DEFINIÇÃO E APLICAÇÃO DA FERRAMENTA CUSTO MARGINAL SOB RISCO (CMaR) PARA OPERAÇÃO DE SISTEMAS TÉRMICOS: UMA ADAPTAÇÃO DO CONCEITO Value-at-Risk (VaR) PARA A INDÚSTRIA DE ENERGIA Francisco Alexandre de Oliveira, MsC Universidade Federal de Itajubá, Av. BPS, 1303, CEP: 37500-903 – Itajubá/MG [email protected] José Arnaldo Barra Montevechi, Dr. Universidade Federal de Itajubá, Av. BPS, 1303, CEP: 37500-903 – Itajubá/MG [email protected] José Wanderley Marangon Lima, Dr. Universidade Federal de Itajubá, Av. BPS, 1303, CEP: 37500-903 – Itajubá/MG [email protected] Resumo: A reestruturação do setor elétrico brasileiro levou a criação de um novo modelo institucional, com os seguintes pontos centrais: criação do ambiente regulado de contratação de energia e o ambiente de contratação livre e a atividade de geração como segmento competitivo. Deste modo, no segmento de geração é estimulada a participação do capital de investidores. No entanto, os investimentos só serão realizados se a tarifa de suprimento for capaz de gerar receitas suficientes para amortizar os investimentos e gerar um fluxo de caixa de rentabilidade superior as atividades de mesmo nível de risco. No mercado de energia brasileiro, os preços de energia a serem cobrados são determinados através do custo marginal de operação do sistema. Deste modo, este artigo apresenta o desenvolvimento da métrica custo marginal sob risco, aplicado a geração térmica para determinar a volatilidade do custo marginal, a partir da volatilidade do combustível para geração térmica. Palavras-chave: Otimização, simulação de Monte Carlo, Custo Marginal sob risco. Abstract: The reorganization of the Brazilian electric sector created a new institucional model, with the following central points: creation of the regulated environment contract energy and the free environment contract energy and the activity of generation as a competitive segment. In this way, in the generation segment, the participation of the investors’ capital is stimulated. However, the investments will be done if the suppliment tariff will be capable to generate prescriptions enough to amortize the investments and generate a cash flow superior the activities of same level of risk. In the Brazilian market of energy, the prices of energy are determined through the marginal cost of operation of the system. In this way, this article presents the development of the metric marginal cost of operation under risk, applied to the thermal generation to determine the volatileness of the marginal cost, from the volatileness of the thermal generation fuel. Keywords: Otimization, Monte Carlo Simulation, Marginal Cost at risk. 1. Introdução A estruturação do setor elétrico brasileiro é um processo que vem se desenvolvendo há alguns anos na tentativa de determinar uma política regulatória que contribua para a melhoria da eficiência no fornecimento de energia. Um estudo realizado na Lituânia por Klevas e Minkstimas (2004), revelou que uma política regulatória para gerenciamento eficiente de um sistema de fornecimento e comercialização de energia deve favorecer a utilização conjunta dos recursos disponíveis para a geração da energia, incluindo as fontes renováveis, estratégias na relação demanda/contratação para assegurar determinado grau de segurança no atendimento ao cliente e a integração de órgãos de monitoramento e avaliação do sistema, a pequeno e a longo prazo. Segundo Hogan (2001), o processo de reforma e reestruturação do setor elétrico é conseqüência de fatores particulares de cada país. Como exemplo, pode-se citar a privatização de empresas estatais do setor de energia na Inglaterra, levando a redução dos custos dos insumos necessários a geração de energia. No Brasil, as reformas tiveram origem a partir da preocupação por parte do setor em determinar um certo balanceamento entre a regulação e a desregulamentação, a entrada e investimento de capital privado e os riscos assumidos pelos agentes do setor. Para a nova política regulatória, os investimentos realizados na indústria de energia brasileira seriam nos segmentos de geração, proporcionando uma expansão do setor, combinando a geração hidrelétrica com a geração térmica. As novas usinas de geração se destinariam a suprir o aumento de demanda por energia, dentro do país, ou seja, atuando no mercado regulado e/ou no mercado livre. No entanto, esta escolha é uma questão crucial para o investidor: de um lado, o ambiente regulado com clientes para a energia gerada, desde que o gerador satisfaça as exigências do ambiente regulado, ou seja, menores tarifas, pois a contratação é realizada por meio de licitação e leilões. Por outro lado, a possibilidade de negociar no mercado livre sem a necessidade de intervenções ou participação nos leilões. Portanto, a questão é qual o preço de energia a ser cobrado para a geração térmica, considerando um aumento de demanda por energia no país? Evidentemente, este preço está relacionado com as usinas térmicas que possuem um montante de energia não contratado e o custo variável de cada uma. No Brasil este preço é determinado através do custo marginal. Neste contexto, o artigo tem por objetivo, a partir da ferramenta Value-at-risk, apresentar a métrica custo marginal sob risco, em uma situação hipotética, que expressa qual o preço de energia a ser cobrado na geração térmica, caso ocorra uma oscilação de demanda por energia, considerando as usinas térmicas existentes. Para atingir o objetivo da pesquisa, o artigo está dividido em cinco seções. Na primeira é realizada a introdução. A segunda seção apresenta uma abordagem ao custo marginal de operação para sistemas elétricos. A abordagem ao Value-at-Risk é realizada na terceira seção. A determinação do custo marginal sob risco é realizado na quarta seção, dando especial enfoque na utilização da programação linear no planejamento de sistemas elétricos. Finalmente, na quinta seção são apresentadas as conclusões a respeito da pesquisa. 2. Custo marginal de operação O conceito de custo marginal de operação é um dos resultados quando se utiliza uma ferramenta de otimização, como a programação linear, em despacho de usinas. Quando se diz que uma usina foi despachada por mérito de custo, significa que por apresentar menores custos para cada megawatt gerado, a usina foi colocada em operação, ou seja, fornece energia ao sistema. A figura 1 apresenta três usinas térmicas de barra única com suas respectivas capacidade e custo por megawatt produzido. A questão é determinar o despacho ótimo, ou seja, atender a demanda do sistema a um mínimo custo. G1 - 120MW ~ $25 G2 - 70 MW ~ $15 210 MW G3 - 70 MW ~ $35 Figura 1 – Esquema de funcionamento de três usinas de barra única. A resolução do exemplo da figura 1 segue o esquema de uma programação linear, representado pela equação 1, sujeito ao conjunto de restrições dado pelas equações 2 e 3. 456 Nt z= ∑ Min cj gj (1) j=1 Nt ∑ gj = d πd (2) j=1 _ gj ≤ gj (3) para j = 1, ..., Nt Sendo: Nt cj g _j gj d πd número de unidades de geração térmica; custo de geração da unidade j; geração da unidade j; Capacidade de geração da unidade j; demanda no mercado de energia; custo marginal associado à variação do mercado. O exemplo de despacho ótimo 1 tem uma estrutura simples, e pode ser resolvido por inspeção: carregue os geradores por custo crescente de operação até atender ao mercado. Por simplicidade de notação, suponha que os geradores j = 1, ..., Nt estão em ordem crescente de custo, e que j* é a última unidade a ser carregada. Deste modo, o despacho ótimo, para um custo mínimo de $4750 é: G1 fornece 120MW, G2 70MW e G3 20MW. Caso ocorra uma oscilação na demanda, por exemplo, de 210 para 220Mw, qual o custo por MWh a ser cobrado? Como pode ser verificado, o custo é $35, que é exatamente o custo da G3, pois é a única que pode atender a demanda. Deste modo, o custo marginal do sistema é $35/MW. Na verdade, este custo marginal é utilizado para determinar o preço de liquidação das diferenças existentes entre o montante de energia produzido pelas geradoras, o montante de energia contratado e o efetivamente consumido. Para este exemplo, o custo marginal foi determinado com base em dados determinísticos, não refletindo a realidade, não sendo útil para a tomada de decisão pelo investidor. A análise é mais completa compondo-se cenários que reflitam as possíveis perdas ou ganhos para a empresa de geração, com base no Value-at-risk. 3. Value-at-Risk: novo paradigma para a mensuração do risco. O desenvolvimento da metodologia Value-at-risk teve origem a partir do debate sobre a necessidade das instituições em mensurar sua exposição total a perdas. O sistema que surgiu como um benchmark para a mensuração corporativa do risco foi o Riskmetrics, desenvolvido pelo banco americano JP Morgan. Esta metodologia é capaz de medir a maior (ou pior) perda esperada dentro de um determinado período de tempo e intervalo de confiança (Molica, 1999). A definição de VaR considerando o ponto de vista probabilístico, pode ser encontrada na pesquisa desenvolvida por Mauro (1999). Neste trabalho, o ganho/perda de uma carteira de investimentos, em um período de tempo ∆t, é representado pela variável aleatória x∆t e λ é um nível de significância escolhido (com 0 < λ < ½ ), então o valor absoluto da solução ξ para a equação 4 é o VaR da carteira de investimento sob análise. Na verdade, a interpretação do VaR é que este valor representa a máxima perda de uma atividade em resposta a uma flutuação no preço do ativo. Pr { X∆t ≤ ξ} = λ (4) 457 Na verdade, a interpretação do VaR é que este valor representa a máxima perda de uma atividade em resposta a uma flutuação no preço do ativo. Se uma instituição tem um VaR diário de R$ 100.000, com um nível de significância de 5%, equivale a dizer que uma perda maior ou igual a R$ 100.000 deve ser observada a cada 20 dias, ou ainda, que de cada 100 dias observados, apenas 5 deles devem ter perdas superiores a R$ 100.000. Para Pamplona (2003) o VaR pode ser determinado por três metodologias: a metodologia analítica, a simulação histórica e a simulação de Monte Carlo. Em comum, as três metodologias necessitam de um horizonte para o cálculo do risco (1%, 5%, 10%,...) e os preços e taxas de ativos e/ou passivos da carteira. Dentre os métodos citados, o método de Monte Carlo, é considerado como sendo o mais robusto, pois contemplam uma grande variedade de risco financeiro, além de possibilitar o tratamento das variáveis de entrada como probabilística, caso isto venha a ser de interesse. A figura 2 apresenta um esquema da simulação de Monte Carlo. Figura 2 – Esquema da simulação de Monte Carlo. 4. Determinação do custo marginal sob risco Para a determinação do custo marginal, consideremos o exemplo hipotético do despacho ótimo de um sistema de geração composto por três geradores e seis barras. O problema de despacho ótimo de um sistema de geração consiste em definir um problema de programação linear, considerando as restrições de transmissão do sistema. A figura 3 apresenta um sistema de geração, composto de seis barras e três geradores, designados por G1, G2 e G3, com seus respectivos custos e capacidades, conforme está apresentado na tabela 1. 3 G2 ~ G3 2 6 ~ 5 70 MW G1 1 ~ 70 MW 4 70 MW Figura 3 – Sistemas de seis barras com geração térmica. 458 Geração G1 G2 G3 P Max (MW) 120 70 70 Custo ($) 25 15 35 Tabela 1 – Potência Máxima dos geradores e custo por MW produzido. Como pode ser observado o sistema está interligado por linhas de transmissão, que possuem restrições de capacidade, conforme mostra a tabela 2. LT 1-2 1-4 1-5 2-3 2-4 2-5 2-6 3-5 3-6 4-5 5-6 Reatância[PU] 0,2 0,2 0,3 0,25 0,1 0,3 0,2 0,26 0,1 0,4 0,3 Capacidade[MW] 50 50 40 40 80 40 50 40 80 30 40 Tabela 2 – Reatância das linhas e capacidade. O despacho ótimo do sistema pode ser resolvido através do problema de minimização do custo total de operação, onde as variáveis de decisão Gi (i = 1, 2, 3) são a quantidade de energia fornecida por cada gerador, conforme a equação 4. CO = Min(25 * G1 + 15 * G2 + 35 * G3 ) (4) As restrições deste problema de programação linear são devidas as restrições de capacidade das linhas de transmissão e da capacidade de cada gerador. Deste modo, a equação 5 apresenta a restrição devido aos fluxos nas linhas de transmissão, a equação 6 restrição devido a capacidade do gerador 1, equação 7 devido a restrição do gerador 2 e, finalmente, a equação 8 devido a restrição de capacidade do gerador 3. − f max kl ≤ f kl ≤ f max kl (5) 0 ≤ G1 ≤ 120 (6) 0 ≤ G2 ≤ 70 (7) 0 ≤ G2 ≤ 70 (8) O problema de despacho ótimo acima pode ser resolvido utilizando alguns softwares, como por o exemplo, o módulo Solver do Microsoft Excel. Entretanto, para a solução deste problema foi utilizado o MatLab, particularmente a Toolbox Linprog. As informações que podem ser obtidas utilizando esta Toolbox são os valores que cada gerador deve fornecer, de acordo com as restrições, o custo ótimo do sistema e os valores para os multiplicadores Simplex, os quais informam a variação na solução ótima do problema quando se manipula alguns valores das restrições. Na verdade, os multiplicadores Simplex representam o custo marginal do sistema, ou seja, são os valores de incremento no custo do sistema caso ocorra uma variação, como por exemplo, na demanda de energia. Além disso, o custo marginal, quando associado a cada gerador informa o valor a ser cobrado por MW caso este gerador tenha sua capacidade aumentada, fornecendo mais energia ao sistema. O custo marginal vem sendo adotado nas tarifas do setor elétrico porque permite despachar primeiro os 459 geradores de menor custo e conduz a uma análise generalizada do sistema, indicando as principais restrições de capacidade sendo um indicativo de onde se deve atuar ou investir para aprimorar a eficiência do sistema no atendimento da demanda requerida e na minimização do custo operacional. A tabela 3 apresenta o fornecimento de energia de cada gerador para o sistema, o custo marginal associado e a variação entre a capacidade de cada gerador e o valor do MW fornecido (∆G). O custo de operação ótimo é de $4708,3. Unidade Potência despachada [MW] Custo Marginal [$/MW] Variação entre a capacidade e o MW despachado - ∆G G1 116,97 0,00 3,03 G2 70,00 -17,09 0,00 G3 23,03 0,00 46,97 Tabela 3 – Quantidades despachadas por cada gerador e o custo marginal associado. A resposta ótima fornecida na tabela 2 indica que o único gerador que está sendo despachado totalmente é o gerador 2. Este fato não é uma coincidência, pois este gerador é o de menor custo. Caso se aumente em um MW sua geração, o custo total do sistema diminui de $17,09. O gerador 1 está próximo do limite de sua geração, portanto ainda não apresenta custo marginal. Para o gerador 3, nota-se que está só completando a carga necessária para atender a demanda do sistema, pois é o gerador de maior custo por MW gerado. Outra informação fornecida através da solução do despacho ótimo é o custo marginal de curto prazo por barramento de geração, em relação a carga requerida pelo sistema. A tabela 4 resume esta informação. Barra Carga [MW] Custo Marginal [$/MW] 1 0 25,00 2 0 32,09 3 0 35,00 4 70 30,97 5 70 38,46 6 70 34,83 Tabela 4 – Custo marginal por barramento, de acordo com a demanda requerida. Na verdade, o custo marginal por barramento indica o incremento no custo quando se retira 1MW em cada barramento, um de cada vez. Deste modo, ao se incrementar a demanda de 1MW na barra 1 o custo operacional sofre um incremento de $25, que é justamente o custo de operação do gerador 1. Para o gerador 2, um incremento de 1MW na carga, o custo operacional aumenta de $32, que representa a soma do custo de operação do gerador 2, $15 somado com o custo marginal $17. Para o gerador 3, o custo operacional aumenta de $35, equivalente ao custo de geração do gerador 3. Evidentemente, todos os custos marginais devem estar abaixo de $35, no entanto, através da tabela pode-se perceber que o custo marginal da barra 5 é de $38,46/MW. De fato, para um incremento de 1 MW na barra 5, proporciona um incremento no custo próximo de $35, pois o único gerador capaz de 460 atender esta demanda é o gerador 3, porque é o único que não está totalmente despachado. No entanto, o custo marginal que se tem é de $ 38,46, indicando uma restrição de capacidade na linha de transmissão 1-5. A explicação é que para um incremento de 1MW na barra 5, o gerador 1 deixa de fornecer 0,35 MW devido a restrição de capacidade na linha 1-5 e o gerador 3 aumenta a geração em 1,35 MW ($38,46 = - 0,35 * 25,00 + 1,35 * 35). Deste modo, se deve incrementar a capacidade da transmissão em 10MW, o qual fornece um valor de custo marginal para os seis barramentos de $35. Até agora a análise considerou os custos de geração de energia como sendo fixo. No entanto, a geração térmica está sujeita a volatilidade de preços do combustível, deste modo a análise do sistema deve considerar esta peculiaridade. Para este exemplo hipotético os custos por MW produzido pelas centrais térmicas foram supostos como sendo normalmente distribuídos, caracterizados conforme a tabela 5. Geração _ G1 G2 G3 Custos [$/MW] Média Desvio 25 6,8 15 5,2 35 6,0 Tabela 5 – Parâmetros da variável aleatória custo. Para incluir no despacho ótimo o custo como variável aleatória, foi utilizado o método de simulação de Monte Carlo. Este método permite com base na geração de cenários, a determinação dos possíveis valores para a variável independente, neste caso o custo total de produção e o custo marginal. A questão abordada na geração de cenários consiste justamente em determinar um método ou procedimento para a geração aleatória de cenários. Na verdade, as técnicas utilizadas para a geração de cenários consistem em utilizar procedimentos de amostragem. Duas questões envolvem esta fase do método de Monte Carlo: a primeira consiste em determinar o método de amostragem e a segunda envolve o número de rodadas de simulação necessárias. Atualmente, segundo afirmam alguns autores (Saliby, 1989; Saliby e Pacheco, 2002; Loffler, 2003) o método de amostragem tem impacto na precisão e na rapidez de convergência, e conseqüentemente influencia no número de rodadas de simulação necessárias. Para Fishman (1996) e Saliby e Pacheco (2002) o processo de amostragem poder ser definido como uma técnica de extração de um subconjunto, por algum método, da população. Normalmente a população constitui o universo de estudo, ou seja, o conjunto de dados. Evidentemente, a amostra deve apresentar as principais características da população. Segundo os mesmos autores, o processo de amostragem consiste em gerar subconjuntos A1,A2,..., Am a partir da população, chamado conjunto L. A relação que existe entre estas amostras e a população é a seguinte: A1 ⊆ L , A2 ⊆ L ,..., Am ⊆ L . Geralmente, a geração de cenários utiliza as técnicas de amostragem aleatória simples. A amostragem aleatória simples consiste no método de construção de amostras, utilizando-se números aleatórios (Saliby e Pacheco, 2002). Para Fishman (1996), o processo de geração de amostras em uma simulação de Monte Carlo consiste em selecionar um ponto em um espaço n-dimensional. Deste modo, para uma determinada variável aleatória X, que possui uma função distribuição acumulada F que relaciona particulares valores de X com um número real Ri є [0,1], a amostragem aleatória consiste em determinar, com base na equação 9, um ponto em um espaço S, definido pelo vetor expresso na equação 10. Ri =F(xi), i=1,2,3,…,n (9) r R =(R1, R2,....,Rn), Ri є [0,1], i=1,2,3,…,n (10) O método de amostragem estratificada consiste na geração de amostras de modo não totalmente aleatórios, ou seja, a geração é feita a partir de parâmetros pré-determinados. Dentre os métodos de amostragem estratificada mais utilizados encontra-se o Hipercubo Latino (LHS), 461 desenvolvido por McKay, Conover, e Beckman em 1979, como uma técnica de amostragem, de modo a obter estimativas mais precisas. A base da LHS é a estratificação completa da distribuição das variáveis de entrada do modelo de simulação, de acordo com uma seleção aleatória dentro de cada extrato (Saliby e Pacheco, 2002). A amostragem de LHS é feita dividindo-se a faixa de valores de cada variável independente X1 , ... , Xk em n (número de elementos da amostra) extratos de igual probabilidade de ocorrência. A decisão de qual valor a ser escolhido continua sendo realizada de maneira aleatória. Deste modo, é gerado aleatoriamente o vetor R. Contudo, o número aleatório não mais corresponde ao valor da probabilidade acumulada diretamente, mas é feito um ajuste para que essa probabilidade esteja dentro de cada extrato. Deste modo, o valor da variável aleatória é dado pela equação 11, sendo gerados n valores para cada variável aleatória (Saliby e Pacheco, 2002; Fishiman, 1996). (i − 1 + Ri ) xi = F −1 n i =1,2,3,…,n (11) Os n valores obtidos, por esta equação, para a variável aleatória X1 são combinados aleatoriamente com os n valores de X2. Estes n pares são combinados aleatoriamente com os valores de X3 , formando um conjunto. Um modo conveniente de interpretar a amostragem LHS é como sendo uma matriz, de ordem n (números de elementos da amostra) por k (números de variáveis independentes), onde a i-nésima linha contém os valores específicos de cada uma das k variáveis de entrada a ser utilizada na i-nésima rodada de simulação. A Figura 4.a apresenta a amostragem aleatória simples para a combinação de duas variáveis aleatória, já a Figura 4.b apresenta a combinação aleatória destas duas variáveis pelo método LHS. Figura 4.a – Combinação de 50 valores de duas variáveis aleatórias pelo método de amostragem aleatória simples. 462 Figura 4.b – Combinação de 50 valores de duas variáveis aleatórias pelo método de hipercubo latino. Nesta aplicação, foi utilizada a amostragem estratificada, ou hipercubo latino, ou seja, a distribuição da variável aleatória custo foi dividida em 20 extratos. Deste modo, consegue-se que todos os possíveis valores da variável aleatória custo sejam considerados na geração dos cenários. Além disso, a utilização da amostragem estratificada facilita a determinação dos possíveis valores da distribuição da variável dependente. Primeiramente a amostragem por LHS é realizada no Microsoft Excel, conforme mostra a tabela 6. G1 N 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 G2 Prob. Aleatório Valor acumulada 0,65 0,15 0,76 0,57 0,75 0,50 0,61 0,30 0,05 0,73 0,27 0,77 0,25 0,02 0,44 1,00 0,84 0,95 0,76 0,77 0,033 0,058 0,138 0,178 0,238 0,275 0,330 0,365 0,402 0,486 0,513 0,588 0,612 0,651 0,722 0,800 0,842 0,897 0,938 0,989 12,47 14,29 17,59 18,73 20,15 20,93 22,02 22,65 23,32 24,77 25,23 26,52 26,94 27,64 29,00 30,72 31,81 33,61 35,46 40,50 Aleatório 0,225531 0,681451 0,744517 0,11697 0,971412 0,444121 0,921245 0,762395 0,697409 0,466767 0,331921 0,007911 0,902086 0,59747 0,964477 0,337074 0,612461 0,186812 0,893952 0,709196 G3 Prob. Valor acumulada 0,011 0,084 0,137 0,156 0,249 0,272 0,346 0,388 0,435 0,473 0,517 0,550 0,645 0,680 0,748 0,767 0,831 0,859 0,945 0,985 3,14 7,83 9,32 9,74 11,47 11,85 12,94 13,52 14,15 14,65 15,22 15,66 16,94 17,43 18,48 18,79 19,97 20,60 23,30 26,35 Aleatório Prob. acumulada Valor 0,075397 0,118175 0,804054 0,828254 0,49638 0,154753 0,043315 0,603538 0,557125 0,733188 0,854119 0,515195 0,945224 0,261114 0,610219 0,173115 0,372287 0,442338 0,411862 0,109955 0,004 0,056 0,140 0,191 0,225 0,258 0,302 0,380 0,428 0,487 0,543 0,576 0,647 0,663 0,731 0,759 0,819 0,872 0,921 0,955 18,97 25,46 28,52 29,76 30,46 31,10 31,89 33,17 33,91 34,80 35,64 36,15 37,27 37,52 38,69 39,21 40,46 41,82 43,45 45,20 Tabela 6 – Amostragem LHS para a geração dos cenários. 463 O método de resolução de um problema de otimização, como este, na Toolbox Linprog do Matlab consiste em formular o problema em forma de matriz. Deste modo, o problema de despacho das três geradores pode ser escrito de acordo com a equação matricial 12. CO=Min FTG Sob as restrições: A*G<B (12) Aeq*G=Beq Sendo: F - O vetor de custos, que serão tratados como variáveis estocásticas, definidas de acordo com a amostragem hipercubo latino. G – O vetor de variáveis de decisão. A – A matriz de restrição de desigualdades; B – Vetor de capacidade do sistema (capacidade das linhas e geradores); Aeq – Matriz da restrição de igualdade; Beq – Vetor das restrições de igualdade; A figura 5 mostra o trecho do programa de otimização, as áreas marcadas com um retângulo apresentam a entrada dos valores para os custos, de acordo com a tabela 6 e a função Linprog, que faz a otimização do sistema. São realizadas sessenta simulações, obtendo-se sessenta valores para o custo total e o custo marginal de operação. Estes valores são analisados e determinados a distribuição que melhor representa a variável custo marginal e custo total de operação, que por coincidência os dados apresentam uma distribuição normal. A figura 6. a apresenta a distribuição normal acumulada para o custo total de operação e a figura 6.b apresenta a distribuição normal acumulada para o custo marginal, analisadas no software Minitab 13. Figura 5 – Trecho do programa em MatLab para otimização do sistema. 464 Figura 6.a – Distribuição acumulada para o custo total do sistema. Figura 6.b – Distribuição acumulada para o custo marginal do sistema. Com a distribuição dos custos pode-se retirar algumas informações, como por exemplo, o custo médio esperado do sistema, decorrente da variação do preço do custo do combustível. Deste modo, espera-se que neste ambiente de incerteza dos custos variáveis, o custo do sistema seja de $ 4632, conforme mostra a figura 6.a. Outra informação importante é o custo máximo esperado do sistema, o qual é de $ 6576, ou seja, em cada intervalo de 20 meses se espera que em um mês o custo do sistema seja igual ou superior a $ 6576. Por outro lado, se espera que o custo do sistema, para cada intervalo de 20 meses seja igual ou inferior a $ 2638, em um determinado mês. Embora a análise do custo total do sistema seja importante, a informação mais relevante é o custo marginal do sistema, ou seja, para um incremento de 1MW na demanda, qual o preço a ser cobrado por este MW gerado, considerando-se a volatilidade dos preços, devido a algum fator, como 465 por exemplo, o custo de combustível? A partir da distribuição do custo marginal pode-se perceber que, o preço deste MW adicional para cada intervalo de 20 meses, é esperado a ser igual ou superior a $ 44 para um determinado mês. No entanto, nestas mesmas condições o preço do MW adicional pode custar $ 22 em um determinado mês, considerando cada intervalo de 20 meses. Com esta informação, os agentes poderiam utilizar contratos futuros e ferramentas de hedge, caso estas situações sejam desfavoráveis. 5. Conclusão Atualmente a questão do investimento no setor elétrico brasileiro tem atraído a atenção de todos. No entanto, como qualquer outro investimento é necessário que aqueles que se aventurem por este caminho utilizem ferramentas adequadas as características do mercado onde atuam. Este artigo, a partir da ferramenta Value-at-Risk, propõe uma métrica adaptada a dinâmica do mercado do mercado elétrico: custo marginal sob risco. Esta metodologia se mostra útil principalmente para que os órgãos reguladores possam estipular um valor limite para a tarifa de energia a ser adotada no mercado regulado, considerando as variações nos insumos da geração térmica. Evidentemente, este modelo apresenta algumas limitações, a primeira delas é que um modelo hipotético, embora considere a restrição das linhas de transmissão, fato que ocorre em diversos mercados de energia do mundo. Portanto, um estudo mais profundo poderia ser realizado considerando dados reais. A segunda limitação, é que os valores para os custos variáveis foram supostos normais, quando na verdade, a abordagem mais correta seria a coleta dos dados e o teste de aderência. Apesar destas limitações o artigo mostra a adaptabilidade de métricas destinadas ao mercado financeiro para o caso do setor de energia. Agradecimentos: A CAPES pelo investimento em pesquisa. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS FISHMAN, G. S. Monte Carlo - Concepts, Algorithms and Applications. Springer Series in Operations Research. Springer-Verlag. New York. 1996. HOGAN, W. W. 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