16
2
Mercado de energia elétrica no Brasil
2.1.
Descrição do sistema elétrico Brasileiro
O sistema elétrico brasileiro é um sistema hidrotérmico de grande porte,
com predominância de usinas hidroelétricas e longas linhas de transmissão. A
Figura 1, mostra como está dividido a capacidade instalada de energia elétrica1.
Capacidade
Instalada
Térmica
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Hidro
65821 MW
(88.4%)
Outras
Carvão
Óleo
Gás
Natural
Nuclear
1415 MW
(2.0%)
1862 MW
(2.5%)
1740 MW
(2.3%)
1966 MW
(2.6%)
1608 MW
(2.2%)
Figura 1 – Composição das Fontes de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro –
Capacidade Instalada.
O Sistema Interconectado Nacional brasileiro, que apresenta características
e dimensões peculiares, está composto pelas regiões Norte, Nordeste Sul, Sudeste
e Centro-Oeste, as quais possuem usinas hidroelétricas distribuídas em 12
diferentes bacias hidrográficas.
Em termos de armazenamento máximo o subsistema Sudeste/Centro-Oeste
tem um peso comparativamente bem acima dos outros sub-sistemas, possuindo
uma participação maior no fornecimento de energia elétrica. Daí a importância de
analisarmos os dados deste subsistema.
1
Fonte: Apresentação de Xisto Vieira; Prêmio Jovem Cientista, na PUC-Rio, junho de 2002.
17
2.2.
Restruturação do setor elétrico brasileiro
Os anos 90 reuniram as condições que poderiam contribuir para o
agravamento de uma crise no setor elétrico, dado pelo esgotamento da capacidade
de geração de energia elétrica das hidrelétricas existentes, falta de investimentos,
escassez de recursos do governo para atender a esta necessidade, entre outros
fatores. Por tudo isto era necessário
encontrar alternativas que ajudassem à
expansão do setor, com capitais privados e a entrada de novos agentes.
O processo de restruturação do setor elétrico brasileiro iniciou-se a
mediados da década dos noventa, com a fase de concepção do novo modelo,
assessorado pela consultoria prestada pela empresa inglesa Cooper& Lybrand ao
Ministério das Minas e Energia. A reestruturação traz uma mudança do mercado
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monopolista1, para um mercado pluralista horizontal2 e que tem como pontos
principais a desverticalização das empresas, a implantação de um modelo
comercial competitivo, e o novo papel do Estado que deixa sua condição de
estado empresário para assumir o papel de agente orientador e fiscalizador dos
serviços de energia elétrica.
Para aperfeiçoar os mecanismos de regulação do mercado que garantissem
um funcionamento eficiente do novo modelo implantado no setor elétrico,
criaram-se entidades:
™ ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, vinculado ao Ministério das
Minas e Energia, que tem como missão o de proporcionar condições
favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com
equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade. Algumas de suas
principais atribuições são: regular e fiscalizar a produção, transmissão,
distribuição e comercialização de energia do sistema elétrico.
1
No mercado monopolista o agente gerador vende e transmite a energia para os distribuidores aos
quais estiver conectado, este último revende a energia para os consumidores para os quais estiver
conectado.
2
No mercado pluralista, o fornecimento de energia, é desvinculado dos serviços de transmissão e
distribuição. Não existe mais vinculo físico entre o fornecimento de energia e a transação
financeira.
18
™ ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico foi criado para operar1,
supervisionar e controlar a geração e transmissão de energia elétrica no Brasil,
com o objetivo de minimizar os custos e garantir a confiabilidade e segurança
do sistema. Além disso, o ONS é responsável pela administração operacional e
financeira dos serviços de transmissão e das condições de acesso à rede básica
(livre acesso).
™ CNPE – Conselho Nacional de Política Energética, criado em agosto de 1997,
é órgão de assessoramento do Presidente da República para a formulação de
políticas e diretrizes de energia.
™ CCPE – Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas
Elétricos, foi criado com atribuição central de coordenar a elaboração do
planejamento da expansão dos sistemas elétricos brasileiros e atividades
correlatas.
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™ MAE – Mercado Atacadista de Energia foi instituído em 27 de maio de 1998,
um ambiente virtual, sem personalidade jurídica, com função de intermediar
em todas as transações de compra e venda de energia elétrica, assim como a
contabilização e formação de preços que reflita o custo marginal do sistema,
para os quatro subsistemas (Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul).
A estrutura do MAE apresentava conflitos de interesses, entre vendedores e
compradores, resultando em paralisia do mercado e falta de credibilidade,
consequentemente, deixando de cumprir suas atribuições. Como resultado disto, o
MAE não funcionou, e foi substituído pelo Mercado Brasileiro de Energia (MBE)
no começo de Janeiro de 2002. Um mês depois foi substituído novamente pelo
MAE, mas como uma empresa de direito privado, em substituição da antiga
estrutura da ASMAE2
1
Realiza o despacho das unidades geradoras de forma a otimizar o sistema elétrico. O valor da
água é calculado pelo ONS, que usa como base, juntamente com os dados fornecidos pela previsão
de carga de curtíssimo prazo, para a determinação do preço spot, que representa o CMO de curto
prazo do sistema, no qual oferta e demanda de energia estão equilibradas.
2
ASMAE era a administradora de serviços do mercado atacadista de energia elétrica, uma
sociedade civil de direito privado, braço operacional do MAE, empresa autorizada da ANEEL.
19
2.3.
Funcionamento do mercado
No MAE é feito o processamento da contabilização e liquidação da Energia
Elétrica produzida e consumida no Brasil.
As empresa geradoras, distribuidoras e comercializadoras de energia
elétrica, registram no MAE os valores de energia contratada, ao mesmo tempo
registram-se os valores de energia verificada. A diferencia entre estas é liquidada
no MAE, ao preço spot do MAE, (Figura 2), para cada um dos subsistemas e para
cada -patamar1, feito mensalmente (desde maio de 2002 já é semanal). Este é o
chamado mercado “spot” de energia elétrica.
SP O T
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E N ER GIA
VE R IFIC AD A
CO N TR A TO S
Figura 2− Mercado spot de energia elétrica
2.4.
Preço spot de energia elétrica
O preço spot do MAE ou preço spot do mercado à vista é o preço utilizado
para compra e venda de energia no mercado de curto prazo, cujos créditos e
débitos decorrentes serão liquidados entre os agentes de forma centralizada pelo
MAE.
Até mediados de 2002, o cálculo do preço spot de energia elétrica é
realizado mensalmente pelo MAE, utilizando um modelo de otimização chamado
NEWAVE2, que tem como uma de suas saídas o CMO. A partir dos valores do
CMO são calculados os valores do preço spot para cada um dos subsistemas.
1
2
Os patamares dados são: leve, médio e pesado
Na seção (2.5.1), é visto mais do NEWAVE.
20
2.5.
Planejamento ótimo da operação
O objetivo do planejamento da operação é a determinação de unidades
geradoras e das montantes de energia que cada um destes geradores deve produzir,
de modo a suprir a demanda de energia ao menor custo total possível. É
necessário que o operador do sistema receba os valores de custo de cada uma das
unidades geradoras do sistema para que seja possível a tomada de uma decisão.
Em um sistema puramente térmico o planejamento da operação é feita
minimizando o custo de operação do sistema, através da redução, priorização do
consumo de combustíveis e a manutenção das usinas térmicas. Em sistemas
puramente hidrelétricos os custos de operação podem estar associados à utilização
da água estocada. Em ambos os casos devem ser incluídos os custos de
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penalização que refletem o não atendimento à demanda de energia. É importante
fazer notar que a água armazenada nos reservatórios não é “grátis”, e sim possui
um valor relacionado ao custo de oportunidade de atender a demanda futura.
Em sistemas hidrotérmicos, como é o caso do Brasil, todos os custos
anteriores devem ser tomados em conta no planejamento da operação
considerando o fato de que o valor da água armazenada nos reservatórios em um
determinado instante é medido em função dos custos não incorridos no futuro
devido a consumos de combustíveis e demanda de energia não atendidas; é dizer,
cada metro cubico da água armazenada hoje é usado para gerar energia no futuro e
portanto se diminuirá a quantidade de energia de geração das térmicas e em
conseqüência os custos futuros de geração serão menores. Por exemplo, toma-se
a decisão de utilizar a água dos reservatórios para a geração de energia
hidroelétrica para atender o mercado hoje e, no futuro, ocorrer uma seca, poderá
ser necessário utilizar geração térmica de custo elevado e, se a oferta for
insuficiente interromper o fornecimento de energia, levando ao racionamento,
como o ocorrido em junho do 2001.
Por outro lado, se optarmos por fazer uso mais intensivo de geração térmica,
conservando elevados os níveis dos reservatórios e ocorrerem vazões altas no
futuro, poderá haver vertimento no sistema, o que representaria um desperdício de
energia (custo de oportunidade zero) e, em conseqüência, um aumento
desnecessário do custo de operação. Na Figura 3 se ilustra esta situação.
21
Decisão
Esvaziar os
reservatórios, para
minimizar o custo
de combustível
Afluências futuras
Altas
Baixas
Manter os
reservatórios cheios
e usar geração
termoeléctrica
PROCESSO DE
Altas
Baixas
Conseqüências operativas
Operação econômica
Déficit
Vertimento
Operação econômica
Figura 3 − Processo de decisão em um sistema hidrotérmico.
Então na tomada de decisão da operação de um sistema hidrotérmico devese comparar o custo da geração de energia usando a água hoje versus o custo de
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armazená-la hoje para usá-la depois. O primeiro pode ser representado através de
uma Função de Custo Imediato (FCI), e o segundo através de uma Função de
Custo Futuro (FCF). A palavra futuro significa que se está considerando todos os
estágios futuros até o final do horizonte de planejamento. As duas funções são
mostradas na Figura 4.
Custo de
Geração
($)
Função Custo
Imediato (FCI)
Função Custo
Futuro (FCF)
Armazenamento final
Figura 4 − Curvas de Função de Custo Imediato e Custo Futuro
O eixo vertical representa o custo de geração em unidades monetárias, e o
eixo horizontal apresenta o volume final armazenado no reservatório equivalente
hoje. Analisando este gráfico podemos ver que a FCI aumenta com o volume final
armazenado nos reservatórios. Isto ocorre porque a decisão de economizar água
no presente está relacionada a um maior gasto com geração térmica no
atendimento a demanda (neste caso o volume final da água é alto devido a que se
22
usou as térmicas). Deste modo, a FCI está associada ao gasto com geração térmica
no estágio atual. Por outro lado, a FCF diminui com o volume final armazenado
nos reservatórios, porque a decisão de economizar água no presente está
relacionada a um menor uso de geração térmica no futuro. Então, a FCF está
associada ao valor esperado do gasto com geração térmica e possíveis déficits no
futuro para o atendimento a demanda.
O custo total de geração é a somatória do valor de geração hoje mais o valor
esperado dos custo de geração futura (ambos incluem o custo de racionamento).
Como conseqüência do anterior, o uso ótimo da água armazenada nos
reservatórios é aquele que minimiza a função custo total de geração. Vê-se a
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Figura 5.
Unidades
Monetárias
($)
FCI + FCF
Função Custo
Imediato (FCI)
Função Custo
Futuro (FCF)
Decisão ótima
Armazenamento final
Figura 5 − Decisão ótima para o uso da água
No sistema brasileiro não há ofertas de preço, os custos de oportunidade das
hidrelétricas são calculadas pelo operador nacional do sistema (ONS) como se
todas as usinas pertencessem a um único dono. O objetivo é assegurar a
otimização operativa das usinas hidrelétricas em cascata e a integração interbacias. Como já se disse o cálculo do preço é feito através de um modelo
computacional NEWAVE, sendo o preço de equilíbrio dado pelo Custo Marginal
de Operação.
2.5.1.
Software de otimização de médio prazo – NEWAVE
O NEWAVE foi desenvolvido pelo CEPEL, que foi ajustado à realidade do
mercado energético brasileiro para o planejamento da operação a médio prazo dos
subsistemas hidrotérmicos interligados. Na Figura 6 se traz um esquema
23
simplificado dos modelos NEWAVE, DECOMP e DESSEM para à coordenação
hidrotérmica de médio, curto e curtíssimo prazo respectivamente. Atualmente,
estão em uso o NEWAVE e o DECOMP.
Como já foi dito, este modelo tem como objetivo determinar as metas de
geração dos blocos hidráulicos e de cada usina térmica em cada estágio, que
atendam a demanda e minimizem o valor esperado do custo total de operação do
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sistema, para todo o período de planejamento.
NEWAVE
Médio prazo
DECOMP
Curto prazo
DESSEM
Curtíssimo Prazo
Figura 6 − A operação do sistema elétrico brasileiro adotou uma cadeia de modelos de
otimização
O NEWAVE é composto de quatro módulos básicos:
1. Módulo de cálculo do sistema equivalente: Aqui são construídos os
reservatórios equivalentes, para cada subsistema.
2. Módulo de energias afluentes: Neste módulo gera-se séries sintéticas de
energias, através do modelo PAR(P).
3.
Módulo de cálculo da política de operação hidrotérmica: Calcula a política de
operação mais econômica representando-se as incertezas das afluências
futuras.
4. Módulo da simulação da operação do sistema: Neste módulo faz-se a
avaliação da política de operação, através da simulação da operação do
sistema com diferentes cenários de energia. Estes cenários podem ser os
históricos ou os gerados pelo mesmo modelo de geração de cenários descrito
anteriormente.
2.5.2.
Formação do preço no MAE (tight pool)
Atualmente, a formação de preço no MAE é realizada num regime
denominado tight pool, onde o despacho é definido centralizadamente pelo ONS
24
com base em uma cadeia de modelos computacionais de otimização. O preço spot
no MAE é obtido a partir do CMO, calculados seguindo o mesmo procedimento
de otimização, mas desprezando-se as restrições internas aos sub-mercados. No
tight pool os geradores hidroelétricos, que respondem por aproximadamente a
88% da capacidade instalada do sistema (ver Figura 1), não podem fazer ofertas
de preços por sua energia para compor o despacho. Ou seja, a capacidade de
produção das usinas hidroelétricas é “ofertada” com base em custos de
oportunidade calculados de forma centralizada pelo ONS. Da mesma forma os
geradores termelétricos não fixam um preço por sua energia, sem embargo devem
declarar seus custos variáveis de operação, os quais devem ser justificados
tecnicamente. Na realidade tem-se observado que a declaração de custos variáveis
tem funcionado muitas vezes como uma oferta de preços.
Além do tight pool, existe um outro esquema que pode ser usado para a
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determinação do despacho e formação do preço spot em sistemas hidrotérmicos;
este é conhecido como, loose pool. Neste, as usinas hidroelétricas e as térmicas
podem ofertar preços por sua energia. A avaliação da FCF, ou seja, do custo de
oportunidade, ou valor do água, das usinas hidrelétricas associado à decisão de
armazenar ou gerar, é feita individualmente pelos agentes hidrelétricos, através
das ofertas realizadas por eles. Se um agente hidrelétrico deseja armazenar, então
oferta um preço alto por sua energia para não ser despachado, e se deseja gerar
oferta um preço baixo. (Oliveira, 2002).
A utilização do tight pool é justificada por vários fatores, alguns deles são:
-
Presença de múltiplos proprietários de diferentes usinas hidrelétricas em uma
mesma cascata, o que cria a necessidade de coordenação no despacho
hidroelétrico;
-
Complexos vínculos hidráulicos entre usinas hidrelétricas;
-
Pouca presença termelétrica nos sistemas interligados brasileiros.
2.6.
Análise descritiva da série do CMO publicada
Como já foi dito, o preço spot é obtido com base no valor do CMO do
modelo NEWAVE. A série do CMO é a série utilizada na aplicação do
25
procedimento de eliminação do ruído, e por isso, é de importância
mostrar
algumas características desta série.
No planejamento da operação de médio prazo, o NEWAVE simula valores
mensais do CMO até 5 anos. Os valores esperados futuros do CMO são
dependentes dos dados de entrada ao NEWAVE, que têm uma configuração1
diferente a cada período e isto leva a uma mudança nos valores do CMO
diferentes dos previstos em etapas anteriores. Por isto, são somente confiáveis os
valores do CMO um passo à frente. Apesar dos resultados mensais do CMO não
terem sido obtidos usando a mesma configuração (mesmo processo gerador de
dados), observa-se que existe algum tipo de correlação entre estes dados mensais,
(Medeiros, 2001).
Os dados publicados gerados pelo NEWAVE, estão disponíveis a partir de
janeiro de 1996 até hoje. Foram incorporados seis dados a partir de agosto de
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1995 à série gerada pelo NEWAVE. Antes do ano 1996 tinha-se outra forma de
calcular os valores do CMO.
O valor do CMO possui uma incerteza inerente devido a que todas as
variáveis de entrada do modelo NEWAVE, exceto as vazões, são consideradas
determinísticas. A idéia de aplicar o procedimento de filtragem não estará
associado a esta incerteza (já que os valores do CMO fornecem os “valores reais”
do preço de energia) e sem, à procura de componentes de alta freqüências
(consideradas como ruído) da série volátil, para eliminá-las com o objetivo de
alisar a serie, e assim, construir modelos de previsão que tenham melhores
desempenhos. É por isto, que nesta dissertação se propõe utilizar a ferramenta de
wavelets para conseguir o alisamento dos valores do CMO.
A Figura 7 mostra a idéia de se aplicar o alisamento como passo prévio a
modelagem de previsão.
CMO (real)
CMO (alisado)
ALISAMENTO
DA SÉRIE
(Wavelets
shrinkage)
MODELOS DE
PREVISÃO
Figura 7 − Alisamento da série de CMO como passo prévio à modelagem de previsão
1
Isto é, a cada mês temos possivelmente usinas ou máquinas entrando no sistema, os intercâmbios
de energia variam, a demanda varia, etc.