreendimentos j
existentes.
Em sntese, o leilo de energia existente tem como objetivo a venda de energia eltrica
proveniente de empreendimentos construdos e o atendimento s necessidades de mercado
das distribuidoras. J o leilo de energia nova tem por objetivo atender s necessidades de
mercado das distribuidoras, mediante a venda de energia eltrica proveniente de novos
empreendimentos de gerao.
Ainda existem os leiles de ajuste e de reserva, o primeiro tem o objetivo de complementar
a carga de energia necessria ao atendimento do mercado consumidor das concessionrias
de distribuio, at o limite de 1%8; o segundo objetiva a venda de energia destinada a
aumentar a segurana no fornecimento de energia eltrica ao Sistema Interligado Nacional
8 No ano de 2009, foi ajustado o limite de 5% da carga total contratada [CCEE, 2009].
20
(SIN), proveniente de usinas especialmente contratadas para esse fim, seja de novos
empreendimentos de gerao ou de empreendimentos existentes [CCEE, 2009].
4.1. AMBIENTE DE CONTRATAO REGULADA (ACR)
No atual modelo do setor eltrico, a comercializao de energia eltrica acontece em dois
ambientes de mercado: o Ambiente de Contratao Livre (ACL) e o Ambiente de
Contratao Regulada (ACR). No ACL, a negociao ocorre livremente entre os agentes
(geradores, comercializadores, consumidores livres, importadores e exportadores de
energia eltrica) e os acordos so firmados por meio de contratos bilaterais. No ACR, a
contratao formalizada pelos Contratos de Comercializao de Energia Eltrica no
Ambiente Regulado (CCEAR) e so feitos pelos agentes participantes dos leiles de
energia [CCEE, 2009].
Os CCEAR so contratos bilaterais celebrados entre cada agente vendedor vencedor do
leilo e todos os agentes de distribuio. Esses contratos apresentam prazos de durao que
se diferenciam de acordo com a fonte de energia e o tipo de leilo realizado. Para os leiles
de energia existente, os CCEAR tm no mnimo cinco anos para usinas termeltricas e no
mximo quinze anos para as usinas hidreltricas. J para os leiles de energia nova os
prazos so superiores, sendo de quinze anos para as usinas termeltricas e de trinta anos
para as usinas hidreltricas [CCEE, 2009].
Existem duas modalidades de CCEAR, os Contratos de Quantidade de Energia e os
Contratos de Disponibilidade de Energia. Os Contratos de Quantidade so aqueles nos
quais os riscos hidrolgicos so assumidos integralmente pelos vendedores (geradores).
Neste caso, cabe aos geradores arcarem com os custos referentes ao fornecimento de
energia contratada. Os riscos financeiros so relativos diferena entre os preos da
energia dos submercados. Para o Contrato de Disponibilidade, os benefcios e o nus da
variao de produo em relao Garantia Fsica so repassados aos consumidores
regulados. Dentro do objetivo do trabalho, no qual ser analisado o elevado nmero de
usinas trmicas nos leiles de energia nova, ser observado como funciona o contrato de
disponibilidade, tendo em vista a contratao das usinas trmicas [CCEE, 2009].
21
4.1.1. Contrato de Disponibilidade
A venda de energia no Leilo de Energia Nova realizada utilizando contratos futuros de
energia, que sero celebrados entre os distribuidores pool de compradores e cada um
dos empreendimentos vencedores do leilo. Os contratos estabelecidos estipulam os
parmetros de remunerao, no caso de um empreendimento termeltrico, ser firmado um
Contrato de Disponibilidade [MARTINS, 2008].
Dessa forma no Contrato de Disponibilidade, as usinas geradoras so pagas de acordo com
a Garantia Fsica, a termeltrica, ao assinar o contrato de disponibilidade, garante que
estar pronta para gerar a totalidade de sua energia, toda vez que o sistema despach-la.
Por isso, para este tipo de contrato os riscos, nus e os benefcios da variao de produo
em relao energia assegurada so alocados ao pool e repassados aos consumidores
regulados. Uma vez que o distribuidor ter que comprar energia no mercado vista, toda
vez que o preo da energia da usina contratada for superior ao do mercado [CCEE, 2009].
Um empreendedor termeltrico pode, no entanto, optar por atender simultaneamente ao
mercado livre de energia, assim como ao mercado regulado. Se este for o caso, tudo
procede como se a usina principal estivesse subdividida em duas usinas secundrias. O
empreendedor declara a frao da usina comprometida com o mercado regulado e, a partir
disso, calcula a energia assegurada disponvel para comercializao nos leiles de energia
nova. A outra frao da usina pode comercializar energia no Ambiente de Contratao
Livre (ACL) da forma como bem entender o empreendedor [MARTINS, 2008] [CCEE,
2009].
22
4.2. LEILES DE ENERGIA NOVA
Ser tratado de forma mais detalhada neste trabalho a modalidade de leilo de energia
nova. Essa modalidade permite a contratao de energia a longo prazo, uma vez que a
energia eltrica contratada ser, em regra, gerada por empreendimentos que no tiveram
sua construo iniciada. Os leiles de energia nova so realizados anualmente e
subdividem-se em duas categorias9: os leiles do tipo A-3 e os leiles do tipo A-510. Para o
primeiro, o incio da operao da usina ser trs anos aps a realizao do leilo, para o
outro ser cinco anos aps.
Alm de apresentarem duas categorias, A-3 e A-5, os leiles de energia nova se
diferenciam pelos seus contratos, conforme explicado na seo anterior, com as
modalidades de Contratao de Quantidade para usinas hidrulicas e de Disponibilidade
para usinas trmicas. Vale ressaltar, como forma de diversificar a matriz energtica o
Ministrio de Minas de Energia (MME) define a participao mnima de gerao trmica
nos leiles.
4.2.1. 1 Leilo de Energia Nova A-5/2005
No dia 16 de dezembro de 2005, ocorreu o 1 Leilo de Energia Nova, de acordo com o
Novo Modelo Institucional do Setor Eltrico. Esse leilo foi utilizado como ajuste do
procedimento anterior ao novo modelo, no qual as distribuidoras devem contratar sua
demanda com antecedncia de 3 ou 5 anos. Os resultados do leilo so mostrados pela
Tabela 4.1:
9 Ambos realizados anualmente. 10 No qual A o ano de incio de operao da usina, se diz que o leilo A-5 (l-se A menos cinco)
realizado 5 anos antes da operao. O incio da operao ser no primeiro dia do ano, ou seja, para um leilo
realizado em 2009, a operao da usina se dar no dia 1 de janeiro de 2014.
23
Tabela 4.1 Resultado do Leilo A-5/2005
Quantidade de empreendimentos 49
Quantidade de novos empreendimentos 20 (11 hidrulicas e 9 trmicas)
Volume em MW mdios 3.286,00
Volume Hidrulico em MW mdios 1.006 (30,6%)
Volume Trmico em MW mdios 2.278 (69,4%)
Volume Financeiro em R$ bilhes 68,4
Demanda das distribuidoras atendidas 98,8% (2008), 95,5% (2009) e 100% (2010)
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
De forma comparativa, esse leilo realizou contratao de energia para trs anos (2008,
2009 e 2010), ou seja, em um s leilo A-5 aconteceram leiles A-3, A-4 e A-5. Dessa
forma, a demanda de mercado de energia projetada pelas empresas de distribuio para o
ano de 2010 foi atendida com o leilo. Para os anos de 2008 e 2009 a demanda foi regulada
pelos leiles de ajuste. O volume financeiro se refere movimentao financeira resultante
dos contratos de compra e venda de energia.
Pode-se observar na Tabela 4.1 que dos 49 empreendimentos participantes, apenas 20
foram novos, isso se deve ao fato do 1 Leilo de Energia Nova ter servido como primeiro
ajuste da demanda para os anos de 2008 a 2010.
Os preos mdios negociados pelos empreendedores so mostrados na Tabela 4.2:
Tabela 4.2 Preos Mdios Negociados A-5/2005
Ano Hidreltricas (R$/MWh) Termeltricas (R$/MWh)
2008 106,95 132,26
2009 113,89 129,26
2010 114,83 121,81
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
4.2.2. 2 Leilo de Energia Nova A-3/2006
O 2 Leilo de Energia Nova foi realizado no dia 30 de junho de 2006. Este contou com a
presena de 31 empreendimentos, nos quais 15 deles foram empreendimentos hidreltricos
e 16 termeltricos. Desse total, 18 so novos empreendimentos (7 Pequenas Centrais
24
Hidreltricas e 11 Usinas Termeltricas 3 de biomassa e 8 de leo combustvel). A
energia vendida nesse leilo serviu para atender a demanda a partir de 2009. A Tabela 4.3
mostra os resultados do leilo:
Tabela 4.3 Resultado do Leilo A-3/2006
Quantidade de empreendimentos 31
Quantidade de novos empreendimentos 18 (7 hidrulicas e 11 trmicas)
Volume em MW mdios 1.682,00
Volume Hidrulico em MW mdios 1.028 (61,1%)
Volume Trmico em MW mdios 654 (38,9%)
Volume em R$ bilhes 45,6
Demanda das distribuidoras atendidas 104,08%
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
possvel observar na Tabela 4.3 que, nesse leilo, a demanda informada pelas empresas
distribuidoras, de 1.616 MW mdios, foi superada pelos 1.682 MW mdios negociados.
Como no 1 Leilo de Energia Nova, este leilo tambm contou com empreendimentos que
ainda no iniciaram sua construo, 18 usinas, e outros que j estavam em fase de
construo, 13 usinas. Assim, ajustaram-se as usinas ao novo modelo, de modo que os
prximos leiles contaram apenas com a presena de usinas que no iniciaram sua
construo.
Os preos mdios de venda por tipo de fonte, em R$/MWh, so mostrados na Tabela 4.4:
Tabela 4.4 Preos Mdios Negociados A-3/2006
Preo Mdio Final
(R$/MWh)
Preo Mdio Hidreltricas
(R$/MWh)
Termeltricas
(R$/MWh)
129,64 126,77 132,39
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
4.2.3. 3 Leilo de Energia Nova A-5/2006
O 3 Leilo de Energia Nova, A-5/2006, foi realizado no dia 10 de outubro de 2006,
momento em que os contratos de compra e venda de energia correspondero ao
atendimento do ano de 2011. O resultado do leilo mostrado na Tabela 4.5:
25
Tabela 4.5 Resultado do Leilo A-5/2006
Quantidade de empreendimentos 38 (17 hidrulicas e 21 trmicas)
Volume em MW mdios 1.104,00
Volume Hidrulico em MW mdios 569 (51,5%)
Volume Trmico em MW mdios 535 (48,5%)
Volume em R$ bilhes 27,75
Demanda das distribuidoras atendidas 99,6%
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
Nesse leilo pode-se observar, pela Tabela 4.5, que a demanda das distribuidoras no foi
de 100%, isto , no houve total atendimento do mercado estimado por estas. Da carga
estimada, correspondente a 1.243 MW mdios, foi contratado no leilo o valor de 1.104
MW mdios. Da mesma forma como no leilo A-5 anterior, a maioria da energia vendida
foi de fonte hidreltrica. Os preos mdios negociados so mostrados na Tabela 4.6:
Tabela 4.6 Preos Mdios Negociados A-5/2006
Preo Mdio Final
(R$/MWh)
Preo Mdio Hidreltricas
(R$/MWh)
Termeltricas
(R$/MWh)
128,90 120,86 137,44
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
4.2.4. 4 Leilo de Energia Nova A-3/2007
No dia 26 de julho de 2007, foi realizado o 4 Leilo de Energia Nova, A-3/2007,
responsvel pela contratao de 1.304 MW mdios, equivalente a um aumento de 1.781,8
MW de potncia, que atender o sistema a partir de 2010. Observe o resultado do leilo na
Tabela 4.7:
Tabela 4.7 Resultado do Leilo A-3/2007
Quantidade de empreendimentos 12
Volume em MW mdios 1.304,00
Volume em R$ bilhes 23,09
Demanda das distribuidoras atendidas 101,8%
Preo mdio negociado em R$/MWh 134,67
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
26
De forma diferente do leilo anterior, a energia total negociada ultrapassou a demanda
projetada pelas empresas distribuidoras, totalizando um atendimento de 101,8%11 do
mercado de distribuio. Alm disso, no houve nesse leilo contratao de usinas
hidrulicas, ou seja, dos 12 empreendimentos contratados, todas foram termeltricas
movidas a leo combustvel, o que implicou em um preo mdio nico. Pde-se observar,
ainda, um aumento do preo do MWh, em relao aos leiles anteriores. Esses fatores
sero comentados mais frente.
4.2.5. 5 Leilo de Energia Nova A-5/2007
O 5 Leilo de Energia Nova, A-5/2007, foi realizado pelo Governo Federal no dia 16 de
outubro de 2007. Promoveu-se a contratao para o suprimento do mercado brasileiro a
partir do ano de 2012. Mais uma vez o volume contratado superou a demanda prevista
pelas empresas de distribuio. Observe o resultado do leilo na Tabela 4.8:
Tabela 4.8 Resultado do Leilo A-5/2007
Quantidade de empreendimentos 10 (5 hidrulicas e 5 trmicas)
Volume em MW mdios 2.312,00
Volume Hidrulico em MW mdios 715 (30,9%)
Volume Trmico em MW mdios 1.597 (69,1%)
Volume em R$ bilhes 51,24
Demanda das distribuidoras atendidas 110%
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
Vale destacar a reduo do montante de energia hidreltrica contratada neste leilo, 715
MW mdios contra 1.597 MW mdios de energia termeltrica. O preo mostrado na
Tabela 4.9, a seguir, ficou bem abaixo do preo teto, de R$ 141,00/MWh. Isto pode ser
justificado pela presena de empreendimentos hidreltricos e de usinas trmicas a gs.
Observe a Tabela 4.9:
11 As distribuidoras esto autorizadas pela ANEEL a repassarem para as tarifas de energia os montantes
contratados at o limite mximo de 103% de sua carga futura efetiva. Este limite aumenta a segurana do
sistema, pois reconhece a impossibilidade de uma previso perfeita da demanda e estabelece um limite de
tolerncia para o erro da previso dos agentes distribuidores.
27
Tabela 4.9 Preos Mdios Negociados A-5/2007
Preo Mdio Final
(R$/MWh)
Preo Mdio Hidreltricas
(R$/MWh)
Termeltricas
(R$/MWh)
128,33 129,14 128,37
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
4.2.6. 6 Leilo de Energia Nova A-3/2008
O 6 Leilo de Energia Nova, A-3/2008, realizado dia 17 de setembro, pelo Governo
Federal, contratou energia a ser entregue em 2011. Novamente foi vista uma contratao
de energia alm da carga prevista pelas distribuidoras. Isso sem considerar o leilo de
reserva realizado em agosto. A oferta de energia prevista para entrar no SIN at 2011
mais que suficiente para atender aos mercados regulados (consumidores ligados s
empresas distribuidoras) e livres (grandes consumidores). Observe o resultado do leilo na
Tabela 4.10:
Tabela 4.10 Resultado do Leilo A-3/2008
Quantidade de empreendimentos 10
Volume em MW mdios 1.076,00
Volume em R$ bilhes 18,17
Demanda das distribuidoras atendidas 111%
Preo Mdio Final em R$/MWh 128,42
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
Observando a Tabela 4.10, v-se novamente da mesma forma como o leilo A-3/2007
a presena de apenas contrataes de empreendimentos termeltricos, com o preo mdio
nico e igual a R$ 128,42/MWh.
Outro aspecto observado foi a mudana da metodologia de clculo da Garantia Fsica de
usinas termeltricas a leo combustvel, o que veio a causar uma reduo da quantidade de
energia vendida por usinas que utilizam este tipo de combustvel [MACHADO, 2008].
28
4.2.7. 7 Leilo de Energia Nova A-5/2008
O Leilo de Energia Nova A-5/2008 foi realizado no dia 30 de setembro, pelo Governo
Federal, para a contratao de energia no Sistema Eltrico Brasileiro a partir de 2013. Este
contou com a contratao de 24 empreendimentos, nos quais apenas um foi hidreltrico.
Observe o resultado do leilo na Tabela 4.11:
Tabela 4.11 Resultado do Leilo A-5/2008
Quantidade de empreendimentos 24 (1 hidrulicas e 23 trmicas)
Volume em MW mdios 3.125,00
Volume Hidrulico em MW mdios 121 (3,9%)
Volume Trmico em MW mdios 3.004 (96,1%)
Volume em R$ bilhes 60,5
Demanda das distribuidoras atendidas 104,6%
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
Foram contratados 3.125 MW mdios sendo que 3.004 MW mdios de fontes
termeltricas e 121 MW mdios de fontes hidreltricas que, em capacidade instalada, foi
equivalente ao montante de 5.566 MW.
O nico empreendimento hidreltrico foi a concesso da usina hidreltrica de Baixo
Iguau, no Paran, com potncia de 350 MW. A Tabela 4.12 traz os preos mdios
contratados, no qual o preo mdio das hidreltricas corresponde ao preo da energia da
hidreltrica do Baixo Iguau:
Tabela 4.12 Preos Mdios Negociados A-5/2008
Preo Mdio Final
(R$/MWh)
Preo Mdio Hidreltricas
(R$/MWh)
Termeltricas
(R$/MWh)
141,78 98,98 145,23
Fonte: EPE (www.epe.gov.br) 2009
29
4.3. ANLISE COMPARATIVA DOS LEILES DE ENERGIA NOVA
Nos leiles de energia nova, o critrio da menor tarifa utilizado para ordenar as usinas no
certame. Sero vencedores os agentes que ofertarem energia eltrica ao menor preo at
atender a demanda prevista pelas distribuidoras de energia eltrica. Os contratos de compra
e venda de energia eltrica so ento celebrados entre os vencedores e as distribuidoras na
proporo da energia declarada por cada um delas [SOARES, 2008].
Outro aspecto dos leiles que acontecem no terceiro ou quinto ano anterior ao ano de
suprimento, leiles A-3 e A-5 respectivamente. Essa diferena implica em diferentes tipos
de usinas que concorrem durante os leiles. As usinas hidreltricas e as termeltricas a
carvo possuem um tempo maior de investimento e construo, entretanto, as usinas
termeltricas a gs natural, biomassa e leo combustvel possuem um menor tempo de
construo.
Foi observado que no 1 Leilo de Energia Nova, A-5, ainda que com objetivo de garantir
a demanda para 2010, pois foi um leilo A-5, foram tambm negociados contratos para
2008 e 2009, correspondendo ento a leiles A-3 e A-4 respectivamente, para ajustar a
demanda ao novo sistema. Para anlise dos leiles sero utilizado apenas os leiles para
suprimento 3 e 5 anos aps o leilo12, ou seja, apenas os leiles A-3 e A-5.
possvel observar, de acordo com a Figura 4.1, o nmero de usinas trmicas e hidrulicas
que participaram dos leiles A-5 e a quantidade de energia, em MW mdios, contratada:
12 Isso significa que o 1 Leilo de Energia Nova ser considerado como um leilo A-3 e A-5, sendo ento
excludos os empreendimentos contratados para o ano de 2009, A-4.
30
Figura 4.1 Quantidade de Usinas e MW Mdios
Na Figura 4.1, v-se que a quantidade de usinas hidrulicas e tambm a quantidade de
energia gerada est reduzindo com o tempo. Por outro lado, as usinas trmicas mostram-se
cada vez mais presentes, mesmo com o alto custo de sua energia para o Sistema Interligado
Brasileiro (SIN).
Pode-se observar pela Figura 4.2, a mesma anlise feita da quantidade de usinas e MW
mdios contratados nos leiles A-5 para os leiles A-3:
Figura 4.2 Quantidade de Usinas e MW Mdios
0
5
10
15
20
25
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
2005 2006 2007 2008
Qua
ntid
ade
de u
sina
s
MW
md
ios
cont
rata
dos
Leilo A-5
MWmed Trmico MWmed Hidro Trmicas Hidrulicas
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
2005 2006 2007 2008
Qua
ntid
ade
de u
sina
s
MW
md
ios
cont
rata
dos
Leilo A-3
MWmed Trmico MWmed Hidro Trmicas Hidrulicas
31
Nos leiles mostrados na Figura 4.2 observa-se, ainda, reduo da gerao hidrulica. Essa
reduo se mostra mais clara nos dois ltimos leiles A-3, nos quais no houve a
contratao de usinas hidrulicas. Outra caracterstica do leilo A-3 quantidade inferior
de energia, em MW mdios, negociada no ltimo leilo, de 2008, em oposio ao leilo de
2007, pois neste ltimo a quantidade de energia contratada foi muito prxima em ambos os
leiles, A-3 e A-5. Era esperado que esses leiles tivessem uma quantidade energia
contratada inferior, pois nestes haveria apenas ajustes da demanda prevista pelas
distribuidoras.
Observando agora o comportamento do preo da energia dos leiles, pode-se ter uma ideia
dos efeitos do leilo nos preos da energia que ser oferecida ao consumidor. Para esta
anlise observe a Figura 4.3, a seguir, que mostra a evoluo do preo da energia
contratada das usinas hidrulicas:
Figura 4.3 Evoluo do Preo das Usinas Hidrulicas
O que pode ser verificado na Figura 4.3 que as usinas hidrulicas possuem grande
diversidade de preos, basta observar a relao da mdia com os valores mximos e
mnimos. No ltimo leilo mostrado, A-5/2008, houve apenas a contratao de uma usina
hidrulica. Nos leiles A-3 de 2007 e 2008, como demonstrado na Figura 4.2, no houve
95
105
115
125
135
145
A-3 2005 A-5 2005 A-3 2006 A-5 2006 A-5 2007 A-5 2008
Pre
o d
a E
nerg
ia (
em R
$/M
Wh)
Leilo de Energia NovaMdia Mximo Mnimo
32
contratao de usinas hidrulicas. Isso leva a crer que a matriz energtica tende a ficar mais
poluente com o aumento de usinas trmicas no SIN.
A Figura 4.4, a seguir, traz a evoluo do preo das usinas trmicas, cujo preo de venda
o ndice de Custo Benefcio (ICB), que ser visto com mais detalhes no prximo captulo:
Figura 4.4 Evoluo do Preo das Usinas Trmicas
Ao comparar a Figura 4.4 Figura 4.3, pode-se notar diferenas entre as usinas trmicas e
as hidrulicas. Para as usinas trmicas, o preo de venda ICB no varia muito em
relao sua mdia. Isso se deve a uma srie de fatores. Um deles o procedimento do
leilo, em que dada a oportunidade ao empreendedor para reduzir o seu custo e, por
conseguinte, reduzir o ICB at um valor competitivo. Outro fator a alta competitividade
entre os empreendedores, em sua grande maioria so empresas privadas. A nica exceo
ocorreu com o 1 Leilo de Energia Nova, o qual teve grandes distores que podem ter
sido causadas pela primeira experincia dos empreendedores neste tipo de leilo.
Ainda na Figura 4.4, v-se uma alterao no preo mdio no ltimo leilo, 7 Leilo de
Energia Nova, no qual se nota um aumento considervel do preo de venda. Pode-se
atribuir esse aumento grande quantidade de energia requisitada pelos distribuidores e ao
pequeno nmero de usinas hidreltricas.
95
105
115
125
135
145
A-3 2005 A-5 2005 A-3 2006 A-5 2006 A-3 2007 A-5 2007 A-3 2008 A-5 2008
Pre
o d
a E
nerg
ia -
ICB
(em
R$/
MW
h)
Leilo de Energia NovaMdia Mximo Mnimo
33
De uma forma geral, foi construdo o grfico da Figura 4.5, que apresenta a mdia de
preos de cada leilo (considerando o 1 Leilo de Energia Nova como leilo A-3 e A-5)
para todas as fontes geradoras:
Figura 4.5 Mdia dos Preos nos Leiles de Energia Nova
possvel observar na Figura 4.5 a evoluo dos preos mdios das usinas vencedoras dos
leiles de energia nova. Verifica-se que os preos mdios da energia nos Leiles A-3 no
variam como no A-5, isso se deve ao fato dos Leiles A-5 contratarem uma maior
quantidade de energia e tmida presena de usinas hidrulicas em alguns dos leiles. As
consequncias disso so: a seleo de uma quantidade superior de usinas termeltricas e a
elevao do preo mdio da energia. Esse fato pode ser verificado no ltimo leilo, A-
5/2008, momento em que possvel observar uma distoro do preo mdio de venda em
relao aos demais leiles.
Com base nos resultados mostrados, verificou-se que nos leiles de energia nova est
havendo uma grande contratao de empreendimentos termeltricos, o que vem a causar
um aumento do preo da energia. Para entender os preos da energia das usinas trmicas,
ser estudado o ICB e se esse preo reflete os verdadeiros custos da energia para as
empresas distribuidoras de energia.
110
115
120
125
130
135
140
145
2005 2006 2007 2008
Pre
o m
dio
(em
R$/
MW
h)
Ano
Leilo A-3 Leilo A-5
34
5. NDICE DE CUSTO BENEFCIO ICB
O captulo anterior mostrou como feita a contratao no Ambiente de Contratao
Regulada (ACR) e, mais detalhadamente, o Leilo de Energia Nova, que conta com a
participao de empreendimentos que iniciaro sua operao trs ou cinco anos aps o ano
de realizao do leilo. Para ordenao econmica dos empreendimentos de gerao
termeltrica utilizado o ndice de Custo Benefcio (ICB), que representa o custo estimado
da usina trmica para o sistema durante os 15 anos de contratao. Para usinas
termeltricas, essa contratao dever ser celebrada por meio de Contratos de
Disponibilidade.
Como j observado, antes do leilo, o empreendimento termeltrico tem a sua Garantia
Fsica calculada e esta corresponde ao benefcio energtico agregado ao sistema. Por outro
lado, o seu custo ser o custo de investimento, inclusos os custos socioambientais, os juros
durante a construo e a parcela fixa dos custos de Operao e Manuteno (O&M),
somados ao valor esperado do custo varivel de O&M e ao valor esperado do custo
econmico de curto prazo.
Para o clculo do ICB, foi desenvolvida uma frmula que traz a razo entre os dois termos
supracitados, custos fixos e variveis valores que, somados, correspondem ao custo total
da usina trmica e o seu benefcio energtico Garantia Fsica podendo ser calculado
em base mensal (em R$/ms) ou anual (em R$/ano), conforme a Equao (5.1):
!"#! $%! '( !"# )* +,*-.#1 '( !"# '2#3. -"#,-.5#16.-.3"%. $!%2. (5.1)
A parcela de custos fixos, em R$/ano, representa a receita informada pelo empreendedor
para cobrir todos os custos de implantao do empreendimento, custos socioambientais,
pagamento de juros, tarifas de acesso e uso do sistema, custos com O&M e contrato de
combustvel fixo (take or pay e ship or pay), alm da remunerao do investimento.
O custo de operao, definido na frmula como Valor Esperado do Custo de Operao
(COP), em R$/ano, funo do custo varivel declarado pelo gerador da usina e tambm
do seu nvel de inflexibilidade. O COP representa o valor esperado anual do reembolso do
35
custo de operao, pago no despacho da usina, calculado com base em uma estimativa
futura do Custo Marginal de Operao (CMO).
A parcela relativa ao Valor Esperado do Custo Econmico de Curto Prazo (CEC), em
R$/ano, tambm funo da inflexibilidade e do custo varivel declarado da usina,
resultado das diferenas mensais apuradas entre o despacho efetivo da usina e sua Garantia
Fsica. Corresponde ao custo ou benefcio que o consumidor teria ao buscar energia no
mercado de curto prazo, ao preo spot, enquanto a usina no estiver despachada [EPE,
2008c].
No denominador da frmula encontra-se a Garantia Fsica (GF), em megawatt mdio (MW
mdio), calculada com relao ao nvel de inflexibilidade, custo varivel e utiliza o modelo
NEWAVE13. Vale observar que o empreendedor deve levar em conta, no clculo do ICB,
alm da Garantia Fsica, a parcela desta que deseja comercializar no Ambiente de
Contratao Regulada (ACR)14.
De outra forma, possvel reescrever a frmula do ICB, conforme Equao (5.2):
7$89: ;< += '89: 6$ (5.2)
Em que:
GF: a Garantia Fsica;
RF: a Receita Fixa;
QL: a Quantidade de Lotes ofertada para o ACR limitada a Garantia Fsica15 (GF);
8760: nmero de horas do ano.
13 Para as simulaes energticas a sistemas equivalentes utilizado o modelo NEWAVE, desenvolvido pelo
CEPEL, na verso para clculo de Garantia Fsica. 14 Foi observado na seo Contrato de Disponibilidade (p. 21 s. 4.1.1) que o empreendedor pode
comercializar parte da sua energia no mercado livre e outra parte no mercado regulado. 15 QL deve ser no mnimo 1 MW mdio e no mximo a Garantia Fsica da usina. O edital de licitao poder
definir um percentual mnimo da Garantia destinado comercializao no ACR.
36
De outra forma, pode-se representar a frmula em funo de K, que seria a parcela varivel
da frmula, como mostra a Equao (5.3):
7$89: ;< > (5.3)
A mencionada representao divide a frmula de clculo do ICB em duas parcelas, a
parcela K, parcela varivel em R$/MWh que calculada antes do leilo, e a parcela
fixa tambm em R$/MWh que calculada durante o leilo.
5.1. O CLCULO DO ICB
O clculo do ICB pode ser comparado ao despacho por ordem de mrito do Operador
Nacional do Sistema Eltrico (ONS) das usinas trmicas. Para o despacho feita a
comparao do PLD (preo spot) com o custo varivel da usina em questo, j no ICB
comparado o custo varivel declarado com o Custo Marginal de Operao (CMO). Esta
comparao feita tanto no clculo do fator COP, quanto do CEC.
No despacho do ONS a usina gera por razes energticas, isto , de acordo com o custo
da usina para o sistema, toda vez que o custo varivel declarado for inferior ao valor do
PLD. De outra forma, a usina pode gerar por razes eltricas, momento em que seu
despacho pode ser autorizado, pois o sistema apresenta restries no sistema de
transmisso. Este ltimo despacho no considerado para clculo de ICB, j que sua
previso depende de fatores imprevisveis.
possvel representar a comparao do CMO com o custo varivel declarado, da seguinte
forma:
Se o Custo Varivel Unitrio (CVU) for menor ou igual ao CMO, a usina
ser despachada no seu valor disponvel para gerao: ? @AB,D,E F G ?D,E E Caso contrrio, a usina gerar apenas o valor declarado como inflexvel: ? @AB,D,E H G ?D,E IJK?LE
37
Em que:
s: o ndice do submercado ao qual pertence a usina (varia de 1 a 4);
c: o ndice do cenrio hidrolgico (varia de 1 a 2.000);
m: o ndice do ms em questo (varia de 1 a 96)16;
CMOs,c,m: o Custo Marginal de Operao do submercado s, para o cenrio c, no ms m,
em R$/MWh;
CVU: o Custo Varivel Unitrio da usina termeltrica, em R$/MWh;
Gerac,m: a gerao da usina no cenrio c, no ms m, em MWmdios;
Inflexm: a inflexibilidade declarada pelo gerador, ou seja, a gerao mnima obrigatria,
para o ms m, em MWmdios;
Dispm: a disponibilidade da usina no ms m, em MWmdios.