ANALÍSE DA POLÍTICA DE
INTERCÂMBIO PARA O SUBSISTEMA
NORDESTE
Versão 1.0.1 – Janeiro 2003
Índice
1) Objetivo...........................................................................................................................3
2) Justificativas para a maximização do intercâmbio Sudeste-Nordeste ....................................4
3) Simulações.......................................................................................................................5
3.1) Simulação com os dados fornecidos pelo ONS .........................................................5
3.2) Simulação eliminando a restrição de intercâmbio maximizado...................................6
3.3) Simulação eliminando as restrições de intercâmbio maximizado e SE Milagres...........8
3.4) Comparação entre os casos simulados ....................................................................9
4) Probabilidades de Intercâmbio ........................................................................................ 12
5) Impactos das Usinas Termelétricas Emergenciais ............................................................. 13
5.1) Caso ONS sem termelétricas emergenciais ............................................................ 13
5.2) Caso ONS sem termelétricas emergenciais e sem imposição de intercâmbio ............ 14
6) Impacto econômico ........................................................................................................ 15
7) Impacto das Curvas de Aversão a Risco 2003/2004 .......................................................... 17
7.1) Introdução .......................................................................................................... 17
7.2) Probabilidades em relação aos níveis de armazenamento do Nordeste .................... 18
8) Conclusões..................................................................................................................... 19
2
1) Objetivo
O objetivo desta nota técnica é analisar os possíveis impactos da política praticada pelo
Operador Nacional do Sistema (ONS) que prioriza a maximização dos intercâmbios de energia
elétrica do subsistema Sudeste para o subsistema Nordeste através da subestação de
Imperatriz.
É senso comum que tal política visa otimizar a geração de energia elétrica do Sistema
Interligado Nacional (SIN), evitando a utilização de recursos desnecessários e que acarretariam
custos mais elevados para o atendimento das necessidades energéticas do país.
Porém, esta mesma otimização poderá acarretar, para as empresas localizadas na região
Sudeste, em uma situação econômico-financeira adversa. Os preços “spot” para o subsistema
Nordeste, considerando o horizonte do estudo, são inferiores aos preços calculados para o
subsistema Sudeste. Este fato indicaria, claramente, que o intercâmbio deveria se dar no
sentido contrário ao que hoje prega o ONS, ou seja, a energia deveria ser exportada pelo
subsistema Nordeste para o subsistema Sudeste e/ou subsistema Norte. O risco incorrido seria
o subsistema Sudeste exportar energia para o Nordeste a preços mínimos e, futuramente,
ocorrerem déficits que levariam o subsistema Nordeste a exportar sua energia excedente ao
subsistema Sudeste a valores típicos de racionamento.
Assim, nos tópicos seguintes, abordaremos quais são os possíveis impactos da manutenção dos
níveis atuais de intercâmbio Sudeste-Nordeste nos preços e energias armazenadas em cada
subsistema.
3
2) Justificativas para a maximização do intercâmbio Sudeste-Nordeste
Em sua Nota Técnica n. 075/2002, o ONS utilizou os seguintes argumentos para justificar a
maximização do intercâmbio Sudeste-Nordeste:
a)
O subsistema Nordeste está abaixo da curva guia superior, como ilustra o gráfico seguinte:
72
72
71
67
64
62
55
51
43
44
53
49
46
45
47
40
36
34
35
33
30
23
29
25
23
26
24
22
21
20
18
18
17
15
14
9
out/02
9
5
6
nov/02
dez/02
jan/03
fev/03
mar/03
Energia Armazenada (%)
abr/03
mai/03
jun/03
jul/03
Curva Guia Superior
ago/03
set/03
9
6
5
8
6
out/03
nov/03
dez/03
Curva Guia Inferior
Gráfico 1 – Armazenamento no subsistema Sudeste
b)
Potenciais problemas ambientais nas margens do reservatório de Sobradinho, devido a
expectativa de se atingir 11% do volume útil ao final de novembro/2002;
c)
O despacho das usinas térmicas emergenciais aumentaria o custo da operação do sistema;
d)
O Submercado Sudeste se encontra em situação energética mais favorável, com energia
armazenada estimada para o final de outubro, em torno de 36%. Como se inicia o período
úmido, a possibilidade de vertimentos neste submercado é maior. Seria vantajoso estocar a
energia que poderia ser vertida no Sudeste no Nordeste;
e)
Os modelos computacionais não consideram a curva de aversão a risco. Isso provoca a subvaloração da energia gerada no Submercado Nordeste;
f)
O subsistema Nordeste poderá, no transcorrer de 2003, “devolver” a energia ao subsistema
Sudeste.
4
3) Simulações1
Para analisar porque existe intercâmbio do subsistema Sudeste (que tem CMO mais elevado) para o
subsistema Nordeste, foram realizadas algumas simulações com os modelos computacionais utilizados
pelo ONS para a determinação da operação das usinas do SIN.
3.1) Simulação com os dados fornecidos pelo ONS
Nesta simulação, todos os dados de entrada utilizados foram fornecidos pelo ONS, tanto para o Newave
como para o Decomp. Cabe destacar que, no modelo Decomp, foi mantida a restrição elétrica que fixa o
intercâmbio em 1.000 MW médios entre o subsistema Sudeste e o nó fictício de Imperatriz.
3.1.1) Intercâmbios e Custos Marginais de Operação
136,7
863,3
N
NE
R$ 3,23
R$ 3,76
1000,0
1000
4609,4
SE
R$ 4,22
50
60
3201,1
5700,6
680,29
2499,5
S
R$ 3,46
Diagrama 1 – Intercâmbios e custos marginais de operação médios
Nesta simulação, percebe-se uma inconsistência: um submercado com custo marginal de operação inferior
recebe energia de um submercado com preço superior. Este fato será esclarecido em seguida, quando
tratarmos das restrições elétricas.
1
Nas simulações com o Newave e Decomp (ambos na versão 10.0) foram utilizados os dados de entrada elaborados
pelo ONS para o Programa Mensal de Operação de outubro de 2002. As alterações nestes dados de entrada estão
descritas em cada simulação realizada.
5
3.1.2) Geração Hidráulica e Energias Armazenadas
Para esta simulação, a geração de energia por hidrelétricas e os armazenamentos no final de cada período
simulado foram:
Simulação 1 - Geração MWm
Subsistema
Sudeste
Sul
Nordeste
Norte
Estágio 1
22.409,18
7.240,60
4.982,70
2.603,30
Estágio 2
22.226,59
7.530,00
5.161,70
2.572,50
Estágio 3
21.962,68
7.427,30
5.196,10
2.528,10
Tabela 1 – Geração para a simulação 1
Simulação 1 - Armazenamento (%)
Subsistema
Sudeste
Sul
Nordeste
Norte
Estágio 1
45,30
90,80
28,20
28,30
Estágio 2
44,50
93,50
26,20
24,30
Estágio 3
44,00
95,00
24,40
21,20
Tabela 2 – Armazenamentos para a simulação 1
3.2) Simulação eliminando a restrição de intercâmbio maximizado
Esta simulação foi realizada eliminando a restrição de 1.000 MW médios entre o subsistema Sudeste e o
nó fictício de Imperatriz do deck de entrada do Decomp. Os demais dados não foram alterados.
3.2.1) Intercâmbios e Custos Marginais de Operação
N
NE
109,8
R$4,25
4,15
R$
306,6
R$ 3,79
416,4
50
SE
R$ 4,15
S
R$ 3,46
4404,8
60
5700,6
680,29
3201,3
2.499,3
Diagrama 2 – Intercâmbios e custos marginais de operação médios
6
3.2.2) Geração Hidráulica e Energias Armazenadas
Para esta simulação, a geração de energia por hidrelétricas e os armazenamentos no final de cada período
simulado foram:
Simulação 2 - Geração MWm
Subsistema
Sudeste
Sul
Nordeste
Norte
Estágio 1
21.822,46
7.319,20
5.538,50
2.669,20
Estágio 2
21.645,38
7.591,30
5.736,60
2.578,90
Estágio 3
21.414,99
7.551,90
5.735,40
2.536,40
Tabela 3 – Geração para a simulação 2
Simulação 2 - Armazenamento (%)
Subsistema
Sudeste
Sul
Nordeste
Norte
Estágio 1
45,40
90,60
27,90
28,10
Estágio 2
44,70
93,50
25,60
24,20
Estágio 3
44,20
95,00
23,60
21,20
Tabela 4 – Armazenamentos para a simulação 2
7
3.3) Simulação eliminando as restrições de intercâmbio maximizado e SE Milagres
Esta simulação foi realizada eliminando a restrição de 1.000 MW médios entre o subsistema Sudeste e o
nó fictício de Imperatriz, bem com a restrição de 450 MW médios entre o nó fictício de Imperatriz e o
subsistema Nordeste (evitar sobrecarga na subestação de Milagres nos períodos de carga pesada e média)
do deck de entrada do Decomp. Os demais dados não foram alterados.
3.3.1) Intercâmbios e Custos Marginais de Operação
N
NE
113,1
R$ 3,86
113,1
R$ 3,86
0,0
50
SE
R$ 4,12
S
R$ 3,44
4401,5
60
5700,6
680,29
3201,1
2.499,5
Diagrama 3 – Intercâmbios e custos marginais de operação médios
Por esta simulação, percebe-se que inexiste intercâmbio entre o subsistema Sudeste e o nó fictício de
Imperatriz. Esta situação era a esperada, pois o custo marginal do subsistema Nordeste é inferior ao custo
marginal do subsistema Sudeste.
3.3.2) Geração Hidráulica e Energias Armazenadas
Para esta simulação, a geração de energia por hidrelétricas e os armazenamentos no final de cada período
simulado foram:
Simulação 3 - Geração MWm
Subsistema
Sudeste
Sul
Nordeste
Norte
Estágio 1
21.466,01
7.293,5
5.918,9
2.667,1
Estágio 2
21.226,744
7.603,4
6.156,7
2.577,4
Estágio 3
20.962,4917
7.443,4
6.194,1
2.530,2
Tabela 5 – Geração para a simulação 3
8
Simulação 3 - Armazenamento (%)
Subsistema
Sudeste
Sul
Nordeste
Norte
Estágio 1
45,4
90,8
27,7
28,1
Estágio 2
44,7
93,5
25,2
24,3
Estágio 3
44,3
95,0
23,0
21,2
Tabela 6 – Armazenamentos para a simulação 3
3.4) Comparação entre os casos simulados
Como a simulação do item 3.3 teve apenas caráter ilustrativo, demonstrando que quando um subsistema
tem custo maior ele automaticamente se torna importador e como a restrição de intercâmbio ImperatrizNordeste não pode ser removida na prática, para segurança do SIN, a comparação será realizada entre os
resultados das simulações dos indicadas nos tópicos 3.1 e 3.2 somente.
3.4.1) Intercâmbios e Custos Marginais de Operação
136,7
863,3
N
NE
R$ 3,23
R$ 4,15
109,8
306,6
416,4
1000,0
1000
R$ 3,76
R$ 3,79
4609,4
SE
50
R$ 4,22
R$ 4,15
4404,8
60
3201,1
680,29
680,29
3201,3
Com restrição 124 (1000 MW)
5700,6
5700,6
2.499,3
2499,5
S
Sem restrição 124 (1000 MW)
R$ 3,46
R$ 3,46
Diagrama 4 – Intercâmbios e custos marginais de operação médios
Nota-se, que aliviando a restrição, não existem grandes alterações nos custos marginais de operação.
Porém, o fluxo de energia entre Imperatriz e o subsistema Nordeste é reduzido em 64,49%. A não
incorporação das curvas de aversão a risco nos modelos Newave e Decomp impede que tais modelos
sinalizem os riscos iminentes no subsistema Nordeste. Veremos, adiante, qual é o impacto das usinas
termelétricas emergenciais nos intercâmbios e custos marginais de operação.
9
3.4.2) Energia Gerada
Os gráficos a seguir mostram o impacto da maximização do intercâmbio do Sudeste para o Nordeste nas
energias geradas nestes subsistemas.
Semana 3
Semana 4
21.415
21.963
21.645
22.227
21.822
22.409
Geração Sudeste (MWm)
Semana 5
Intercâmbio Maximizado
Intercâmbio Normal
Gráfico 2 – Geração no subsistema Sudeste
4.983
5.735
5.162
5.196
5.539
5.737
Geração Nordeste (MWm)
Semana 3
Semana 4
Intercâmbio Maximizado
Semana 5
Intercâmbio Normal
Gráfico 3 – Geração no subsistema Nordeste
Como esperado, a geração de energia elétrica no subsistema Sudeste é menor quando a maximização do
intercâmbio é eliminada. A redução na geração de energia do subsistema Sudeste é de,
aproximadamente, 2,58%. Para o subsistema Nordeste, também, como esperado, ocorre um incremento
de, aproximadamente, 10,89%.
10
3.4.3) Armazenamentos
Os gráficos seguintes ilustram o impacto da maximização do intercâmbio do Sudeste para o Nordeste nos
armazenamentos destes subsistemas.
Subsistema Sudeste
46.3
EARM (%) dd
46.3
45.4
45.3
44.7
44.5
44.2
44.0
Semana 2
Semana 3
Intercâmbio Maximizado
Semana 4
Semana 5
Intercâmbio Normal
Gráfico 4 – Armazenamento no subsistema Sudeste
Subsistema Nordeste
30.1
30.1
28.2
EARM (%)
27.9
26.2
25.6
24.4
23.6
Semana 2
Semana 3
Intercâmbio Maximizado
Semana 4
Semana 5
Intercâmbio Normal
Gráfico 5 – Armazenamento no subsistema Nordeste
A política de maximização do intercâmbio provoca um deplecionamento de 0,2% nos reservatórios do
subsistema Sudeste. Enquanto isso, os reservatórios do subsistema Nordeste armazenam 0,8% mais água
em seus reservatórios.
11
4) Probabilidades de Intercâmbio
Com os mesmos dados de entrada utilizados pelo ONS no Newave (caso outubro de 2002), procurou-se
estimar quais seriam as probabilidades de intercâmbios de energia do subsistema Nordeste para o
subsistema Sudeste, caracterizando a devolução da energia que o Nordeste recebeu durante o período
com o intercâmbio maximizado.
O gráfico seguinte foi construído baseando-se em 2000 séries sintéticas de vazões. Ela retrata as
probabilidades de intercâmbios entre os subsistemas Sudeste e Nordeste e ainda as probabilidades de não
ocorrerem intercâmbios ao longo do ano 2003.
7
15
8
7
24
15
18
17
14
38
33
32
38
35
30
3
18
89
60%
37
73
70%
37
59
35
47
80%
37
8
90%
5
Probabilidades de Intercâmbio
100%
44
jul/03
61
jun/03
46
abr/03
53
mar/03
54
45
50
46
fev/03
nov/03
dez/03
27
20%
49
41
30%
59
40%
58
78
50%
11
10%
0%
out/02
nov/02
dez/02
jan/03
Sudeste para Nordeste
mai/03
ago/03
Nordeste Para Sudeste
set/03
out/03
Sem intercâmbio
Gráfico 6 – Possibilidades de intercâmbio
Pelo gráfico percebe-se que o subsistema Nordeste somente terá condições de fornecer energia a partir de
março de 2003. Tal constatação coincide com o fato dos armazenamentos deste submercado estarem
superando a curva guia superior de aversão a risco (simulações com o Newave).
Além disso, as magnitudes dos intercâmbios calculados pelo Newave variam entre 543,18 e 1.142,52
MWm no sentido Sudeste-Nordeste e entre 310,59 e 487,04 MWm no sentido contrário.
Segundo simulações com o NEWAVE, os armazenamentos nos submercados serão favoráveis para 2003,
sendo que para o Submercado Sudeste o armazenamento médio para 2003 (previsto) é de 77%,
enquanto que para o Submercado Nordeste, o armazenamento médio previsto é 58%;
Os itens acima permitem concluir que, para as condições de crescimento de carga, afluências e
crescimento do parque gerador utilizados pelo ONS, existe pouca probabilidade da energia enviada para o
Nordeste “voltar” ao Sudeste em 2003.
12
5) Impactos das Usinas Termelétricas Emergenciais
Uma das possíveis causas da sub-valoração do custo marginal de operação para o subsistema Nordeste é
a oferta de energia termelétrica através das usinas do programa de termelétricas emergenciais. Tais
usinas estariam conduzindo a uma situação relativamente confortável para o Nordeste, mesmo com o
nível de armazenamento do reservatório equivalente deste subsistema tão baixo.
Para analisar esta hipótese, foram realizadas simulações com o Newave e Decomp eliminando as usinas
termelétricas emergenciais que entrariam do subsistema Nordeste.
5.1) Caso ONS sem termelétricas emergenciais
Esta simulação foi feita utilizando os dados de entrada compilados pelo ONS para o PMO de outubro de
2002, retirando-se dos decks as usinas termelétricas emergenciais.
136,7
8
863,3
N
NE
124,36
R$ 3,23
R$ 12,40
875,64
1000,0
1000,0
1000
R$ 3,76
R$ 14,47
4609,4
SE
50
R$ 4,22
R$ 7,97
4538,95
60
3201,1
680,29
680,29
3201,1
Com Térmicas Emergenciais
5700,6
5700,6
2499,3
2499,5
S
Sem Térmicas Emergenciais
R$ 3,46
R$ 6,08
Diagrama 5 – Intercâmbios e custos marginais de operação médios
Observa-se que, com a retirada das usinas térmicas emergenciais, o custo marginal de operação do
subsistema Nordeste se eleva em 284,84%. Isso comprova a influência das entradas destas usinas na
sub-valoração dos custos marginais de operação do Nordeste.
13
5.2) Caso ONS sem termelétricas emergenciais e sem imposição de intercâmbio
Basicamente, repetiu-se a simulação anterior, eliminando a restrição impositiva de 1.000 MWm entre
subsistema Sudeste e o nó fictício de Imperatriz. Os resultados são mostrados no diagrama seguinte:
136,7
863,3
8
N
NE
104,11
R$ 3,23
R$ 13,50
875,01
979,12
1000,0
1000
R$ 3,76
R$ 14,47
4609,4
SE
50
R$ 4,22
R$ 7,96
4537,03
60
3201,1
680,29
680,29
3201,1
Com Térmicas Emergenciais
5700,6
5700,6
2499,5
Sem Térmicas Emergenciais e R124
2499,5
S
R$ 3,46
R$ 6,07
Diagrama 6 – Intercâmbios e custos marginais de operação médios
Comparando as simulações deste tópico, podemos concluir que a retirada das usinas emergenciais afetou
os custos marginais de operação (principalmente o custo no subsistema Nordeste). Além disso, se não
forem consideradas as térmicas emergenciais, a imposição do intercâmbio de 1.000 MWm não se faz
necessária, já que a diferença entre os custos marginais de operação conduz, naturalmente, à
maximização do intercâmbio no sentido Sudeste-Nordeste.
14
6) Impacto econômico
O impacto econômico ligado diretamente as políticas de intercâmbios praticadas será devido a diferença
de preços entre os submercados interconectados. Essa diferença de preços e contabilizada no MAE na
forma de Encargos dos Serviços do Sistema (ESS). A conta de ESS é rateada entre as distribuidoras e,
conseqüentemente, os consumidores finais arcarão com o ônus desta conta em algum momento.
Pelas regras atuais, quanto maior a diferença de preços entre submercados interconectados (e que trocam
energia) maior será o encargo gerado. Para verificar o impacto da política de intercâmbio praticada pelo
ONS a partir de outubro de 2002, foram elaboradas as tabelas 7 a 12 que mostram as correlações entre
os preços do MAE (PMAE’s) e os montantes da conta de ESS.
Mês
Preço MAE 2002 - Sudeste (R$)
Carga
Carga
Carga
Média
Pesada
Média
Leve
Pond. (*)
Mês
Preço MAE 2002 - Nordeste (R$)
Carga
Carga Carga
Média
Pesada
Média
Leve
Pond. (*)
Jan
336,00
336,00
336,00
336,00
Jan
562,15
562,15
562,15
562,15
Fev
Mar
71,05
9,17
71,05
9,17
71,05
9,17
71,05
9,17
Fev
Mar
319,41
57,86
319,41
57,86
319,41
57,86
319,41
57,86
Abr
Mai
13,58
20,60
13,58
19,82
13,58
19,10
13,58
19,70
Abr
Mai
7,34
4,10
7,34
4,10
7,34
4,10
7,34
4,10
Jun
Jul
13,62
17,15
13,26
17,05
13,02
16,81
13,24
16,99
Jun
Jul
7,15
16,59
7,15
16,59
7,15
16,59
7,15
16,59
Ago
Set
12,12
6,21
11,92
6,06
11,87
6,01
11,93
6,06
Ago
Set
13,43
5,57
13,43
5,54
13,43
5,47
13,43
5,52
Out
Nov
4,57
6,78
4,47
6,66
4,40
6,50
4,46
6,63
Out
Nov
4,35
6,25
4,33
6,10
4,28
6,10
4,32
6,12
Dez
5,28
5,25
5,16
5,22
Dez
5,39
5,39
5,39
5,39
Mês
Preço MAE 2002 - Sul (R$)
Carga
Carga
Carga
Média
Pesada Média
Leve
Pond. (*)
Mês
Preço MAE 2002 - Norte (R$)
Carga
Carga Carga
Média
Pesada
Média
Leve
Pond. (*)
Jan
Fev
55,12
8,43
55,12
8,43
55,12
8,43
55,12
8,43
Jan
Fev
70,40
4,39
70,40
4,39
70,40
4,39
70,40
4,39
Mar
Abr
8,33
14,03
8,33
14,03
8,33
14,03
8,33
14,03
Mar
Abr
5,37
7,34
5,37
7,34
5,37
7,34
5,37
7,34
Mai
Jun
20,58
11,96
20,28
11,65
20,05
11,25
20,25
11,57
Mai
Jun
11,98
7,15
11,49
7,15
11,41
5,11
11,53
6,56
Jul
Ago
17,11
13,05
17,05
13,02
16,81
11,81
16,98
12,67
Jul
Ago
16,59
12,04
15,22
11,92
10,24
11,74
13,94
11,88
Set
Out
6,40
4,00
6,39
4,00
5,95
4,00
6,26
4,00
Set
Out
5,57
4,35
5,54
4,33
5,47
4,28
5,52
4,32
Nov
5,02
5,02
4,91
4,99
Nov
6,63
6,49
6,20
6,42
Dez
4,30
4,30
4,29
4,30
Dez
6,68
6,68
6,51
6,63
Tabelas 7 a 10 – Preços MAE verificados em 2002
* Média ponderada considerando apenas dias “tipo 1” (Carga Leve = 7 horas/dia; Carga Média = 14
horas/dia; Carga Pesada = 3 horas/dia)
Percebe-se que os preços MAE verificados durante 2002 foram decrescentes após o fim do racionamento e
as diferenças nos valores de PMAE entre submercados também foi decrescente ao longo do ano. A tabela
11, abaixo, ilustra a redução da variação entre os preços dos quatro submercados.
15
Desvio Padrão entre PMAE's 2002
Mês
Pesada
Jan
Fev
Média
Leve
209,12 209,12 209,12
128,94 128,94 128,94
Média
Pond. (*)
209,12
128,94
Mar
Abr
21,80
3,24
21,80
3,24
21,80
3,24
21,80
3,24
Mai
Jun
6,87
2,88
6,66
2,71
6,46
3,15
6,63
2,84
Jul
Ago
0,27
0,60
0,75
0,67
2,81
0,71
1,27
0,63
Set
Out
0,37
0,20
0,36
0,17
0,26
0,15
0,33
0,17
Nov
0,69
0,64
0,60
0,63
Dez
0,85
0,85
0,79
0,83
Tabelas 11 – Desvios Padrão entre PMAE’s
* Média ponderada considerando apenas dias “tipo 1” (Carga Leve = 7 horas/dia; Carga Média = 14
horas/dia; Carga Pesada = 3 horas/dia)
Baseando-se na tabela 11, podemos inferir que2:
a)
b)
c)
os valores dos ESS do mês de outubro sejam os menores do ano 2002;
em novembro os valores esperados para os ESS devem ser próximos aos de agosto;
para dezembro os valores dos ESS devam estar compreendidos entre os valores dos ESS
verificados em agosto e os verificados em julho.
Porém, os valores verificados (contabilização do MAE) foram:
ESS - 2002
Mês
ESS (Milhões de R$)
Janeiro
56,08
Fevereiro
13,15
Março
25,02
Abril
19,49
Maio
16,38
Junho
10,53
Julho
6,90
Agosto
5,21
Setembro
4,81
Outubro
8,87
Novembro
8,21
Dezembro
ND
Tabelas 12 – Desvios Padrão entre PMAE’s
Conclui-se que a necessidade de atender a restrição de intercâmbio de 1.000 MWm para o Nordeste,
adotada a partir de outubro de 2002, deva ter causado o incremento significativo dos valores dos ESS
para os meses posteriores.
2
Não considerando os encargos de penalidades de medição do gerador e encargos de penalidades de consumo
16
7) Impacto das Curvas de Aversão a Risco 2003/2004
7.1) Introdução
O ONS apresentou uma proposta (Nota Técnica 119/2002) para revisão das Curvas de Aversão a Risco
(CAR’s) para o biênio 2003/2004. Nesta proposta consta a efetiva revisão da curva guia, baseando-se nos
mesmos critérios utilizados na determinação das curvas do biênio 2002/2003. Além disso, o ONS propôs a
adoção da chamada Curva Superior para os Submercados Sudeste e Nordeste.
A Curva Superior não considera a presença de energia térmica emergencial no SIN e deverá ser utilizada
como instrumento adicional de segurança no atendimento para o despacho de intercâmbio inter-regional.
Ao se atingirem níveis de armazenamento iguais ou inferiores ao da Curva Superior, para um determinado
subsistema, o recebimento deverá ser maximizado sem considerar os resultados dos modelos de
otimização. Ou seja, se a Curva Superior for aprovada, a operação com políticas heterodoxas de
intercâmbio e os seus efeitos demonstrados nos tópicos anteriores serão repetidos periodicamente.
As curvas para o subsistema Nordeste são mostradas abaixo:
Curvas de Aversão 2003/2004
Subsistema Nordeste
60
50
A
EAR (%)
40
B
30
20
C
10
Curva Superior (Sem Emergenciais)
Cruva Guia (Com emergenciais)
Gráfico 7– Curvas de Aversão a Risco / Nordeste
A área indicada por “A” indicará que nenhuma medida heterodoxa de despacho será tomada. Neste caso,
os resultados dos modelos otimização serão seguidos plenamente.
Quando o nível de armazenamento atingir o valor limítrofe entre as áreas “A” e “B”, o recebimento de
energia será maximizado para o submercado em questão.
Ainda não existe um mecanismo que determine a política de despacho de usinas termelétricas quando a
energia armazenada estiver abaixo da Curva de Aversão (aérea “C”) ou mesmo quando o nível se
encontrar entre as duas curvas (área “B”).
17
Dez/04
Nov/04
Out/04
Set/04
Ago/04
Jul/04
Jun/04
Mai/04
Abr/04
Mar/04
Fev/04
Jan/04
Dez/03
Nov/03
Out/03
Set/03
Ago/03
Jul/03
Jun/03
Mai/03
Abr/03
Mar/03
Fev/03
Jan/03
0
7.2) Probabilidades em relação aos níveis de armazenamento do Nordeste
Neste item procurou-se mostrar as probabilidades de armazenamentos para o subsistema Nordeste em
relação aos níveis definidos nas curvas de aversão a risco descritas no item anterior. Para tanto, utilizou-se
o modelo Newave com dados de entrada referentes ao programa mensal de operação de janeiro de 2003.
Distribuição de Probabilidades para Energias Armazenadas (%)
Submercado Nordeste 2003
22,2
30,2
14,4
12,6
14,2
16,4
18,9
20,9
38,4
60%
22,4
65,6
70%
29,1
80%
9,3
28,2
24,8
23,2
20,4
18,0
18,9
17,8
27,1
90%
23,0
100%
Set
63,5
61,0
Ago
60,5
60,5
Jul
59,3
60,8
Jun
Out
Nov
Dez
13,5
10%
Mai
38,7
34,2
20%
53,1
30%
61,1
40%
58,8
59,5
50%
0%
Jan
Fev
Mar
Abr
Acima da Superior
Entre Curvas
Abaixo da Inferior
Gráfico 8 – Probabilidades de armazenamento no Nordeste / 2003
7,1
11,2
10,7
9,4
7,8
6,2
5,7
5,6
7,8
9,5
8,3
19,3
100%
5,9
Distribuição de Probabilidades para Energias Armazenadas (%)
Submercado Nordeste 2004
12,3
80%
Set
Out
Nov
92,9
Ago
88,9
Jul
88,7
89,7
91,8
Jun
90,0
91,9
Mai
91,4
91,8
Abr
68,4
40%
88,4
82,2
60%
20%
0%
Jan
Fev
Mar
Acima da Superior
Entre Curvas
Dez
Abaixo da Inferior
Gráfico 9 – Probabilidades de armazenamento no Nordeste / 2003
Podemos verificar que as probabilidades de ocorrerem valores acima da Curva Superior são mais
expressivas, sinalizando que políticas de maximização do intercâmbio para o Nordeste poderão ser menos
18
freqüentes para o ano 2003 (barras azuis). Conseqüentemente, serão menores os efeitos nos ESS e a
ocorrência de intercâmbios de subsistemas com CMO’s mais elevados para subsistemas com CMO’s
menores.
Para o ano 2004, as possibilidades dos armazenamentos estarem acima da curva superior são ainda
maiores e indicam que a baixa necessidade de maximização de intercâmbios para o subsistema Nordeste.
8) Conclusões
Os modelos de simulação atualmente em uso não incorporam as curvas de aversão a risco, impedindo
que os possíveis riscos futuros sejam sensibilizados através dos custos marginais de operação. O custo
marginal de operação para o subsistema Nordeste, de acordo com os modelos e considerando a presença
das térmicas emergências, é inferior ao custo marginal de operação do subsistema Sudeste, porém, o
intercâmbio se dá do subsistema Sudeste para o subsistema Nordeste. Esta incongruência é devida ao
atendimento das restrições elétricas e a sub-valorização da energia no subsistema Nordeste.
Se desconsiderarmos as térmicas emergenciais, o custo marginal de operação para o subsistema Nordeste
se torna superior ao custo marginal do subsistema Sudeste. Desta forma, a sinalização de maximização do
intercâmbio no sentido Sudeste-Nordeste é clara e natural. Além disso, fica evidente que os agentes de
geração do subsistema Sudeste serão remunerados, de forma justa, pela energia exportada ao subsistema
Nordeste que se encontra em situação energética desfavorável.
O subsistema Nordeste tem tendência a ser um subsistema importador de energia. A probabilidade de
ocorrer uma reversão no intercâmbio, isto é, o intercâmbio se dar no sentido Nordeste-Sudeste, para o
ano 2003, é baixa. Somente após fevereiro de 2003, quando o reservatório equivalente do subsistema
Nordeste estará com armazenamento acima da curva de aversão a risco superior, existirá possibilidade de
exportação de energia aos demais submercados. Contudo, na prática, mesmo após fevereiro de 2003, as
probabilidades de reversão do intercâmbio são baixas.
Como sabemos, os modelos computacionais utilizados para a determinação das políticas de operação são
probabilísticos e são alimentados por diversas premissas (previsões de carga, afluências, oferta, etc) que
tornam estes modelos sensíveis a variações. Caso ocorra uma situação hidrológica adversa, não
“perceptível” aos modelos computacionais, as políticas de operação aparentemente otimizadoras em curto
prazo podem conduzir a situações adversas, inclusive de racionamento, no longo prazo.
Os modelos utilizados têm a função de otimizar a operação, oferecendo a solução de menor custo à
sociedade. Quando o ONS adota intercâmbios distintos daqueles indicados pelos modelos além de estar
indo contra a política otimizada3, está, também, usando fatores de segurança e critérios um tanto quanto
subjetivos e que deveriam ser mais bem discutidos com os agentes e, principalmente, com a sociedade.
Como estes mesmos modelos são utilizados para a determinação dos preços do Mercado Atacadista de
Energia (MAE), existirão impactos no momento da contabilização deste mercado. Em se tratando de
intercâmbios, o principal impacto seriam sobre os Encargos dos Serviços do Sistema (ESS) que oneram
das distribuidoras e, conseqüentemente, o consumidor final.
Espera-se que, antes das incorporações das curvas de aversão a risco aos modelos, o mesmo tratamento
dispensado ao subsistema Nordeste seja dado aos demais subsistemas, quando estes estiverem em piores
condições energéticas, mesmo quando os modelos não sinalizarem corretamente os sentidos de
intercâmbios através dos custos marginais de operação.
3
Muitas vezes os dados de entradas dos modelos computacionais utilizados não refletem a real situação do sistema e
os resultados podem ser comprometidos. Aqui, parte-se do principio que os dados de entrada promoverão a operação
otimizada do SIN.
19