CUSTOS E BENEFÍCIOS DAS FONTES DE GERAÇÃO...

CUSTOS E BENEFCIOS DAS

FONTES DE GERAO ELTRICA

Preparado para

Setembro de 2018

CADERNO PRINCIPAL

C U S T O S E B E N E F C I O S D A S F O N T E S D E G E R A O E L T R I C A - C A D E R N O P R I N C I P A L

2

Sumrio

Resumo executivo ..................................................................................................................... 8

1 Introduo ........................................................................................................................... 14

1.1 Os mltiplos objetivos no suprimento de energia eltrica ........................................... 15

1.2 Limitaes do processo atual de suprimento de energia ............................................. 15

1.3 Objetivo do estudo ....................................................................................................... 16

1.4 Organizao deste caderno .......................................................................................... 17

2 Viso Geral da metodologia ................................................................................................ 18

2.1 LCOE .............................................................................................................................. 18

2.2 Servios prestados pelo gerador alm da produo de energia .................................. 19

2.3 Custos de infraestrutura causados (ou evitados) pelo gerador .................................... 19

2.4 Subsdios e isenes ...................................................................................................... 20

2.5 Custos ambientais ......................................................................................................... 20

2.6 Etapas principais do estudo e ferramentas analticas .................................................. 20

2.7 Caso analisado no projeto............................................................................................. 22

2.7.1 Importncia da representao horria ................................................................ 23

2.7.2 Tecnologias analisadas (Cenrio de referncia PDE 2026) .................................. 24

3 Custos de Investimento e Operao - CAPEX e OPEX ......................................................... 25

4 Servios de Gerao ............................................................................................................ 27

4.1 Servio de modulao e sazonalizao ......................................................................... 27

4.1.1 Motivao - Limitao do LCOE ........................................................................... 27

4.1.2 Metodologia para valorao dos servios de modulao e sazonalizao ......... 27

4.1.3 Ajuste por incerteza ............................................................................................. 28

4.2 Servio de robustez ....................................................................................................... 29

4.2.1 Contribuio das fontes para o servio de Robustez ........................................... 30

4.2.2 Metodologia para valorao ................................................................................ 30

4.3 Servio de Confiabilidade .............................................................................................. 31


4.4 Resultados dos Servios de Gerao ............................................................................. 32


3

5 Custos de Infraestrutura ...................................................................................................... 35

5.1 Reserva probabilstica de gerao ................................................................................ 35


5.1.2 Resultado ............................................................................................................. 37

5.2 Equilbrio de frequncia (Inrcia) .................................................................................. 37

5.2.1 Metodologia para valorao da Inrcia ............................................................... 38

5.2.2 Resultados ............................................................................................................ 39

5.3 Infraestrutura de transporte ......................................................................................... 40

5.3.1 Viso geral da metodologia ................................................................................. 41

5.3.2 Custos de transporte............................................................................................ 42

5.3.3 Suporte de Reativo .............................................................................................. 45

5.3.4 Custo de perdas ................................................................................................... 47

5.3.5 Resultados dos custos de infraestrutura ............................................................. 49

6 Subsdios e Incentivos ......................................................................................................... 51

6.1 Metodologia para clculo do impacto dos subsdios e isenes no preo da energia . 51

6.2 Premissas ...................................................................................................................... 52

6.2.1 Encargos do setor de energia eltrica ................................................................. 52

6.2.2 Tributos ................................................................................................................ 53

6.2.3 Financiamento ..................................................................................................... 53

6.2.4 Subsdios e incentivos no considerados............................................................. 54

6.3 Resultados ..................................................................................................................... 55

7 Custos ambientais ............................................................................................................... 59

7.1 Precificao de carbono ................................................................................................ 59

7.2 Metodologia .................................................................................................................. 60

7.3 Premissas ...................................................................................................................... 60

7.4 Resultados ..................................................................................................................... 62

8 Anlises de Sensibilidade ..................................................................................................... 64

8.1 Cenrios de sensibilidade ............................................................................................. 64

8.2 Resultados ..................................................................................................................... 67


4

8.2.1 Servio de gerao: modulao e sazonalizao ................................................. 67

8.2.2 Custos de infraestrutura: reserva probabilstica dinmica .................................. 68

9 Concluses do Estudo .......................................................................................................... 69


5

Figura

Figura 1 Nova decomposio para os custos da gerao ..................................................... 18

Figura 2 Etapas principais do estudo e ferramentas analticas ............................................ 22

Figura 3 Custos marginal de operao do Caso Base - ms de maro/2026 ........................ 23

Figura 4 Custos marginais de operao do Caso Base - ano de 2026 .................................. 24

Figura 5 Levelized Cost of Energy LCOE ............................................................................. 26

Figura 6 Metodologia para valorao dos servios de modulao e sazonalizao ............ 28

Figura 7 Ajuste ao risco atravs da metodologia CVaR ........................................................ 29

Figura 8 Atributo de robustez para usinas termeltricas ..................................................... 30

Figura 9 Metodologia: Contribuio das fontes para o servio de Robustez ....................... 30

Figura 10 Resultados dos servios de gerao ..................................................................... 33

Figura 11 LCOE + Servios de gerao .................................................................................. 34

Figura 12 Critrio de frequncia mnima para o clculo do requisito de inrcia do sistema 38

Figura 13 Cenrios do PDE 2026 considerados nas simulaes ........................................... 39

Figura 14 Rateio da RAP total paga s transmissoras .......................................................... 42

Figura 15 Separao das parcelas de custo total da RAP ..................................................... 42

Figura 16 Metodologia Nodal x Metodologia Aumann-Shapley .......................................... 44

Figura 17 Custo de suporte de reativo por linha de transmisso ........................................ 46

Figura 18 TUST Reativo por gerador ..................................................................................... 47

Figura 19 Alocao das perdas em [%] da rede de transmisso para geradores do sistema

................................................................................................................................................. 48

Figura 20 Custos de infraestrutura ...................................................................................... 49

Figura 21 LCOE + servios de gerao + custos de infraestrutura ....................................... 50

Figura 22 Metodologia para clculo do impacto dos subsdios .......................................... 51

Figura 23 Custo com subsdios e incentivos ......................................................................... 56

Figura 24 LCOE + servios de gerao + custos de infraestrutura + custos com subsdios e

incentivos ................................................................................................................................ 57

Figura 25 Impacto dos subsdios e incentivos ..................................................................... 58

Figura 26 Disperso dos preos do carbono em diferentes alternativas (fonte: Banco

Mundial, 2018) ........................................................................................................................ 61


6

Figura 27 Custo das fontes (preo do carbono = 10 US$/tCO2e) ......................................... 62

Figura 28 Custo das fontes (preo do carbono = 55 US$/tCO2e) ......................................... 63

Figura 29 Casos de sensibilidade analisados no projeto ...................................................... 64

Figura 30 Matriz eltrica dos Casos de Sensibilidade ........................................................... 65

Figura 31 Custos marginais de operao mensais casos de sensibilidade ........................ 66

Figura 32 Custos marginais de operao horrios casos de sensibilidade ........................ 67


7

Tabela

Tabela 1 Alocao dos custos da reserva probabilstica de gerao .................................... 37

Tabela 2 Resultado da metodologia de valorao da Inrcia ............................................... 40

Tabela 3 Resultado do clculo do custo de transporte para as usinas de expanso do sistema.

................................................................................................................................................. 45

Tabela 4 Resultado do clculo do custo de perdas para as usinas de expanso do sistema.

................................................................................................................................................. 49

Tabela 5 Clculo do LCOEp padronizado ............................................................................... 52

Tabela 6 Clculo do LCOEe especfico ................................................................................... 52


Tabela 8 Clculo do LCOEe especfico ................................................................................... 53


Tabela 10 Clculo do LCOEe especfico ................................................................................ 54

Tabela 11 Fatores de emisso .............................................................................................. 60

Tabela 12 Custo de emisses ............................................................................................... 62

Tabela 13 Sensibilidade no valor da modulao e sazonalizao ........................................ 67

Tabela 14 Sensibilidade no valor da reserva probabilstica ................................................. 68


8

RESUMO EXECUTIVO

Motivao

O maior desafio do suprimento de energia do setor eltrico de qualquer pas garantir o

atendimento da demanda com confiabilidade, economicidade e sustentabilidade. No caso do

Brasil, os leiles de energia nova do Ambiente de Contratao Regulada formam o principal

motor para a expanso da oferta de gerao.

O produto oferecido nesses leiles um contrato de energia capaz de atender um volume em

MWh/ano, distribudo ao longo dos meses. No entanto, existem servios adicionais ao

suprimento puro de energia que as usinas podem prover, como a capacidade de atendimento

demanda mxima (ou ponta) do sistema. A nfase dos leiles apenas no servio energia

foi possvel na ocasio do marco legal do setor em 2004, pela Lei 10.848/2004, devido grande

participao de usinas hidreltricas com capacidade de armazenamento de gua, as quais, por

exemplo, se encarregavam de quase toda a modulao da ponta.

Como a comparao entre as diferentes ofertas nos leiles realizada apenas pelo preo da

energia (no caso dos contratos por quantidade) ou pela expectativa do custo da energia para

o consumidor (no caso dos contratos por disponibilidade), as externalidades referentes a

todos os servios ou atributos que cada fonte de gerao pode prestar a um sistema de

potncia no so valoradas explicitamente. Alm disso, existem subsdios e incentivos fiscais,

financeiros e tributrios adicionais dados aos geradores que afetam o preo final da energia,

influenciando tambm o resultado dos leiles. Assim, o preo final dos leiles de energia no

reflete todos os custos e benefcios de cada fonte para o setor eltrico e para a sociedade.

Esse fato tornou-se mais evidente com a profunda mudana no mix da matriz de gerao

desde a implementao dos primeiros leiles de energia, com destaque para a gerao

termeltrica a gs natural e entrada macia de gerao elica. Com isto, as hidreltricas

atingiram seu mximo limite na proviso de determinados servios, considerando a

configurao de gerao e transmisso atual, que passaram a ser supridos por outros

recursos. Um exemplo atual desse esgotamento sistmico o uso atual de termeltricas para

compensar a variabilidade da gerao elica na regio Nordeste. O resultado foi uma perda

de eficincia na operao energtica do sistema, com custos de combustveis fsseis muito

elevados e um aumento igualmente significativo nas emisses de CO2.

Em resumo, o modelo simplificado de contratao, ao no ser atualizado, trouxe uma

ineficincia para a economia/sociedade. Outro problema foi o surgimento de uma discusso

polarizada e confusa sobre as fontes (por exemplo, alguns defendem a construo macia

de energia solar enquanto outros argumentam que fundamental construir trmicas a gs

operando na base) em vez de se discutir o melhor atendimento dos atributos por meio de um

portflio de fontes.

Objetivo do estudo


9

Este trabalho contribui para um melhor entendimento, por parte da sociedade, das questes

de limitao de valorao do aporte eletro energtico das fontes para o sistema, descritas

acima. O objetivo geral do estudo avaliar custos e benefcios reais de cada fonte de gerao,

considerando a contribuio de seus respectivos atributos para o atendimento dos diversos

objetivos da operao do sistema eltrico.

Ressalta-se que o objetivo no a criao de uma nova metodologia de precificao das fontes

nos leiles de energia eltrica ou nos leiles de contratao de lastro para o sistema; e nem

uma proposta para o aperfeioamento do planejamento da expanso do parque gerador. No

entanto, as metodologias propostas neste projeto, bem como os seus resultados, so o ponto

de partida para as discusses sobre esses temas.

Metodologia

A metodologia proposta neste estudo tem como objetivo o clculo do custo total da gerao

atravs da valorao dos atributos de cada fonte de gerao. Nesta metodologia, realizada

uma nova decomposio para os custos da gerao nos seguintes grupos de atributos:

Decomposio dos custos de gerao

1. Custos de Investimento e Operao CAPEX e OPEX: utilizada a medida tradicional LCOE

(Levelized Cost of Energy) como mtodo de reaquisio dos custos necessrios para a

recuperao do investimento e de operao.

2. Servios prestados pelo gerador alm da produo de energia

Modulao e sazonalizao: a capacidade do gerador de atender o perfil horrio de

demanda ao longo do ms (modulao) e atender o perfil mensal da demanda ao

longo do ano (sazonalizao).


10

Robustez: a capacidade do gerador de produzir energia acima do que seria

requerido no despacho econmico. Constitui uma reserva de gerao estrutural para

o sistema.

Confiabilidade: a capacidade do gerador de injetar potncia no sistema para evitar

interrupo no fornecimento causada por falta de capacidade de gerao devido a

quebras nos geradores.

3. Custos de infraestrutura causados (ou evitados) pelo gerador

Rede de transmisso: representa a componente do custo de infraestrutura de

transmisso, ou distribuio, para geradores conectados na rede de distribuio, que

deve ser alocada a cada gerador;

Perdas: so as perdas hmicas na rede de transmisso.

Suporte de reativo: representa a componente do custo de infraestrutura de suporte

reativo dos capacitores e reatores do sistema que deve ser alocada a cada gerador.

Inclui o custo evitado da injeo de reativo dos geradores;

Reserva probabilstica de gerao: representa a componente do custo da

infraestrutura de equipamentos de resposta rpida, necessrios para absorver as

variaes no previsveis da demanda e produo renovvel, que deve ser alocada a

cada gerador.

Servio de inrcia: representa a componente do custo da infraestrutura de

equipamentos com inrcia, para permitir o equilbrio entre oferta e gerao dentro

da faixa de frequncia operativa, a qual deve ser alocada a cada gerador.

4. Subsdios e isenes: representa o custo total pago pelo consumidor e/ou contribuinte

devido a diversos incentivos e isenes oferecidos aos geradores.

5. Custos ambientais: so os custos para a sociedade relativos emisso de gases de efeito

estufa de cada fonte de gerao de energia eltrica.

Foi desenvolvida uma metodologia especfica para a avaliao de cada um dos servios ou

atributos mencionada anteriormente. Essa metodologia apresentada em detalhes no

Caderno Principal e totalmente reprodutvel considerando a utilizao de ferramentas

computacionais que permitem a modelagem do sistema em detalhes. O projeto possui ainda

os cadernos Servios de Gerao, Custos de Infraestrutura e Incentivos e Subsdios, com

o detalhamento das metodologias e das premissas utilizadas.

As ferramentas que viabilizaram as anlises em detalhe do sistema eltrico brasileiro no

estudo so apresentadas a seguir.


11

Ferramentas computacionais utilizadas no projeto

As simulaes (probabilsticas) realizadas com os modelos1 SDDP/NCP consideraram aspectos

que no so levados em conta atualmente nas ferramentas oficiais de planejamento da

operao e expanso, tais como detalhamento horrio, restries para atendimento

demanda de ponta e para atendimento s restries de reserva girante; detalhamento da rede

de transmisso; e variabilidade na produo elica e solar.

Destaca-se que a lista de atributos considerados neste estudo no exaustiva. Dessa forma,

no foram considerados os seguintes atributos: (i) atributos socioambientais (adicionais

emisso de CO2) tais como gerao de emprego; desenvolvimento de cadeias produtivas e

benefcios associados; desenvolvimento e melhora de condies socioeconmicas de

comunidades locais; emisso de poluentes locais e regionais; uso do solo ou interaes do

nexo gua-energia-solo, entre outros; (ii) benefcio do menor tempo de construo para

auxiliar no gerenciamento da incerteza no crescimento da demanda; (iii) maior incerteza com

relao a atrasos e custo de investimento devido concentrao de investimentos em um

nico projeto; (iv) vida til dos equipamentos.

Resultados

A seguir, apresenta-se, para todas as fontes de expanso do PDE 2026, o custo final da energia,

considerando todos os atributos analisados neste estudo, de acordo com a metodologia

proposta pela PSR.

Para cada tecnologia listada no grfico a seguir, mostram-se as distintas parcelas do seu real

custo total, obtido com a metodologia proposta neste trabalho. Pode-se observar, por

exemplo, que a elica no NE possui o custo final de 195 R$/MWh e a solar no NE, de 293

R$/MWh. No entanto, observa-se que os subsdios e isenes explicam 84 R$/MWh e 135

R$/MWh desse valor, respectivamente, sendo este o maior entre todos os atributos

analisados.

Pode-se observar tambm que a trmica a gs natural ciclo combinado flexvel possui o custo

total de 216 R$/MWh, a GNL ciclo combinado sazonal, de 166 R$/MWh e a gs natural ciclo

aberto flexvel, de 412 R$/MWh. Verificou-se que esta ltima fonte a que mais vende servio

1 Os modelos SDDP, NCP, TSL, CORAL, TARIFF e NETPLAN so de propriedade da PSR. O Modelo ORGANON de propriedade da

HPPA.


12

de gerao, o de atendimento a demanda de ponta, o que compensa o fato de seu fator de

capacidade ser baixo, resultando em um LCOE extremamente alto. Com os servios de

gerao, o custo desta ltima fonte passou de 794 R$/MWh (LCOE) para 277 R$/MWh. No

entanto, ao considerar os custos de infraestrutura e de emisso de carbono, seu custo volta a

subir, chegando ao valor final de 412 R$/MWh, mencionado acima. Ainda com relao aos

servios de gerao, notou-se que a hidroeltrica e a PCH, apesar de venderem servio de

modulao, apresentam custos elevados com o servio de sazonalizao, de 27 R$/MWh e 15

R$/MWh, respectivamente, devido produo concentrada no perodo mido.

Custos das fontes (preo do carbono = 10 US$/tCO2e)

O estudo desenvolvido contou ainda com anlise de atributos para diferentes configuraes

da matriz energtica para os anos de referncia 2026 e 2035 onde a insero das fontes

renovveis no convencionais maior. Para a avaliao, foram selecionados os atributos de

maior impacto no custo da energia eltrica e que so mais impulsionados pela configurao

do sistema.

A insero de usinas renovveis no convencionais no foi suficiente para modificar o perfil

sazonal do Custo Marginal de Operao (CMO) (valores mais baixos no perodo mido e mais

elevados no perodo seco) na configurao de 2026. A afirmao j no pode ser efetuada

para os casos com maior penetrao de renovvel em 2035, em que h uma inverso na

sazonalidade dos CMOs, com valores mais elevados no perodo mido e mais baixos no

perodo seco. Isso acontece principalmente por causa da contribuio energtica que as

elicas aportam no sistema no perodo seco, historicamente perodo de maior gerao da

fonte. A diminuio significativa dos CMOs nesse caso tambm notria devido ao menor

acionamento das termeltricas, tipicamente acionadas nesse mesmo perodo. Na avaliao

do atributo modulao/sazonalizao, h uma grande variao no valor dos CMOs. De forma

geral, devido reduo do perfil sazonal dos custos marginais, observa-se um menor benefcio

no servio de modulao e sazonalizao das termeltricas para o sistema. Observa-se

tambm um menor benefcio das fontes renovveis sazonais, como o caso da elica e da fonte

solar. Essas fontes tambm sofrem com um aumento do custo de modulao, graas maior

346

216

412

166

286

195

244

285

168

293

328

Gas CC NESazonalInv.3315CVU 360

Gas CC SEFlexvel

Inv.3315CVU 400

Gas CA SEFlexvel

Inv.2321CVU 579

GNL CC SESazonalInv.3315CVU 170

UHE

Inv. 8000

EOL NE

Inv. 4000

EOL S

Inv. 4000

PCH SE

Inv. 7500

BIO SE

Inv. 5500

SOL NE

Inv. 3600

SOL SE

Inv. 3600

R$/

MW

h

LCOE + Servios de Gerao Custos Infraestrutura Subsdios Isenes Custo de emisso (10 USD/tCO2e)


13

variabilidade nos custos marginais horrios. Vale ressaltar tambm que h uma reduo no

custo da sazonalizao das hidreltricas e um aumento do benefcio com a modulao.

Como resultado geral, observa-se que para as diferentes composies de matriz energtica

estudada e para maior penetrao de fontes renovveis no convencionais, o sistema absorve

essas fontes, modificando caractersticas importantes do sistema tal como o acionamento de

termeltricas, porm a operao do sistema no se mostra impeditiva. Observa-se ainda uma

reduo no benefcio das elicas e solares para o servio de modulao e sazonalizao e um

aumento no custo de infraestrutura para prover reserva probabilstica.

Concluses

A discusso sobre a valorao dos atributos das fontes foi sistematizada, porm no

de formar exaustiva. Trata-se de um arcabouo em que os atributos so divididos em

servios prestados pelos geradores, custos de infraestrutura necessrios para a

prestao destes servios, subsdios e incentivos e na externalidade da emisso de

GEE. Existem externalidades socioambientais e outros atributos das usinas (e.g.

incerteza da demanda) que no foram considerados neste trabalho.

Subsdios so a principal componente que potencialmente causa distoro nos

custos das fontes. Os principais so o desconto na TUST, financiamento e lucro

presumido. Este ltimo incentivo leva os geradores a desenvolverem seus projetos

atravs de mdulos menores, aumentando potencialmente os custos para o sistema

graas reduo no ganho de escala.

A produo concentrada no perodo seco faz com que as hidreltricas e PCHs

imponham um custo para o sistema pelo servio de sazonalizao. Este custo no

compensado pelo valor das hidreltricas para a modulao do sistema.

Existem importantes distores no sinal locacional da transmisso, mas que no so

capazes de alterar a competitividade relativa das fontes de expanso. Cabe ressaltar

que uma concluso mais definitiva sobre o sinal locacional requer a anlise de grandes

hidreltricas, no representadas neste estudo. Somente as usinas consideradas para

a expanso do sistema, resultantes do PDE 2026 oficial, foram consideradas na

avaliao realizada.

Os atributos da inrcia e flexibilidade operativa no se mostraram relevantes no

cmputo total dos custos.

As anlises de sensibilidade com maior penetrao de renovveis mostram uma

reduo no benefcio da elica e solar para o servio de modulao e sazonalizao

e um aumento no custo da reserva probabilstica. Apesar da maior insero das

fontes renovveis alternativas implicar modificaes importantes do sistema, a

operao desta no se mostra impeditiva.

As metodologias propostas neste projeto, bem como os seus resultados, so o ponto

de partida para discusses sobre planejamento da expanso e precificao de

atributos.


14

1 INTRODUO

Suponha que algum esteja encarregado de providenciar alimentos para um grupo de pessoas

ao menor custo possvel. Dado que a referncia bsica a necessidade diria de calorias (cerca

de 2500 para mulheres e 3000 para homens), o alimento escolhido deveria ser, primeira

vista, o que d mais calorias por cada R$ gasto. A tabela a seguir lista os alimentos mais baratos

sob esse critrio nos Estados Unidos.

Alimento Calorias/US$

Farinha de trigo 3300

Acar 3150

Arroz 3000

Amendoim 2500

De acordo com a tabela acima, a melhor opo seria comprar somente farinha de trigo. No

entanto, embora as necessidades calricas sejam atendidas, as pessoas teriam problemas de

sade por falta de outros nutrientes essenciais, como vitaminas, protenas e sais minerais.

Isso significa que o problema de providenciar a dieta de mnimo custo tem mltiplos objetivos,

que so as necessidades mnimas de cada tipo de nutriente. O problema da dieta , portanto,

formulado como o seguinte problema de otimizao:

Minimizar o custo total de compras de alimentos

Sujeito a (quantidades dirias)

calorias 2750 cal (mdia de homens e mulheres)

vitamina C 90 mg

protenas 56 g

Potssio 4,7 g

Acar 25% do total de calorias

Observa-se inicialmente que as quatro primeiras desigualdades se referem a necessidades

fsicas de cada nutriente. J a ltima desigualdade uma restrio que reflete uma poltica

de sade do pas.

A segunda observao que cada alimento (arroz, batata, carne, alface etc.) possui diferentes

quantidades de cada nutriente. Essas quantidades podem ser representadas por um vetor de

atributos. Por exemplo, os atributos de 1 kg do alimento A podem ser: 2000 calorias; 5 mg de

vitamina C, 12 g de protenas e 0 g de potssio. Os atributos de um alimento B, por sua vez,

podem ser: 1800 calorias; 12 mg de vitamina C; 0 g de protenas; 3 g de potssio, e assim por

diante. Dessa forma, o objetivo do problema de otimizao da dieta : encontrar o mix de

alimentos que atenda aos requisitos de cada atributo (soma das contribuies de cada

elemento para cada atributo) a mnimo custo. Enfocar os atributos de cada alimento ajuda a

evitar solues simplistas e equivocadas como ocorreu no caso dos alimentos low fat, que


15

eram mais calricos do que os alimentos normais e que contriburam para o agravamento

da crise de obesidade nos Estados Unidos.

Finalmente, o custo de cada alimento deve levar em conta dois fatores adicionais ao seu custo

de produo no ponto de origem (por exemplo, alface no interior de So Paulo): (i) o custo de

infraestrutura (transporte e armazenagem); e (ii) taxas e impostos.

Mostraremos a seguir que o problema de suprimento de eletricidade tem muitos pontos em

comum com o problema da dieta.

1.1 Os mltiplos objetivos no suprimento de energia eltrica

No caso do setor eltrico, os mltiplos objetivos do suprimento de energia eltrica incluem,

dentre outros:

1. Minimizar as tarifas totais para o consumidor levando em considerao a soma dos

custos de gerao e transmisso;

2. Assegurar a confiabilidade do suprimento, i.e. limitar a probabilidade de falhas no

suprimento de energia (racionamento) e de potncia (interrupes);

3. Assegurar a robustez do suprimento, i.e. resistir ocorrncia de eventos de baixa

probabilidade porm de grande impacto (cisnes negros), tais como uma falha

catastrfica (e de longa durao) da transmisso de Itaipu, ou a interrupo de

suprimento de GNL devido a uma crise geopoltica; e

4. Atender determinaes de poltica energtica, por exemplo limitar as emisses de CO2

no setor eltrico.

Neste caso, prover gerao suficiente para atender a demanda equivale a fornecer as calorias

no caso da dieta (apropriadamente, ambos GWh e calorias so medidas de energia). Por sua

vez, os objetivos de confiabilidade (2) e robustez (3) so anlogos aos requisitos de vitaminas,

sais minerais etc. Finalmente, o objetivo (4) resulta de uma determinao de poltica

energtica, semelhante poltica de limitar o consumo de acar vista acima.

1.2 Limitaes do processo atual de suprimento de energia

Da mesma forma que uma dieta 100% de farinha de trigo atenderia o objetivo de fornecer

calorias, porm deixaria de fornecer outros nutrientes como vitaminas e minerais, os leiles

de contratao de nova capacidade do sistema brasileiro consideram quase que

exclusivamente a produo de energia (GWh), em detrimento dos demais atributos como

confiabilidade, robustez e outros.

A deciso de simplificar o leilo foi tomada de maneira consciente pelo governo, h cerca de

quinze anos. A razo que o pas no tinha nenhum track record na realizao de leiles, e

precisava conquistar credibilidade junto aos investidores. Alm disso, o fato de, na poca, a

quase totalidade da gerao ser hidreltrica fazia com que alguns atributos, como a

confiabilidade do suprimento de ponta, fossem atendidos com facilidade.

No entanto, desde ento houve uma mudana muito extensa no mix da matriz de gerao,

com destaque para a gerao termeltrica a gs natural e a entrada macia de gerao elica.


16

Com isso, as hidreltricas atingiram seu limite, considerando a condio sistmica para o ano

de 2026 nos atributos de confiabilidade, robustez e outros. Um exemplo claro desse

esgotamento o uso atual de termeltricas e de boa parte da interconexo entre as regies

Sudeste e Nordeste para compensar a variabilidade da gerao elica na regio Nordeste. O

resultado foi uma perda de eficincia na operao energtica do sistema, com custos de

combustveis fsseis muito elevados (da ordem de muitas centenas de milhes de reais) e um

aumento igualmente significativo nas emisses de CO2.

Em resumo, o modelo simplificado de contratao, ao no ser atualizado, trouxe uma

ineficincia para a economia/sociedade. Outro problema foi o surgimento de uma discusso

polarizada e confusa sobre as fontes (por exemplo, alguns defendem a construo macia

de energia solar enquanto outros argumentam que fundamental construir trmicas a gs

operando na base) em vez de se discutir o melhor atendimento dos atributos por meio de um

portflio de fontes.

1.3 Objetivo do estudo

O escopo idealizado pelo Instituto Escolhas tem como objetivo contribuir para um melhor

entendimento, por parte da sociedade, das questes acima.

Para cumprir esse objetivo, os custos das fontes foram decompostos nos cinco grupos de

atributos a seguir:

1. Custo nivelado da energia (LCOE);

2. Servios de gerao;

3. Custos de infraestrutura;

4. Subsdios e incentivos; e

5. Custos ambientais no escopo deste projeto os custos ambientais englobam apenas

aqueles relacionados s emisses de gases de efeito estufa (GEE).

Os custos e benefcios sero analisados considerando a sinergia entre as fontes, o que significa

que os resultados apresentados so fortemente influenciados pela configurao do parque

gerador utilizado. Por exemplo, analisado o benefcio da complementariedade horria entre

gerao solar (produo concentrada durante o dia) e elica no interior do Nordeste (maior

produo de madrugada) e a complementariedade entre fontes intermitentes e as

termeltricas.

O objetivo deste projeto no a criao de uma nova metodologia de precificao das fontes

nos leiles de energia eltrica ou nos leiles de contratao de lastro para o sistema; nem

uma proposta para o aperfeioamento do planejamento da expanso do parque gerador. No

O objetivo geral avaliar custos e benefcios reais de cada fonte de gerao, considerando a contribuio de seus respectivos atributos para o atendimento dos diversos objetivos da operao do sistema eltrico.


17

entanto, as metodologias propostas neste projeto, bem como os seus resultados, so o ponto

de partida para as discusses sobre tais temas.

1.4 Organizao deste caderno

O Captulo 2 apresenta uma viso geral da metodologia proposta. O Captulo 3 apresenta o

conceito de custo nivelado da energia. O Captulo 4 apresenta as metodologias e resultados

para os custos e benefcios relacionados aos servios de gerao. O Captulo 5 apresenta as

metodologias e os resultados para os custos e benefcios relacionados aos custos de

infraestrutura. O Captulo 6 apresenta a metodologia e os resultados relacionados s

renncias fiscais, incentivos e subsdios. O Captulo 7 apresenta os apresenta a metodologia e

os resultados o para clculo dos custos ambientais. O Captulo 9 apresenta as concluses do

estudo.

O projeto possui ainda os cadernos Servios de Gerao, Custos de Infraestrutura e

Incentivos e Subsdios, com o detalhamento das metodologias e das premissas utilizadas.

Apresenta-se no prximo captulo a viso geral da metodologia.


18

2 VISO GERAL DA METODOLOGIA

Cada um dos cinco grupos vistos acima composto de diversos atributos, mostrados na Figura

1. Esses atributos sero valorados de acordo com a metodologia apresentada a seguir.

Figura 1 Nova decomposio para os custos da gerao

2.1 LCOE

Esta componente de custo representa os investimentos necessrios para construir a usina

(CAPEX) e os custos fixos e variveis incorridos para a sua operao. A componente de CAPEX

despendida antes da operao do empreendimento, e o investidor busca remuner-la ao

longo da vida til dos equipamentos. A componente de OPEX ocorre ao longo da operao da

usina.

interessante observar que as componentes de CAPEX e de OPEX fixo so exclusivas das

fontes, no sendo impactadas pela operao do sistema. J a componente de OPEX varivel

depende da gerao do empreendimento, sendo, portanto, influenciada pela operao

individual da usina, que, por sua vez, pode ser influenciada pela operao dos demais agentes

do sistema.

Neste estudo, para a valorao do CAPEX e do OPEX, ser utilizada a tradicional medida do

custo nivelado de gerao, em ingls Levelized Cost of Energy (LCOE). O LCOE, detalhado no

captulo 3, representa apenas um ndice que indica o valor da energia necessrio para

recuperar os custos de investimento e operao, no representando a contribuio energtica

da usina para a segurana de suprimento e outros custos incorridos ou evitados para o sistema

com a sua operao.


19

2.2 Servios prestados pelo gerador alm da produo de energia

Esta componente representa os servios que os geradores prestam ao estarem operando de

forma sncrona no sistema, alm da entrega da produo de energia para os consumidores.

Foram identificados trs servios distintos de gerao:

Modulao e sazonalizao: a capacidade do gerador de atender o perfil horrio de

demanda ao longo do ms (modulao) e atender o perfil mensal da demanda ao

longo do ano (sazonalizao). Esses servios incluem o benefcio de evitar um dficit

de energia no sistema.

Robustez: a capacidade do gerador de produzir energia acima do que seria

requerido no despacho econmico. Constitui uma reserva de gerao estrutural para

o sistema.

Confiabilidade: a capacidade do gerador de injetar potncia no sistema para evitar

interrupo no fornecimento causada por falta de capacidade de gerao devido a

quebras nos geradores. Esse servio inclui o benefcio de evitar um dficit de potncia

no sistema.

2.3 Custos de infraestrutura causados (ou evitados) pelo gerador

Para que os geradores prestem os servios elencados acima necessrio criar uma

infraestrutura no sistema, composta de linhas de transmisso, subestaes, equipamentos

para suporte de reativo, entre outros. necessrio tambm criar uma infraestrutura para

garantir que o sistema seja capaz de atender a demanda mesmo com a quebra de algum

gerador ou com a incerteza na produo horria das fontes intermitentes. Por fim, a operao

sncrona dos geradores deve ser capaz de garantir que a frequncia do sistema se manter

dentro de uma faixa operativa pr-estabelecida.

Como consequncia, alguns geradores impem determinados custos de infraestrutura ao

sistema, enquanto outro so capazes de reduzi-los. Os custos de infraestrutura foram

divididos nas seguintes categorias:

Rede de transmisso: representa a componente do custo de infraestrutura de

transmisso, ou distribuio, para geradores conectados na rede de distribuio,

necessria para escoar a potncia gerada at o consumidor, que deve ser alocada a

cada gerador.

Perdas: so as perdas hmicas na rede de transmisso que devem ser alocadas a cada

gerador.

Suporte de reativo: representa a componente do custo de infraestrutura de suporte

reativo dos capacitores e reatores do sistema que deve ser alocada a cada gerador.

Reserva probabilstica de gerao: representa a componente do custo da

infraestrutura de equipamentos de resposta rpida, necessrios para absorver as

variaes no previsveis da demanda e da produo renovvel, que deve ser alocada

a cada gerador. Inclui o custo de construo de equipamentos, como baterias, e os


20

custos de flexibilidade, como o desgaste das mquinas, dos geradores que prestam

servios de reserva.

Equilbrio da frequncia: representa a componente do custo da infraestrutura de

equipamentos com inrcia, para permitir o equilbrio entre oferta e gerao dentro

da faixa de frequncia operativa, a qual deve ser alocada a cada gerador. Inclui o custo

de construo de equipamentos, como inrcia sinttica via eletrnica de potncia

(elicas, baterias, ultracapacitores etc.), e remunerao da inrcia mecnica das

mquinas tradicionais (hidreltricas e trmicas).

2.4 Subsdios e isenes

O clculo do custo nivelado da energia inclui encargos setoriais, impostos e financiamento.

Algumas fontes possuem subsdios ou incentivos nestas componentes, com o objetivo de

torn-las mais competitivas. A consequncia desta poltica energtica pode ser o aumento do

custo da energia para o consumidor, a alocao de custos adicionais para outros geradores ou

o aumento do custo para os contribuintes.

A componente custo desta seo representa o custo total pago pelo consumidor, contribuinte

ou outros geradores, devido a diversos incentivos e isenes oferecidos aos geradores, tais

como:

Isenes tributrias;

Financiamento a taxas patriticas por instituies financeiras pblicas; e

Incentivos regulatrios.

2.5 Custos ambientais

Esta componente representa os custos ambientais resultantes de todo o ciclo de vida

(construo e operao) das fontes selecionadas para a expanso do parque gerador. O

escopo deste estudo contempla apenas os custos para a sociedade relativos emisso de

gases de efeito estufa de cada fonte de gerao de energia eltrica. Custos relacionados a

outros gases e particulados, bem como custos sociais, esto fora do escopo deste estudo.

Em resumo, neste estudo foi proposta uma nova decomposio dos custos da gerao, na

qual os atributos dos geradores so valorados explicitamente. Nos prximos captulos, ser

detalhado cada um dos atributos citados acima2.

2.6 Etapas principais do estudo e ferramentas analticas

Conforme ser visto no captulo 3, para o clculo do LCOE necessrio obter uma estimativa

da expectativa de gerao de cada gerador ao longo da sua vida til. Alm disso, o clculo do

2 No sero considerados neste estudo: (i) Atributos socioambientais (adicionais emisso de CO2) tais quais gerao de

emprego; desenvolvimento de cadeias produtivas e benefcios associados; desenvolvimento e melhora de condies

socioeconmicas de comunidades locais; emisso de poluentes locais e regionais; uso do solo ou interaes do nexo gua-

energia-solo; (ii) Tempo de construo; (iii) Concentrao de investimentos em um nico projeto; (iv) Vida til dos equipamentos.


21

benefcio dos servios de modulao, sazonalizao e robustez, tratados no captulo 4, requer

tambm uma estimativa da produo horria e dos custos marginais horrios. Portanto,

necessrio simular a operao do sistema como forma de obter essas variveis de interesse

para a estimativa dos custos das fontes de gerao.

As anlises foram realizadas a partir da configurao do ltimo PDE (2026), supondo que essa

configurao razoavelmente prxima de uma expanso tima da

gerao/reserva/transmisso do sistema.

As ferramentas que viabilizaram as anlises em detalhe do sistema eltrico brasileiro no

estudo so apresentadas a seguir.

Ferramentas computacionais utilizadas no projeto

As simulaes (probabilsticas) realizadas com os modelos3 SDDP/NCP consideraram aspectos

que no so levados em conta atualmente nas ferramentas oficiais de planejamento da

operao e expanso, tais como detalhamento horrio, restries para atendimento

demanda de ponta e para atendimento s restries de reserva girante; detalhamento da rede

de transmisso; variabilidade na produo elica e solar. O Times Series Lab (TSL) gera

cenrios de renovveis no convencionais correlacionados s vazes do sistema; o CORAL o

modelo de avalia a confiabilidade esttica de um sistema de gerao-transmisso

hidrotrmico, fornecendo ndices de confiabilidade do sistema para cada estgio de um

horizonte de estudo; enquanto o TARIFF determina a alocao tima dos custos fixos de

recursos de infraestrutura de rede de transmisso que esto inseridos no NETPLAN, o qual

dentre outras funcionalidades permite a visualizao dos resultados por barra do sistema. Por

fim, ORGANON o modelo de simulao de estabilidade transitria, dinmica de curto e longo

prazo.

As simulaes (probabilsticas com resoluo horria) foram realizadas com os modelos

SDDP/NCP4 considerando5:

3 Os modelos SDDP, NCP, TSL, CORAL, TARIFF e NETPLAN so de propriedade da PSR. O Modelo ORGANON de propriedade da

HPPA.

4 De propriedade da PSR.

5 Estes aspectos no so considerados atualmente nas ferramentas oficiais de planejamento da operao e expanso.


22

Detalhamento horrio: uma vez que toda a simulao realizada em base horria, so

utilizados perfis horrios de demanda e cenrios horrios integrados de vazo e gerao

de solar, elica e biomassa. Na gerao desses cenrios, utilizado o modelo Time Series

Lab (TSL), desenvolvido pela PSR, que considera a correlao espacial entre as afluncias

e a produo renovvel, a qual particularmente significativa para as usinas elicas;

Restries para atendimento demanda de ponta e para atendimento s restries de

reserva girante;

Detalhamento da rede de transmisso; e

Variabilidade na produo elica e solar.

A Figura 2 abaixo resume as principais etapas do estudo, bem como as ferramentas utilizadas

para a sua execuo.

Figura 2 Etapas principais do estudo e ferramentas analticas

Portanto, dada a configurao fsica do sistema e dados os cenrios, foi realizada a simulao

probabilstica da operao do sistema, que consiste numa operao horria detalhada de todo

o sistema de gerao e transmisso. Como resultado, foram obtidos a produo horria de

cada usina e o custo marginal horrio, utilizados para o clculo dos atributos.

2.7 Caso analisado no projeto

Neste projeto, todas as simulaes foram realizadas com casos estticos, uma vez que o

objetivo determinar os custos e benefcios das fontes considerando apenas os efeitos

estruturais. Esta estratgia permite, por exemplo, isolar os efeitos da dinmica da entrada em

operao das unidades geradoras ao longo dos anos e ao longo dos meses, e o impacto das

condies hidrolgicas iniciais. Adicionalmente, ela garante que todas as fontes de gerao

analisadas sero simuladas durante todo o horizonte de anlise.

O caso de anlise deste projeto baseado no ltimo ano da configurao do cenrio de

referncia do PDE 2026. O captulo 8 apresenta o impacto da alterao da configurao de

oferta e demanda do sistema em alguns dos atributos analisados neste projeto.


23

2.7.1 Importncia da representao horria

A insero de renovveis, que introduzem maior variabilidade na gerao e nos preos da

energia, torna importante simular a operao do sistema em base horria. Como um exemplo

da importncia dessa simulao mais detalhada, considere o grfico a seguir, em que os custos

marginais representados em amarelo so aqueles resultantes do modelo com representao

por blocos e, em preto, os custos marginais do caso horrio. Como pode ser visto, a

precificao horria faz muita diferena nos custos marginais, o que impacta diretamente na

receita do gerador. Considere, por exemplo, um equipamento que gera muito durante a noite.

Com a representao horria, o preo reduz drasticamente nesse perodo, o que no ocorre

com representao por blocos.

Figura 3 Custos marginal de operao do Caso Base - ms de maro/2026

Verifica-se na Figura 4 este mesmo comportamento ao longo de todo o ano de 2026.


24

Figura 4 Custos marginais de operao do Caso Base - ano de 2026

2.7.2 Tecnologias analisadas (Cenrio de referncia PDE 2026)

As fontes consideradas no estudo so aquelas que fazem parte da configurao da expanso

do Cenrio de Referncia do PDE6 2026:

R$/MWh FC (% potncia) CAPEX (R$/kWinst) OPEX (R$/kWano) CVU7 (R$/MWh)

Gs CC_Inflex 56% 3315 35 360

Gs CC_Flex 14% 3315 35 400

Gs CA_flex 2% 2321 35 579

GNL CC_Inflex 67% 3315 35 170

UHE 58% 8000 15 7

EOL NE 44% 4000 85 0

EOLS 36% 4000 85 0

PCHSE 54% 7500 40 7

BIOSE 47% 5500 85 0

SOLNE 23% 3600 40 0

SOLSE 25% 3600 40 0

Todas essas tecnologias foram simuladas e tiveram seus atributos calculados.

6 Todas as fontes com exceo da trmica GNL com 40% de inflexibilidade, que no est no PDE. Esta usina foi includa no estudo

por ter ganhado o leilo (LEN A-6 2017). Esta termeltrica foi simulada atravs de despacho marginal, sem alterar o perfil de

custos marginais do sistema.

7 Os CVUs considerados so referentes ao PDE 2026.


25

3 CUSTOS DE INVESTIMENTO E OPERAO CAPEX E OPEX

Como visto no captulo anterior, o custo nivelado da energia (LCOE) uma medida tradicional

para comparao de tecnologias, e ser usado para o clculo da componente referente ao

CAPEX e ao OPEX. De forma simplificada, o LCOE dado pela soma dos custos anualizados de

investimento (inclui somente o custo do capital prprio) e operao da usina (O&M e custo

de combustvel fixo e varivel), dividida pela gerao anual.

O LCOE8 representa, portanto, o valor em $/MWh, constante em termos reais, que a usina

deve receber ao longo da sua vida til, proporcional sua gerao projetada, para remunerar

adequadamente os seus custos totais de investimento e operao.

O LCOE definido como:

A componente da expectativa de gerao, no denominador do LCOE, resultado da operao

do sistema e, portanto, ser obtida atravs de simulao utilizando-se as ferramentas

computacionais SDDP/NCP9, conforme visto na seo 2.6. As componentes Custo de

Investimento, Custo Fixo e Custo Varivel Unitrio (CVU), internas ao projeto, no so

influenciadas diretamente pela operao do sistema e pela interao com os agentes de

mercado.

No grfico da Figura 5, a seguir, esto os valores de LCOE10 das fontes consideradas neste

estudo, resultantes das simulaes com a metodologia definida acima, incluindo ainda

encargos, impostos, financiamentos e os subsdios e incentivos que as fontes possuem hoje.

No denominador do custo nivelado foi considerada a expectativa de gerao do

empreendimento ajustada ao risco. Esse tpico ser detalhado no Captulo 4.

8 O LCOE definido acima no representa a contribuio energtica da usina para a segurana de suprimento.

9 Modelos de propriedade da PSR.

10 Considera custo do capital de 9% a.a. (real).


26

Figura 5 Levelized Cost of Energy LCOE

Ao analisar o grfico, verifica-se que a fonte a gs natural ciclo aberto flexvel um outlier,

com LCOE de 794 R$/MWh, bem maior do que o das demais fontes. As demais fontes a gs

natural possuem os maiores LCOEs, sendo a gs natural ciclo combinado flexvel a segunda

fonte com o maior custo, com LCOE de 417 R$/MWh. Observa-se tambm que a usina elica

no NE a que possui o menor custo, com LCOE de 84 R$/MWh, seguida da solar no NE, com

LCOE de 109 R$/MWh. As fontes PCH, solar no SE, biomassa e elica no Sul possuem,

respectivamente, os custos de 180 R$/MWh, 171 R$/MWh, 150 R$/MWh e 135 R$/MWh.


27

4 SERVIOS DE GERAO

O segundo grupo de atributos diz respeito aos servios de modulao e sazonalizao,

robustez e confiabilidade prestados pelos geradores ao sistema e sero analisados nas

prximas sees deste captulo.

4.1 Servio de modulao e sazonalizao

4.1.1 Motivao - Limitao do LCOE

Como pode ser percebido a partir da definio do LCOE, dada no captulo 3, uma limitao

desse atributo o fato de que ele no considera o valor da energia produzida pelo gerador a

cada instante. Por exemplo, uma trmica a diesel peaker teria um LCOE elevado porque seu

fator de capacidade mdio (razo entre a gerao e potncia instalada) baixo. No entanto,

o valor desta gerao, concentrada na hora da ponta, bem maior do que o de uma trmica

que gerasse a mesma quantidade de energia de maneira flat ao longo do dia. Da mesma

forma, o valor da cogerao a biomassa de cana de acar, cuja produo se concentra no

perodo seco das hidreltricas, maior do que indicaria seu fator de capacidade mdio.

A soluo proposta para contornar essa limitao do LCOE dada pelo clculo do valor dos

atributos modulao e sazonalizao, descritos na prxima seo.

4.1.2 Metodologia para valorao dos servios modulao e sazonalizao

Neste estudo, entende-se por modulao a capacidade de atender o perfil horrio da

demanda ao longo de cada ms. Por sua vez, a sazonalizao definida como a capacidade de

atender o perfil mensal da demanda ao longo do ano11.

Na metodologia proposta, o valor desses servios estimado da seguinte maneira:

1. Supor que todos os equipamentos tm um contrato por quantidade de montante igual

respectiva gerao mdia anual, porm com perfil horrio e sazonal igual ao da

demanda.

2. A partir de simulaes com resoluo horria da operao do sistema, calcula-se as

transaes de compra e venda de energia horria (com relao ao contrato) de cada

gerador. Essas transaes so liquidadas ao CMO12 horrio, calculado pelo modelo de

simulao operativa.

3. A renda ($) resultante das transaes no mercado de curto prazo dividida pela gerao

anual (MWh) equivalente ao benefcio unitrio pelo servio de modulao e

sazonalizao.

11 Inclui o benefcio de evitar um dficit de energia no sistema.

12 As contabilizaes e liquidaes no mercado de curto prazo real (CCEE) no so feitas com base no CMO, e sim no chamado

Preo de Liquidao de Diferenas (PLD), que basicamente o CMO com limites de piso e teto. Como estes limites so de certa

forma arbitrrios e no refletem o verdadeiro custo da energia em cada hora, a PSR considera que o CMO mais adequado para

os objetivos do presente estudo.


28

Os grficos da Figura 6 ilustram a metodologia em questo para o caso de uma usina a diesel,

que Peaker, e, portanto, s geram na hora da ponta. No primeiro grfico, temos a situao

em que, no sistema, no h restrio de ponta. Neste caso, o CMO horrio (linha verde),

naquela hora, sobe pouco e, assim, a usina vende o excesso de energia (diferena entre a

gerao, linha em azul, e o contrato, linha vermelha) gerando pouca receita. Por outro lado,

no segundo grfico, em que o sistema possui restrio de ponta, o CMO horrio, naquela hora,

est muito mais alto e, ento, a receita com a venda do excesso de energia da usina aumenta

consideravelmente. Ou seja, a fonte a diesel torna-se mais valiosa pois vende um servio mais

valioso.

Figura 6 - Metodologia para valorao dos servios de modulao e sazonalizao

4.1.3 Ajuste por incerteza

Como mencionado, o preo de curto prazo de cada regio varia por hora e cenrio hidrolgico.

Alm disto, a produo de energia de muitos equipamentos, por exemplo, elicas e

hidreltricas, tambm varia por hora e por cenrio. Como consequncia, a liquidao dos

contratos de cada gerador no um nico valor, e sim uma varivel aleatria.

A maneira mais prtica de representar essa varivel aleatria atravs de seu valor esperado,

isto , a mdia aritmtica de todas as transaes ao longo das horas e cenrios. No entanto,

a mdia no captura o fato de que existe uma distribuio de probabilidade do benefcio da

modulao e sazonalizao para cada usina. Assim, dois geradores podem ter o mesmo valor

esperado do benefcio da sazonalidade e modulao, porm com varincias diferentes.

Portanto, a comparao entre o valor do servio para diferentes equipamentos deve levar em

conta que alguns tm maior variabilidade que outros. Estes servios so, ento, colocados em

uma escala comum atravs de um ajuste a risco semelhante ao das anlises financeiras, em

que se considera o valor esperado do benefcio nos 5% piores cenrios desfavorveis para o

sistema (CVaR), conforme ilustra a Figura 7, a seguir.


29

Figura 7 Ajuste ao risco atravs da metodologia CVaR

Calcula-se, portanto, a liquidao dos contratos ajustada ao risco, conforme a frmula13 a

seguir, em vez do valor esperado ():

= (()) + (1 )()

Para definir os cenrios crticos do sistema foi utilizado como critrio o CMO mdio anual

de cada cenrio hidrolgico. Esse CMO mdio alcanado calculando a mdia aritmtica dos

CMOs horrios para cada cenrio hidrolgico e obtendo um nico valor referente a cada

cenrio hidrolgico para os subsistemas. Quanto maior14 o valor do CMO, maior a severidade

do cenrio.

4.2 Servio de robustez

O servio robustez est associado a um dos objetivos do planejamento centralizado,

mencionado no captulo 1, que o de resistir ocorrncia de eventos de baixa probabilidade

e grande impacto, denominados cisnes negros.

Neste estudo, a contribuio de cada gerador robustez do sistema foi medida como a

capacidade de produzir energia acima do que seria requerido no despacho econmico, que

constitui uma reserva de gerao estrutural para o sistema, a fim de proteg-lo contra um

evento de 1 ano de durao15. Esse evento pode ser, por exemplo, um aumento expressivo da

demanda combinado com o atraso na entrada de um grande gerador.

A Figura 8 ilustra o clculo da contribuio para o caso de uma usina termeltrica. Como visto,

essa contribuio corresponde ao valor integral ao longo do ano da diferena entre a potncia

disponvel da usina e a energia que est sendo gerada no despacho econmico.

13 O parmetro da frmula, em questo, representa a averso ao risco do investidor. =1 representa um investidor neutro em

relao ao risco (pois nesse caso s o valor esperado seria usado), enquanto =0representa o extremo oposto, ou seja, o

investidor somente se preocupa com os eventos desfavorveis.

14 Essa abordagem permite calcular o valor do servio considerando a contribuio das fontes durante as sries crticas para o

sistema.

15 O horizonte de longo prazo (1 ano) para o atributo robustez foi escolhido devido capacidade de regularizao plurianual do

Brasil.


30

Figura 8 Atributo de robustez para usinas termeltricas

4.2.1 Contribuio das fontes para o servio de robustez

A Figura 9 abaixo, resume a estimativa do atributo de robustez para as diferentes fontes de

gerao. Alm da fonte termeltrica, discutida na seo anterior, a hidreltrica com

reservatrio tambm contribui com este servio. As demais fontes, hidro a fio dgua e

renovveis no despachadas, no contribuem.

Figura 9 Metodologia: contribuio das fontes para o servio de robustez

4.2.2 Metodologia para valorao

O valor da contribuio por robustez obtido multiplicando-se a contribuio da usina pelo

custo unitrio de oportunidade para o sistema que, neste estudo, equivale ao custo de uma

usina de reserva, uma vez que tais usinas possuem no sistema a mesma funo daquelas que

oferecem o servio de robustez.

A usina escolhida como referncia, por desempenhar bem esse tipo de servio, foi a

termeltrica ciclo-combinado GNL Sazonal, que pode ser chamada para operar em perodos

crticos fora do seu perodo de inflexibilidade.

Assim como no caso do servio de modulao e sazonalizao, descrito na seo, os cenrios

crticos para a avaliao do CVaR so calculados com base no CMO mdio anual.


31

4.3 Servio de confiabilidade

Por sua vez, o servio de confiabilidade est relacionado com a capacidade do gerador de

injetar potncia no sistema para evitar interrupo no fornecimento causada por falta de

capacidade de gerao devido a quebras nos geradores.16


A ideia geral da metodologia considerar que existe um mercado para o servio de

confiabilidade, no qual todos os geradores possuem uma obrigao de entrega deste servio

para o sistema. Os geradores que no so capazes de entregar esse servio devem compr-lo

de outros geradores. Dessa maneira, assim como no caso do servio de gerao, o valor do

atributo confiabilidade resulta em uma realocao de custos entre os geradores do sistema,

no representando um custo adicional para ele. Essa abordagem necessria uma vez que o

servio de confiabilidade fornecido pelos prprios geradores do sistema.

Para simular o mercado no qual o servio de confiabilidade liquidado necessrio

quantificar o preo do servio, determinar as obrigaes de cada gerador e determinar quanto

do servio foi entregue por cada gerador. Cada uma dessas etapas descrita a seguir.

4.3.1.1 Obrigao de prestao do servio de confiabilidade

Para se calcular a obrigao da prestao do servio de confiabilidade de cada gerador

necessrio primeiramente estimar a demanda por esse servio do sistema. Esta demanda foi

definida como a potncia mdia dos equipamentos do sistema nos cenrios em que h dficit

de potncia.

Para estimar essa potncia disponvel mdia foi realizada a simulao probabilstica da

confiabilidade de suprimento do sistema, atravs do modelo CORAL, desenvolvido pela PSR.

Esse modelo realiza o clculo da confiabilidade de suprimento para diferentes cenrios de

quebra dos equipamentos, considerando uma simulao de Monte Carlo.

A simulao do CORAL foi realizada para o cenrio hidrolgico mais crtico de novembro de

2026, ms em que os reservatrios das hidreltricas esto baixos e, portanto, possuem maior

vulnerabilidade para o suprimento da demanda de ponta, caracterizada neste estudo como a

demanda entre 13h e 17h (demanda de ponta fsica e no demanda de ponta comercial).

A potncia disponvel das hidreltricas foi estimada em funo da perda por deplecionamento

dos reservatrios para esta srie crtica. Para as elicas foi considerada a produo que possui

95% de chance de ser superada de acordo com o histrico de gerao observado em

novembro durante a ponta fsica do sistema, de 27% e 7%, para as regies Nordeste e Sul,

respectivamente. Para a solar foi considerado o fator de capacidade mdio observado durante

o perodo de 13h s 17h. Por fim, para as biomassas foi considerado o fator de capacidade de

85%, que reflete uma produo flat ao longo das 24 horas dos dias do ms de novembro.

16 Inclui o benefcio de evitar um dficit de potncia no sistema.


32

A simulao do CORAL foi realizada com 106 sorteios de quebra de geradores, permitindo a

definio do montante de potncia disponvel mdio para os cenrios de dficit no sistema

no atendimento ponta da demanda, que representa neste estudo a demanda pelo servio

de confiabilidade. A razo entre a potncia mdia disponvel e a capacidade total instalada

aplicada a todos os geradores de forma a definir um requerimento de potncia disponvel que

garanta a confiabilidade do fornecimento de energia.

=

(

)

(

)

(

)

4.3.1.2 Entrega do servio de confiabilidade de cada gerador

O montante do servio de confiabilidade entregue por cada gerador definido pela sua

potncia disponvel mdia nos cenrios de dficit de potncia do sistema. Ou seja, geradores

que aportam mais potncia nos cenrios de dficit agregam mais servio para o sistema do

que os geradores que aportam menos potncia nos momentos de dficit.

4.3.1.3 Preo do servio de confiabilidade

Utilizou-se como um proxy para o preo da confiabilidade o custo do sistema para o

atendimento ponta. Este custo pode ser obtido por meio da diferena de custo de

investimento e operao entre o cenrio de expanso do sistema com restrio para o

atendimento ponta e o cenrio de expanso para atender somente a demanda de energia.

Esse custo foi calculado atravs dos cenrios do PDE 2026.

Com isso, o atributo de confiabilidade dos geradores dado pelo resultado da liquidao do

servio de confiabilidade ao preo da confiabilidade, conforme descrito a seguir:

= [(

) (

)] (

)

4.4 Resultados dos Servios de Gerao

Os resultados gerados pelas metodologias de valorao dos servios de gerao, descritos nas

sees anteriores, podem ser verificados no grfico a seguir.


33

Figura 10 Resultados dos servios de gerao

Na Figura 10, os valores correspondem ao delta, em R$/MWh, associado parcela dos servios

de gerao. Os valores negativos indicam que os equipamentos esto vendendo esses servios

e os positivos, comprando. Nota-se que a fonte a gs natural ciclo aberto flexvel, que possua

LCOE (apresentado no captulo 3) ao menos 380 R$/MWh maior que o das outras fontes,

tambm aquela que mais vende servios de gerao. Como resultado (parcial), a soma deste

delta ao LCOE reduz os custos desta fonte de 794 R$/MWh para 277 R$/MWh, mais prximo

que os das demais. Da mesma forma, as demais fontes a gs natural simuladas, as elicas, a

biomassa e as fontes solares, tambm vendem servio de gerao, reduzindo os seus LCOEs.

Por outro lado, as fontes hdricas compram servio de gerao, o que aumenta seus

respectivos LCOEs.

-87

-246

-517

-109

27

-12 -10

15

-38

-1 -1


Gas CC SEFlexvel

Inv.3315CVU 400

Gas CA SEFlexvel

Inv.2321CVU 579


UHE

Inv. 8000

EOL NE

Inv. 4000

EOL S

Inv. 4000

PCH SE

Inv. 7500

BIO SE

Inv. 5500

SOL NE

Inv. 3600

SOL SE

Inv. 3600

R$/

MW

h Custo mod/saz

Benefcio mod/saz

Benefcio Robustez

Benefcio Confiabilidade

Custo Confiabilidade


34

Figura 11 LCOE17 + Servios de gerao18

17 Inclui encargos, impostos e financiamento (BNB para NE e BNDES para outros), considerando subsdios e incentivos; custo do

capital de 9% a.a. (real); no considera custos de infraestrutura; no considera os custos de emisses.

18 Ajuste por incerteza: considera peso de 0,20 para o CVaR.

294

171

277

136

239

72

125

195

112 108

170


Gas CC SEFlexvel

Inv.3315CVU 400

Gas CA SEFlexvel

Inv.2321CVU 579


UHE

Inv. 8000

EOL NE

Inv. 4000

EOL S

Inv. 4000

PCH SE

Inv. 7500

BIO SE

Inv. 5500

SOL NE

Inv. 3600

SOL SE

Inv. 3600

R$/

MW

h


35

5 CUSTOS DE INFRAESTRUTURA

O terceiro grupo de atributos, analisados nas prximas sees deste captulo, diz respeito aos

custos de infraestrutura causados (ou evitados) pelo gerador. Considera-se como

infraestrutura a necessidade de construo de novos equipamentos de gerao e/ou

transmisso assim como a utilizao do recurso operativo existente como reserva. Classificou-

se como investimentos em infraestrutura os seguintes custos:(i) Custos da reserva

probabilstica, (ii) Equilbrio de frequncia (Inrcia Sinttica), (iii) Custos de infraestrutura de

transporte, estes ltimos se subdividen em (iii a) custo de transporte e (iii b) Custos de suporte

de reativo, e (iv) Custo das perdas.

5.1 Reserva probabilstica de gerao

O sistema eltrico brasileiro tem como premissa a garantia de suprimento da demanda

respeitando os nveis de continuidade do servio de gerao. Entretanto, alguns fatores tais

como, (i) variao da demanda, (ii) escassez do recurso primrio de gerao, tal como pausa

temporria de vento e/ou baixa insolao, podem afetar a qualidade do suprimento. Para que

dentro desses eventuais acontecimentos no haja falta de suprimento s cargas do Sistema

Interligado Nacional (SIN), o sistema eltrico brasileiro dispe do recurso chamado de reserva

girante. Pode-se definir a reserva girante como o montante de MWs de equipamentos de

resposta rpida necessrios para absorver as variaes no previsveis tanto da demanda

quanto da produo renovvel no convencional. Como dito anteriormente, os

requerimentos de reserva devem incluir, erros de previso de demanda, erros de previso de

gerao renovvel e at mesmo possveis indisponibilidades de equipamentos de gerao

e/ou transmisso. De forma imediata, poder-se-ia pensar que o montante de requerimento

de reserva a soma dos fatores listados acima, porm esta premissa levaria a um critrio

muito conservador que oneraria o sistema ao considerar que todos os eventos no previsveis

ocorressem de forma simultnea, concomitantemente. A definio do requerimento de

reserva somente para a parcela de erros de previso de demanda no algo muito difcil de

ser estimado. Porm, a parcela de erros de previso de gerao renovvel, embute uma

complexidade maior na definio da reserva girante assim como um carcter probabilstico,

cujo conceito de reserva girante, neste trabalho renomeado de reserva probabilstica.


A metodologia proposta tem como objetivo determinar o custo, em R$/MWh, alocado aos

geradores pela necessidade de aumento da reserva de gerao no sistema provocada por eles.

Para isso, deve-se executar os seguintes passos: (i) clculo do montante necessrio de reserva

probabilstica no sistema; (ii) clculo do custo dessa reserva probabilstica e sua alocao entre

os geradores renovveis, excluindo-se a parcela do custo provocado pela variao na

demanda.

Estes passos sero detalhados nas prximas sees.


36

5.1.1.1 Clculo da reserva probabilstica

Na metodologia desenvolvida pela PSR, o clculo do montante horrio de reserva

probabilstica necessrio ao sistema possui cinco etapas:

1. Criao de cenrios horrios de gerao renovvel e demanda utilizando o modelo

Time Series Lab citado no captulo Etapas principais do estudo e ferramentas analticas

(2.6);

2. Clculo da previso da demanda lquida (demanda renovvel);

3. Clculo do erro de previso em cada hora;

4. Clculo das flutuaes do erro de previso em cada hora;

5. Definio da reserva probabilstica como a mdia ajustada ao risco.

Ou seja, a partir dos cenrios horrios, obtm-se a previso da demanda lquida e o erro de

previso a cada hora. Calcula-se ento, a flutuao desse erro (variao do erro de uma hora

para a outra) e, finalmente, a necessidade de reserva probabilstica de gerao total do

sistema para proteg-lo contra essas variaes de erros de previso que podem ocorrer a cada

hora.

5.1.1.2 Alocao dos custos de reserva entre os geradores renovveis

Para determinar os custos de reserva probabilstica alocados aos geradores deve-se proceder

s seguintes etapas:

1. Clculo do custo da reserva probabilstica de gerao: (i) realizar simulao do

sistema, para a configurao esttica, sem considerar reserva operativa, gerando os

custos marginais e custos operativos; (ii) realizar simulao do sistema para a mesma

configurao anterior, acrescentando a restrio de reserva, que horria. A

diferena entre os custos operativos desta simulao, com reserva, e da simulao

anterior, sem reserva, o custo da reserva probabilstica de gerao. Ou seja, foi

calculado o impacto da restrio de reserva nos custos operativos do sistema. Esta

abordagem considera que a expanso tima da gerao considerou os requisitos de

energia e de reserva girante. Por tanto, o atendimento reserva operativa realizado

pelos recursos existentes no plano de expanso, no sendo necessrio ampliar a

oferta do sistema.

2. Alocao do custo da reserva probabilstica de gerao: os custos foram alocados

entre os geradores em proporo necessidade de aumento de reserva de gerao

que causaram no sistema. Esta necessidade adicional de reserva, provocada pelo

gerador, foi determinada atravs de um processo rotacional das fontes. Por exemplo,

para determinar o quanto de reserva seria necessria se uma elica sasse do sistema,

calcula-se a necessidade de reserva para o sistema considerando que a usina produz

exatamente o seu valor esperado de gerao, ou seja, sem incerteza na produo

horria e, em seguida, esse valor alcanado levando em conta a incerteza na

produo horria dessa usina. O delta de reserva entre os dois casos simulados

representa a contribuio da elica para o aumento de reserva. Este procedimento

foi feito com todos as fontes em anlise no estudo.


37

5.1.2 Resultado

Como resultado desta metodologia, foi obtido que o custo19 da reserva probabilstica de

gerao para o sistema, ajustado ao risco conforme metodologia descrita em 4.1.3, igual a

7,3 bilhes de reais por ano. Deste custo total, 1,4 bilho por ano foi causado pela

variabilidade na gerao das usinas elica (1,2 bilho/ano) e solar (0,2 bilho/ano), sendo o

restante (5,9 bilhes/ano), correspondente variao na demanda.

Conforme mostrado na tabela, a seguir, a alocao dos custos da reserva probabilstica de

gerao entre as fontes resultou, para a elica do NE, em um aumento de 7,6 R$/MWh no seu

custo de energia. Verificou-se, tambm que a elica do Sul possui uma maior volatilidade

horria e, por isso, tem o maior aumento da necessidade de reserva, que seria equivalente ao

custo alocado de 25 R$/MWh. J a solar no SE, teria 7,7 R$/MWh de custo de infraestrutura

devido reserva de gerao. Note que esses custos so diretamente somados ao LCOE,

juntamente com os atributos calculados no estudo. Tabela 1 Alocao dos Custos da reserva probabilstica de gerao

Fonte Custo da Reserva

[R$/MWh]

EOL NE 7,6

EOL SU 24,9

SOL SE 7,7

5.2 Equilbrio de frequncia (Inrcia)

De forma geral, pode-se dizer que a contribuio da inrcia de um gerador para o sistema se

d quando h um desequilbrio repentino entre gerao e demanda. Esse desequilbrio pode

ser oriundo de uma contingncia20 no sistema de transmisso e/ou gerao. O desbalano

entre gerao e demanda resulta em uma variao transitria da frequncia do sistema21. No

caso de um dficit de gerao, a frequncia diminui. Se a queda de frequncia for muito

elevada, podem ocorrer graves consequncias para o sistema, como blecautes. Quanto maior

a variao da frequncia, maior o risco de graves consequncias para a integridade do sistema

e ocorrncias de blecautes. A forma temporal e simplificada de se analisar os recursos que

atuam sob a frequncia so descritos a seguir. Dado um desbalano de gerao e demanda, a

inrcia dos geradores sncronos o primeiro recurso que se ope variao da frequncia do

sistema. Quanto maior a inrcia da rea, menor a taxa e a variao da frequncia

imediatamente aps o desbalano. Em um segundo momento, a atuao da regulao de

velocidade dos geradores evita uma queda maior e em seguida recupera parcialmente a

frequncia. Todavia, a recuperao s possvel se houver margem (reserva) de gerao, ou

seja, capacidade de aumentar a gerao de algumas unidades, diminuindo o desbalano. Por

19 O custo esperado da reserva de gerao para o sistema foi de 4,3 bilhes de reais/ano.

20 Fato imprevisvel ou fortuito que escapa ao controle; eventualidade.

21 A frequncia eltrica uma grandeza fsica que indica quantos ciclos a corrente eltrica completa em um segundo. A Frequncia

Nominal do Sistema Eltrico Brasileiro de 60Hz


38

fim, via controles automticos de gerao, se reestabelece a frequncia nominal. Essa ao

tambm depende de haver reserva de gerao.

De forma concisa, pode-se dizer que o efeito da inrcia dos geradores reduzir a queda de

frequncia do sistema na presena de contingncias que resultem em desbalanos

significativos entre carga e gerao, facilitando sobremodo o reequilbrio entre gerao e

demanda, via regulao, e consequentemente reduzindo as chances de o sistema eltrico

sofrer reduo de frequncia a nveis crticos22.

5.2.1 Metodologia para valorao da Inrcia

De forma anloga ao cerne do estudo, para considerao do atributo Inrcia, definiu-se uma

metodologia para a quantificao e valorao do atributo.

Para a quantificao do atributo, foram realizadas simulaes dinmicas de contingncias23

severas utilizando o software Organon at que a frequncia mnima do sistema atingisse

58,5Hz (atuao do ERAC). Dessa forma ento identificada, na situao-limite ilustrada na

Figura 12 , qual foi a contribuio de cada gerador para a inrcia do sistema e qual a inrcia

total necessria para o sistema. Na sesso 5.2.1.1, explicado de forma esquemtica e formal

o processo de quantificao e valorao da contribuio da inrcia de cada gerador.

Figura 12 Critrio de frequncia mnima para o clculo do requisito de inrcia do sistema

5.2.1.1 Alocao de custos e benefcios do atributo inrcia

Considerando que a inrcia total do sistema o somatrio da inrcia de cada mquina

presente no parque gerador , onde i o gerador do sistema, aps determinada a

demanda total de inrcia do sistema () foi calculada a inrcia requerida por gerador

proporcional a sua capacidade instalada.

=

A diferena entre a inrcia requerida pelo sistema e a inrcia do gerador a oferta de inrcia,

caracterizando um supervit/dficit desse atributo por gerador.

=

22 A frequncia crtica do sistema eltrico brasileiro definida nos procedimentos de rede como 58,5 Hz.

23 Considera-se contingncia a perda de um ou dois elos de corrente contnua.


39

Dado que a inrcia do sistema superavitria, apenas a inrcia requerida pelo sistema foi

valorada. Desta forma, a oferta de inrcia por gerador com supervit de inrcia dada por:

=

=1

( ), > 0

Onde, n o total de geradores do sistema.

A oferta de inrcia valorada atravs do custo de oportunidade da compra de um banco de

baterias com controle de inrcia sinttica com energia de armazenamento igual energia

cintica de uma mquina com constante de inrcia igual oferta de inrcia:

= =1

2 2

Onde,

o momento de inrcia da massa girante de um gerador sncrono

a velocidade angular do rotor.

Portanto, na metodologia proposta, emula-se um mercado de liquidao de inrcia do sistema

onde os geradores que esto superavitrios de inrcia vo ento vender seus excedentes para

os geradores que no esto atendendo inrcia de que o sistema precisa. Estes, portanto,

estariam comprando o servio de inrcia dos geradores superavitrios. Considerou-se que o

preo para este mercado de inrcia seria equivalente ao custo de construo de uma bateria,

definida na sesso de resultados, para o sistema.

5.2.2 Resultados

As simulaes para valorao do atributo inrcia foram realizadas considerando-se os cenrios

do PDE 2026, Norte mido carga pesada e Norte mido carga leve, que levam em conta a

exportao e importao dos grandes troncos de transmisso conforme Figura 13:

Figura 13 Cenrios do PDE 2026 considerados nas simulaes

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