Elevando a Segurança Energética por meio da
melhoria da precificação da geração termoelétrica inflexível nos Leilões de Energia Nova
Paulo Henrique Gama, Ewerton Guarnier, Donato S. Filho, Juliano Matos, Julio Dunham, Rodrigo
Amaral e Paulo Gomes

Resumo – Este artigo propõe uma metodologia para aprimorar a precificação da geração inflexível de usinas termoelétricas nos Leilões de Energia Nova. A Metodologia Proposta baseia-se no estabelecimento de um Perfil Preferencial para Alocação da Inflexibilidade – PPAI que busca otimizar a alocação
econômica da geração inflexível. Os resultados mostram que a
Metodologia Proposta pode reduzir entre 2% e 3% o custo da
energia termoelétrica ofertada nos Leilões de Energia Nova,
além de se mostrar mais consistente com os critérios operacionais adotados para estas usinas.
Palavras-chave – Usinas Termoelétricas, Leilões de Energia
Nova, Preço da Energia, Inflexibilidade e Contrato take or pay.
I. INTRODUÇÃO
O Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, vigente desde
2004, possui como um de seus pilares a garantia da expansão da oferta de energia, a qual é implementada pelos Leilões de Energia Nova. Nestes Leilões os empreendedores
dos projetos hidroelétricos, termoelétricos e eólicos competem para o atendimento à necessidade de energia das distribuidoras, sagrando-se vencedores os projetos que vendem
energia ao menor preço [1].
Embora aparentemente simples, o processo de competição
com base no preço revela-se complexo, pois os diversos
tipos de usinas de produção de energia elétrica possuem
naturezas distintas. Por exemplo, enquanto uma usina hidroelétrica produz energia de forma dependente do regime de
chuvas e da gestão da água armazenada em seu reservatório,
a produção de uma usina eólica depende das condições de
vento, e a produção de uma usina termoelétrica depende do
regime de chuvas (atua de forma complementar à produção
Este trabalho foi desenvolvido no âmbito do Programa de Pesquisa e
Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica regulado pela
ANEEL e consta dos Anais do VII Congresso de Inovação Tecnológica em
Energia Elétrica (VII CITENEL), realizado na cidade do Rio de Janeiro/RJ,
no período de 05 a 07 de agosto de 2013.
P. H. Gama trabalha no Centro de Gestão de Tecnologia e Inovação (email: [email protected])
E. Guarnier é aluno de pós-graduação da Universidade de São Paulo –
USP (e-mail: [email protected]).
D. S. Filho é Professor Convidado da Universidade de São Paulo – USP
(e-mail: [email protected]).
J. Matos, J. Dunham e R. Amaral trabalham na Global Energia (e-mails:
[email protected],
[email protected],
[email protected]).
P. Gomes trabalha na
[email protected]).
UTE
Manauara
(e-mail:
paulogo-
hídrica) e da disponibilidade de combustível, sujeita ainda às
condições contratuais firmadas com os respectivos fornecedores.
Assim, ao estabelecer o preço da energia produzida por
cada tipo de empreendimento, riscos distintos devem ser
corretamente considerados, de modo que o Leilão determine
que o consumidor pague por cada megawatt-hora o valor
justo que considere a regularidade e a confiabilidade de sua
produção.
A metodologia de precificação da energia comercializada
nos Leilões de Energia pode ser dividida em duas partes: (i)
para as usinas hidroelétricas, os empreendedores fazem ofertas de preço de energia que correspondem exatamente ao
valor a ser pago pela energia disponibilizada de forma confiável pela usina; (ii) para as usinas termoelétricas, os empreendedores fazem ofertas da receita necessária para construírem e manterem a usina disponível para a operação, e os
custos de combustível correspondem a uma previsão realizada pelo próprio leiloeiro1; a soma destas duas parcelas
resulta em um índice Custo x Benefício, chamado de ICB,
utilizado para comparar os projetos termoelétricos.
O primeiro aspecto que merece atenção no cálculo do ICB
é o impacto das previsões de geração no preço final da energia ofertada no Leilão. Em [2] conclui-se que os cenários
energéticos utilizados nas previsões de geração alteram a
competitividade dos projetos, podendo influenciar os
resultados dos Leilões, beneficiando uma fonte em
detrimento das demais.
Ainda que considerando apenas um combustível para a
produção termoelétrica, restam definições metodológicas
mais precisas para o tratamento de características energéticas importantes, tais como a Geração Inflexível, entendida
como o volume anual de energia elétrica que o empreendedor se compromete a entregar à rede, independentemente
das condições hidrológicas.
Na metodologia atualmente adotada nos Leilões de Energia Nova, a inflexibilidade é tratada como uma produção
mínima mensal a ser realizada independentemente das condições hidrológicas. Se uma usina termoelétrica, por exemplo, possui uma capacidade de 100 MW, disponibilidade de
90 MW-médios e inflexibilidade de 35 MW-médios, isso
significa que nos meses em que ela for despachada por ordem de mérito de custo, sua produção será de 90MW1
Para todos os efeitos, o Leiloeiro é o Ministério de Minas e Energia. A
realização do cálculo da previsão do custo de combustível é delegada à
Empresa de Pesquisa Energética – EPE.
médios tanto no cálculo da Garantia Física [3] quanto no
cálculo do CEC e do COP [4]. Por outro lado, nos meses em
que ela não for despachada, sua produção será de 35 MWmédios para efeito dos cálculos mencionados.
Esta metodologia adotada nos Leilões de Energia Nova
revela-se inapropriada pois não condiz com a realidade operativa do sistema, com a realidade física e técnica das usinas, tampouco com fundamentos que auxiliem na interação
entre o Setor Elétrico e os fornecedores de combustível.
Para a operação do sistema, o que importa é a otimização
do uso dos recursos do Sistema Interligado Nacional – SIN,
tal como preconizado na própria Resolução Normativa
ANEEL nº 179/2005, que determina que a inflexibilidade
deve ser alocada de acordo com a necessidade de otimizar a
operação energética do SIN. Assim, a usina do exemplo não
deveria gerar de forma constante sua geração inflexível de
35MW-médios, mas sim alocá-la nos meses de maior necessidade sistêmica, gerando nestes meses sua disponibilidade
máxima, respeitando no entanto que a geração média anual
inflexível não seja inferior a 35MW-médios.
Quanto às necessidades físicas e técnicas das usinas, normalmente as usinas termoelétricas mais eficientes (usinas a
carvão e usinas termoelétricas a gás natural em ciclo combinado) são compostas por unidades geradoras de grande porte, projetadas para trabalharem com uma produção constante
e igual às suas capacidades. Ou seja, usinas eficientes são
operadas na base. Logo, não faz sentido supor que por vários meses estas usinas terão produção igual às suas produções inflexíveis devido a questões contratuais de fornecimento de combustível [5, 6].
Finalmente, para melhor compatibilizar as necessidades
dos fornecedores de combustível e do Setor Elétrico, é desejado que haja uma inflexibilidade operativa para as usinas.
Esta interação deve ser feita de forma a facilitar o fornecimento de combustível, e não atrapalhá-lo. Por exemplo, para
as usinas a carvão mineral importado (combustível amplamente disponível no mercado mundial), é interessante concentrar a produção inflexível no período seco, pois isso otimiza a operação energética brasileira e também cria demanda para os produtores em período de baixa demanda no mercado mundial, devido ao verão no hemisfério norte. Raciocínio semelhante se aplica ao mercado de Gás Natural Liquefeito.
Neste contexto, o principal objetivo deste trabalho é desenvolver uma metodologia de alocação da inflexibilidade
que valorize de forma mais precisa seu valor agregado ao
SIN, que promova uma interação mais eficiente entre produtores de combustível e Setor Elétrico, e que também respeite
as características técnicas das unidades de geração.
Para tanto, desenvolveu-se uma heurística de alocação da
inflexibilidade que primeiro considera um perfil preferencial
de alocação, e depois, dependendo do cenário energético,
aloca a inflexibilidade prioritariamente de acordo com a
necessidade do sistema. A heurística desenvolvida é simulada em 2.000 séries hidrológicas e a produção de energia
resultante é utilizada no cálculo dos parâmetros utilizados
nos Leilões de Energia Nova (CEC, COP e Garantia Física).
Os resultados alcançados são comparados com a metodologia vigente, apresentando-se a robustez do método desen-
volvido e sua adequação para aplicação em futuros Leilões.
A próxima seção descreve os parâmetros energéticos que
caracterizam um projeto termoelétrico, incluindo o cálculo
da Garantia Física e o cálculo do CEC e do COP. Na seqüência apresenta-se a metodologia desenvolvida para a
alocação da geração inflexível e sua aplicação no cálculo do
CEC, do COP e da Garantia Física. Apresentam-se então os
resultados que seriam atingidos com a metodologia vigente
e com a metodologia proposta, medindo-se o impacto sobre
a viabilidade dos projetos através da Receita Fixa do empreendedor. O artigo é finalizado com alguns comentários sobre
os resultados, sobre a aplicabilidade do modelo proposto e
eventuais refinamentos futuros.
II. METODOLOGIA ATUAL DE PRECIFICAÇÃO
Dentre os parâmetros energéticos que caracterizam uma
usina termoelétrica, alguns definem de forma decisiva sua
competitividade em um Leilão de Energia Nova:
Combustível: o tipo de combustível utilizado pela planta
determina o Preço de Referência e a Regra de Atualização
deste preço para efeito de ressarcimento do custo incorrido
quando a usina é despachada. Incompatibilidades entre a
Regra de Atualização da EPE e a Regra de Atualização efetiva utilizada pelo contrato de combustível podem expor o
projeto a riscos não-gerenciáveis que precisam ser quantificados com relativa precisão, pois podem no limite inviabilizá-lo.
Potência (Pot): corresponde à sua Potência Nominal total
ou, no caso de ampliação ou repotenciação de empreendimento existente, corresponde à Potência Nominal existente.
Assim o valor da Potência Instalada é base para o cálculo da
Garantia Física
TEIF e IP: são as taxas de indisponibilidade forçada e de
indisponibilidade programada que a planta apresentar quando entrar em operação, impactando o cálculo da Garantia
Física e também toda a vida do projeto, uma vez que desempenhos inferiores podem determinar, em casos extremos, a rescisão dos contratos de venda de energia.
Fator de Capacidade Máximo (FC máx): corresponde a
um fator que, quando multiplicado pela Potência (Pot), fornece a potência máxima contínua. Essa potência contínua,
quando multiplicada pelas disponibilidades, fornece a potência disponível para fins de modelagem energética. Essa
influencia de forma direta o cálculo da Garantia Física e dos
valores de CEC+COP
Custo Variável de Operação e Manutenção (CO&M):
corresponde à parcela do Custo Variável Unitário (CVU),
em R$/MWh, vinculada aos demais custos variáveis, informada pelo agente à Empresa de Pesquisa Energética (EPE)
Custo do Combustível (CCOMB): corresponde à parcela
vinculada ao custo do combustível destinado à geração de
energia flexível em R$/MWh.
Custo Variável Unitário (CVU): corresponde à soma entre CO&M e CCOMB.
Fator i: relacionado com a parcela do Custo do Combustível (Ccomb). A determinação do Fator i deve considerar, a
critério do empreendedor, o preço do combustível e sua relação com o preço de referência definidos pela EPE, a eficiência da geração da usina, custos das perdas, e outros fato-
res.
Com base nestes parâmetros calcula-se a produção da
usina dependendo da situação energética. Se o Custo Marginal de Operação (CMO) é inferior ao CVU da usina, a geração da usina (G) é nula ou, de acordo com a metodologia
vigente, igual à sua Geração Inflexível (G INF). Caso contrário, a usina é despachada na sua disponibilidade (P DISP). Matematicamente, para o mês m do ano i tem-se:
 Se CMOm,i < CVU:
(1)
Figura 1 – Ilustração do Cálculo do Despacho.
 Caso contrário:
(2)
sendo:
(
) (
)
(3)
Esta premissa de despacho mínimo igual à geração inflexível é utilizada no cálculo da Garantia Física e também no
cálculo dos CEC (valor econômico do custo esperado de
curto prazo) e do COP (valor esperado do custo de operação). Basicamente, ela determina que a usina sempre estará
produzindo, seja porque está despachada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para produzir a sua disponibilidade, ou porque está a produzir sua inflexibilidade operativa.
No exemplo apresentado na Figura 1, para os intervalos
de tempo de 7 a 11, o CMO é maior ou igual ao CVU da
usina termoelétrica. Nestes meses, a usina é despachada em
sua disponibilidade. Esta condição faz todo o sentido, pois
economicamente é interessante a usina produzir quando seu
custo é inferior ao custo da fonte marginal que está a atender
o consumo do sistema.
Nos demais meses, o CVU é superior ao CMO, ou seja, a
usina é cara em relação às demais fontes que estão a atender
o consumo. Nesta situação, é mais econômico que a usina
fique desligada. No entanto, como há inflexibilidade, a produção da usina não é nula, mas sim igual à geração inflexível.
De acordo a metodologia vigente, a produção anual é superior a Geração Inflexível sempre que há despacho pelo
ONS em pelo menos um mês.
Esta elevação de produção termoelétrica pode não ser
economicamente interessante. No exemplo apresentado, no
mês 4 o CMO é nulo e pode estar havendo vertimento turbinável nas usinas hidroelétricas, o que deveria determinar uso
nulo das termoelétricas. No entanto, a metodologia vigente
não enxerga esta inconsistência econômica e considera o
despacho da usina igual à sua inflexibilidade.
Ademais, conforme já mencionado, conclui-se também
que esta metodologia de precificação contradiz a Resolução
Normativa ANEEL nº 179/2005 Erro! Fonte de referência
não encontrada., que determina que a inflexibilidade deve
ser alocada de acordo com a necessidade de otimizar a operação energética do SIN.
Outra preocupação refere-se à própria natureza técnica da
usina. Normalmente, usinas termoelétricas eficientes e de
grande porte são projetadas para ter rendimento máximo na
condição de carga máxima. Na maioria dos casos, elas nem
operam em situações de despacho com carga inferior à carga
máxima. Logo, a metodologia atual despreza esta característica técnica e supõe que a usina será despachada todos os
meses em um valor médio igual ao seu contrato de combustível – sua inflexibilidade anual. Ainda que a usina pudesse
ser despachada somente por alguns dias em sua capacidade
máxima para que a média mensal fosse igual à inflexibilidade, ainda assim haveria perda de produtividade e desgaste
dos equipamentos com o aumento do número de arranques e
desligamentos [7].
Tais inobservâncias de critérios básicos econômicos e
técnicos acabam por distorcer o processo de precificação da
energia nos Leilões de Energia Nova. Esta constatação pode
ser comprovada pela dependência que o ICB possui dos valores de CEC, COP e Garantia Física, todos altamente dependentes da geração de energia utilizada nas simulações e,
consequentemente, do tratamento dado à geração inflexível.
Esquematicamente, este processo é ilustrado na Figura 2.
Mediante estas constatações elaborou-se uma proposta de
tratamento da geração inflexível que é apresentada a seguir.
III. METODOLOGIA PROPOSTA DE PRECIFICAÇÃO
A metodologia proposta possui como objetivo observar
critérios de otimização energética na alocação da geração
inflexível, respeitando ainda as condições de operação das
usinas termoelétricas. A metodologia pode ser resumida nos
seguintes passos:
1. Avalia-se o perfil médio mensal dos cenários de
CMO a serem utilizados no cálculo do CEC+COP,
determinando-se o Perfil Prioritário de Alocação da
Inflexibilidade – PPAI.
2. Com base na inflexibilidade anual, determina-se o
Número de Meses equivalentes da Inflexibilidade
Anual – NMIA.
3. Para cada série de vazão, para cada ano:
a. Determina-se o despacho da usina para os meses
anteriores ao PPAI.
b. Contabiliza-se a energia do item (a) como energia
para atender à inflexibilidade.
c. Se ainda houver inflexibilidade anual a ser produzida, ela é alocada no PPAI.
Como exemplo da metodologia proposta, utilizando os
cenários de CMO do último Leilão de Energia Nova, obtémse a curva de prioridades de alocação da inflexibilidade
apresentada na Figura 3. Observa-se que a inflexibilidade
deve ser alocada prioritariamente em outubro, novembro,
setembro, agosto, julho, junho, dezembro e depois abril,
março, fevereiro e janeiro. Os meses iniciais são os de maior
CMO, enquanto os finais, por terem valores muito semelhantes, buscam minimizar o número de arranques da usina
e a prioridade é estabelecida de forma regressiva de maio a
janeiro.
Se uma usina possuir inflexibilidade de 30%, isso significa que ela deverá gerar sua capacidade em 109,5 dias por
ano. De acordo com o PPAI, a geração se dará com 31 dias
em outubro, 30 em novembro, 30 em setembro e 18,5 dias
em agosto. Este é o perfil preferencial, mas se CMOs elevados ocorrem no início do ano, as produções de energia serão
contabilizadas inicialmente como geração inflexível.
Para ilustrar o resultado prático da metodologia proposta,
a Figura 4 apresenta, para um cenário de CMOs baixos, a
alocação de uma inflexibilidade de 30% para uma usina
termoelétrica de 100MW de capacidade, disponibilidade de
95,1MWm e CVU de R$90,3/MWh, de acordo com o PPAI
apresentado (metodologia proposta) e de acordo com a metodologia atual.
usinas operariam em uma carga reduzida ou, caso isso seja
impossível, operarão a plena carga durante alguns dias do
mês (o que é ruim, pois arranques e desligamentos desgastam os equipamentos). Para a metodologia proposta, a usina
opera a plena carga sempre, devendo ser calibrada a data de
início de despacho em agosto, de modo que a produção média deste mês seja 56,9MWm.
Na Figura 5 apresenta-se outro exemplo, em um cenário
de CMO mais elevado. Neste caso, no início do ano, como a
usina seria despachada por ordem de mérito de custo de janeiro a março, esta produção é contabilizada pela metodologia proposta como geração inflexível. De abril a junho, a
usina fica desligada pela metodologia proposta e inicia produção novamente em julho, inicialmente por inflexibilidade
e depois por ordem de mérito, assim permanecendo até dezembro. Pela metodologia atual, de janeiro a março e de
julho a dezembro a produção se daria por ordem de mérito, e
de abril a junho a produção seria inflexível.
Importante observar que a geração por ordem de mérito é
custeada de forma adicional pelo consumidor, como Receita
Variável, enquanto a geração por inflexibilidade está incluída na Receita Fixa. Assim, comparando as figuras, constatase que a metodologia proposta aproveita melhor o custo de
combustível já incluído na Receita Fixa, trabalhando em
favor da promoção da Modicidade Tarifária. Por fim, a metodologia proposta também é mais aderente em termos de
adequar a produção da usina às suas características técnicas
dos empreendimentos, despachando-os sempre em capacidade máxima e evitando arranques e desligamentos.
Figura 2 – Dependência do ICB em relação à inflexibilidade.
Figura 4 – Aplicação da Metodologia Proposta (CMO Baixo).
Figura 3 – Determinação do Perfil Prioritário de Alocação da Inflexibilidade – PPAI.
Observa-se que a metodologia atual aloca uma inflexibilidade de 28,5MWm em todos os meses, independentemente
dos valores de CMO. A metodologia proposta, no entanto,
aloca a inflexibilidade de acordo com o PPAI calculado com
base nos cenários de CMO. Para a metodologia atual, as
Figura 5 – Aplicação da Metodologia Proposta (CMO Alto).
Embora as vantagens da metodologia proposta sejam evidentes, há dificuldades técnicas em sua implantação, pois o
modelo NEWAVE não consegue realizar o despacho da
inflexibilidade da forma proposta, gerando desvios tanto no
cálculo da Garantia Física quando no cálculo do CEC+COP.
Nas próximas seções apresentamos uma forma de superar
estas dificuldades dos modelos computacionais.
reflexo da operação do SIN de acordo com diferentes séries
de ENA, possuindo ainda como condição implícita um cenário de referência para as usinas pertencentes ao SIN.
Para cada mês i de cada ano j do período de estudo, para
cada série k de ENA, o cálculo do CEC e do COP é realizado de acordo com os seguintes passos:
PASSO 1 – Cálculo da Geração de Energia:
A. Cálculo da Garantia Física
O cálculo da Garantia Física é descrito em detalhes na
Portaria MME nº 258/2008 Erro! Fonte de referência não
encontrada.. Para as usinas termoelétricas, a Garantia Física é calculada em condições de despacho nas quais a carga
do Sistema Interligado Nacional (SIN) determina para o
parque gerador um CMO médio igual ao Custo Marginal de
Expansão (CME).
A Garantia Física de uma usina termoelétrica corresponde
à média ponderada da sua produção pelo Custo Marginal de
Operação do Sistema, pelas seguintes equações:
(
(
)
∑
∑
∑
∑
)
(
∑
∑
∑
(
)
(
∑
(
∑
)
(4)
)
∑
( )
(
(
)
))
(
)
(5)


Se CMOi,j,k,s  CVUt:
Geração igual à disponibilidade da usina.
Caso contrário:
Geração igual à inflexibilidade (pode ser o valor da
metodologia atual ou da proposta).
PASSO 2 – Cálculo do PLD de cada Período:

Se CMOi,j,k,s > PLDmáx: PLDi, j,k,s = PLDmáx ;

Se CMOi,j,k,s < PLDmín: PLDi, j,k,s = PLDmin

Caso contrário: PLDi, j,k,s = CMOi, j,k,s
PASSO 3 – Custo de Operação, COPi,j,k,t, e Custo de Exposição ao Mercado de Curto Prazo, CECi,j,k,t:
(
)
(
sendo:
· ccríticas = carga do subsistema s, ajustada de acordo
com os critérios de garantia de suprimento.
· i = mês; j = ano; k = série; t = usina termoelétrica.
· s = subsistema; nss = número de subsistemas.
· gh = geração hidroelétrica total.
· gt = geração termoelétrica total.
· cmo = custo marginal de operação.
· nt(s) = número de termoelétricas do subsistema s.
· ET = Oferta Termoelétrica.
· FT = Fator Termoelétrico.
A geração termoelétrica, gt, é igual à disponibilidade da
usina (se CMO ≥ CVU), ou igual à inflexibilidade, nos demais casos. Para implementar a metodologia proposta, precisar-se-ia considerar que a inserção de uma usina termoelétrica não deve alterar de forma significativa os CMOs utilizados no cálculo da Garantia Física. Assim, calcular-se-ia o
despacho da usina pela metodologia proposta e posteriormente seria calculado o valor de FT(t,s) considerando o resultado deste cálculo.
Outra alternativa seria alterar o modelo NEWAVE para
incorporar esta lógica de despacho de usinas inflexíveis, mas
isso seria bem menos operacionalizável.
)
(6)
(7)
PASSO 4 – COP e CEC, em R$/ano:
∑ ∑ ∑
∑ ∑ ∑
(
)
(8)
(
)
(9)
Deste modo, o COP e o CEC correspondem a valores esperados do Custo de Operação e do Custo das Exposições ao
Mercado de Curto Prazo do projeto. A metodologia proposta
interfere nesta metodologia alterando o valor da inflexibilidade calculada para cada mês, ano e série. Pela metodologia
atual, o valor da inflexibilidade é constante; pela metodologia proposta, o valor da inflexibilidade varia por mês e por
série.
Ademais, a metodologia proposta pode ainda interferir na
Garantia Física, caso o perfil diferenciado de inflexibilidade
seja adotado.
IV. RESULTADOS
B. Cálculo do COP e do CEC
O cálculo do CEC e do COP é descrito com detalhes em
Notas Técnicas da EPE [8]. Para que o cálculo do
CEC+COP possa ser realizado é necessária a definição de
várias séries de CMO (5 ou 10 anos de duração), que são o
Para avaliar os impactos da Metodologia Proposta, simula-se a aplicação da metodologia proposta para níveis de
inflexibilidade de 0%, 30%, 50%, 70% e 100%, comparando
os resultados com os da Metodologia Atual. Os parâmetros
avaliados são a Geração Flexível, o CEC+COP e a Receita
Fixa supondo um ICB de R$139,00/MWh. Na Figura 6 os
resultados são apresentados realizando alterações somente
no cálculo de CEC+COP, mantendo o tratamento da inflexibilidade utilizado no cálculo da Garantia Física.
De forma a validar a “sanidade” da metodologia, é importante observar que para os casos extremos, de inflexibilidade
0% e 100%, não há diferença entre as metodologias. Ou
seja, quando não há inflexibilidade, ou quando a inflexibilidade é total, a Metodologia Proposta não provoca mudanças.
No entanto, para os casos intermediários, observa-se que
a Metodologia Proposta reduz a geração flexível, pois pela
proposição, parte dela é utilizada como Geração Inflexível.
Isso reduz a parcela de custos assumida pelo consumidor
(CEC+COP) e permite que os empreendedores tenham uma
Receita Fixa maior para as mesmas condições de oferta no
leilão.
do CEC+COP.
V. CONCLUSÕES
Este artigo apresentou uma metodologia alternativa para a
contabilização da geração inflexível de uma usina termoelétrica participante de um Leilão de Energia Nova.
A Metodologia Proposta atua de modo a alocar a geração
inflexível de forma preferencial em meses em que se espera
que ela seja mais benéfica economicamente à operação do
Sistema Interligado Nacio nal. Além disso, quando são observados meses em que a produção da usina é necessária,
antes dos meses preferenciais, a produção da usina é contabilizada inicialmente como geração inflexível. Este procedimento, inclusive, aproxima o tratamento da geração inflexível nos leilões aos procedimentos operacionais efetivamente implementados pelo Setor Elétrico Brasileiro.
Figura 6 – Resultados para a Metodologia Proposta (sem alteração no cálculo da Garantia Física).
De forma geral, a Metodologia Proposta contribui para a
modicidade tarifária, pois em mesmas condições de leilão, a
alteração da forma de contabilizar os efeitos da inflexibilidade permite ofertas de preço nos leilões com reduções de
2% a 3%.
Na Figura 7 apresentam-se resultados semelhantes, porém
nestes casos a Garantia Física foi calculada incorporando os
efeitos da Metodologia Proposta no cálculo da inflexibilidade. De forma geral, observam-se os mesmos impactos: (i) a
Geração Flexível reduz-se; (ii) o custo percebido pelo consumidor para a operação da usina (CEC+COP) reduz-se; e
(iii) a Receita Fixa eleva-se. Os impactos são da mesma ordem de grandeza, de 2% a 3%.
Conclui-se assim que a alteração no cálculo da Garantia
Física, apesar de metodológica e computacionalmente complexa, traz pouco impacto no resultado. Assim, a Metodologia Proposta pode trazer os benefícios a que se propõe somente com alterações nas simulações utilizadas no cálculo
Figura 7 – Resultados para a Metodologia Proposta (com alteração no cálculo da Garantia Física).
Os resultados apresentados mostram que o impacto da
Metodologia Proposta se resume a uma potencial redução no
custo da energia de 2% a 3%, dependendo do nível de inflexibilidade.
Ressalta-se que o tema é prioritário e relevante para o
Brasil, pois a expansão das usinas hidroelétricas a fio d´água
já demanda produção termoelétrica por praticamente todo o
período seco (maio a outubro). Assim, as usinas termoelétricas inflexíveis apresentam-se como necessárias à segurança
energética e investir em metodologias que melhorem esta
precificação é uma necessidade premente.
VI. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] MME, "O Novo Modelo do Setor Elétrico," Ministério de Minas e
Energia, Brasília, julho de 2003.
[2] D. Rosi, D. Silva Filho, and M. N. Itkes, "Competição Artificial nos
Leilões de Energia Nova," in XVII SNPTEE - Seminário Nacional de
Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Recife, PE, 2009.
[3] MME, "Portaria 258, de 28 de julho de 2008," Ministério de Minas e
Energia, Brasília, DF2008.
[4] EPE. (2010). Empresa de Pesquisa Energética. Available:
http://www.epe.gov.br
[5] MME, "Portaria 42, de 1 de março de 2007," Ministério de Minas e
Energia, Brasília, DF2007.
[6] MME, "Portaria 46, de 9 de março de 2007," Ministério de Minas e
Energia, Brasília, DF2007.
[7] V. Krishna, Auction theory, 2nd ed. Burlington, MA: Academic
Press/Elsevier, 2010.
[8] EPE, "Nota Técnica EPE-DEE-RE-022/2011-r3: Parcela da Receita Fixa
Vinculada ao Custo de Combustível na Geração de Energia Inflexível de
Empreendimentos Termelétricos," Empresa de Pesquisa Energética, Rio de
Janeiro, RJ, 2011.