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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
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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
4.3.1 Metodologia para valorao ................................................................................ 31
4.4 Resultados dos Servios de Gerao ............................................................................. 32
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5 Custos de Infraestrutura ...................................................................................................... 35
5.1 Reserva probabilstica de gerao ................................................................................ 35
5.1.1 Metodologia para valorao ................................................................................ 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
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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
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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
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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
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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 7 Clculo do LCOEp padronizado ............................................................................... 53
Tabela 8 Clculo do LCOEe especfico ................................................................................... 53
Tabela 9 Clculo do LCOEp padronizado ............................................................................... 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
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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
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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).
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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.
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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$/MWh. Verificou-se que esta ltima fonte a que mais vende servio
1 Os modelos SDDP, NCP, TSL, CORAL, TARIFF e NETPLAN so de propriedade da PSR. O Modelo ORGANON de propriedade da
HPPA.
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de gerao, o de atendimento a demanda de ponta, o que compensa o fato de seu fator de
capacidade ser baixo, resultando em um LCOE extremamente alto. Com os servios de
gerao, o custo desta ltima fonte passou de 794 R$/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)
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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 $/MWh, constante em termos reais, que a usina
deve receber ao longo da sua vida til, proporcional sua gerao projetada, para remunerar
adequadamente os seus custos totais de investimento e operao.
O LCOE definido como:
A componente da expectativa de gerao, no denominador do LCOE, resultado da operao
do sistema e, portanto, ser obtida atravs de simulao utilizando-se as ferramentas
computacionais SDDP/NCP9, conforme visto na seo 2.6. As componentes Custo de
Investimento, Custo Fixo e Custo Varivel Unitrio (CVU), internas ao projeto, no so
influenciadas diretamente pela operao do sistema e pela interao com os agentes de
mercado.
No grfico da Figura 5, a seguir, esto os valores de LCOE10 das fontes consideradas neste
estudo, resultantes das simulaes com a metodologia definida acima, incluindo ainda
encargos, impostos, financiamentos e os subsdios e incentivos que as fontes possuem hoje.
No denominador do custo nivelado foi considerada a expectativa de gerao do
empreendimento ajustada ao risco. Esse tpico ser detalhado no Captulo 4.
8 O LCOE definido acima no representa a contribuio energtica da usina para a segurana de suprimento.
9 Modelos de propriedade da PSR.
10 Considera custo do capital de 9% a.a. (real).
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Figura 5 Levelized Cost of Energy LCOE
Ao analisar o grfico, verifica-se que a fonte a gs natural ciclo aberto flexvel um outlier,
com LCOE de 794 R$/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$/MWh.
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4 SERVIOS DE GERAO
O segundo grupo de atributos diz respeito aos servios de modulao e sazonalizao,
robustez e confiabilidade prestados pelos geradores ao sistema e sero analisados nas
prximas sees deste captulo.
4.1 Servio de modulao e sazonalizao
4.1.1 Motivao - Limitao do LCOE
Como pode ser percebido a partir da definio do LCOE, dada no captulo 3, uma limitao
desse atributo o fato de que ele no considera o valor da energia produzida pelo gerador a
cada instante. Por exemplo, uma trmica a diesel peaker teria um LCOE elevado porque seu
fator de capacidade mdio (razo entre a gerao e potncia instalada) baixo. No entanto,
o valor desta gerao, concentrada na hora da ponta, bem maior do que o de uma trmica
que gerasse a mesma quantidade de energia de maneira flat ao longo do dia. Da mesma
forma, o valor da cogerao a biomassa de cana de acar, cuja produo se concentra no
perodo seco das hidreltricas, maior do que indicaria seu fator de capacidade mdio.
A soluo proposta para contornar essa limitao do LCOE dada pelo clculo do valor dos
atributos modulao e sazonalizao, descritos na prxima seo.
4.1.2 Metodologia para valorao dos servios modulao e sazonalizao
Neste estudo, entende-se por modulao a capacidade de atender o perfil horrio da
demanda ao longo de cada ms. Por sua vez, a sazonalizao definida como a capacidade de
atender o perfil mensal da demanda ao longo do ano11.
Na metodologia proposta, o valor desses servios estimado da seguinte maneira:
1. Supor que todos os equipamentos tm um contrato por quantidade de montante igual
respectiva gerao mdia anual, porm com perfil horrio e sazonal igual ao da
demanda.
2. A partir de simulaes com resoluo horria da operao do sistema, calcula-se as
transaes de compra e venda de energia horria (com relao ao contrato) de cada
gerador. Essas transaes so liquidadas ao CMO12 horrio, calculado pelo modelo de
simulao operativa.
3. A renda ($) 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.
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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.
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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.
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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.
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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
4.3.1 Metodologia para valorao
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.
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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.
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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 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$/
MW
h Custo mod/saz
Benefcio mod/saz
Benefcio Robustez
Benefcio Confiabilidade
Custo Confiabilidade
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34
Figura 11 LCOE17 + Servios de gerao18
17 Inclui encargos, impostos e financiamento (BNB para NE e BNDES para outros), considerando subsdios e incentivos; custo do
capital de 9% a.a. (real); no considera custos de infraestrutura; no considera os custos de emisses.
18 Ajuste por incerteza: considera peso de 0,20 para o CVaR.
294
171
277
136
239
72
125
195
112 108
170
Gas CC NESazonalInv.3315CVU 360
Gas CC SEFlexvel
Inv.3315CVU 400
Gas CA SEFlexvel
Inv.2321CVU 579
GNL CC SESazonalInv.3315CVU 170
UHE
Inv. 8000
EOL NE
Inv. 4000
EOL S
Inv. 4000
PCH SE
Inv. 7500
BIO SE
Inv. 5500
SOL NE
Inv. 3600
SOL SE
Inv. 3600
R$/
MW
h
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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.
5.1.1 Metodologia para valorao
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.
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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.
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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
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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.
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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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