GRUPO DE ESTUDO DE PRODUÇÃO TÉRMICA E FONTES NÃO CONVENCIONAIS GPT

Transcrição

1 GPT/14 21 a 26 de Outubro de 21 Campinas - São Paulo - Brasil GRUPO II GRUPO DE ESTUDO DE PRODUÇÃO TÉRMICA E FONTES NÃO CONVENCIONAIS GPT VIABILIDADE ECONÔMICA DE USINAS TERMELÉTRICAS A GÁS NATURAL NO SISTEMA HIDROTÉRMICO BRASILEIRO RESUMO João Miguel M. Martin GERASUL / UFSC Este trabalho objetiva avaliar a viabilidade/eficiência econômica de um empreendimento de geração de energia elétrica - Usina Termelétrica a Gás natural - observando o enfoque do recente ambiente competitivo do setor elétrico brasileiro com base nas expectativas de despacho e despesas de consumo de combustível. PALAVRAS-CHAVE : Contratos Take or Pay, Probabilidade de Despacho, Custo de Substituição 1. - INTRODUÇÃO As recentes mudanças processadas no Setor Elétrico Brasileiro (SEB) são resultantes de uma estratégia de desenvolvimento, onde a necessidade de rever o papel do estado passou a ser um dilema para a economia. A reestruturação do SEB objetiva basicamente a: participação ativa do setor privado; criação de um ambiente de normas transparentes e estáveis; aplicação de preços e tarifas que reflitam os custos reais do sistema; introdução de competitividade na geração e na comercialização de energia; livre acesso de novos geradores às linhas de transmissão e distribuição. Neste trabalho o enfoque se dará sobre os Agentes de Geração e do Mercado Atacadista de Energia MAE, observando-se as condições de Operação de uma Usina Termelétrica a Gás Natural, que possua algum tipo de inflexibilidade de geração, como um contrato Take or Raimundo C. G. Teive UNIVALI / UFSC Pay de combustível, que resulte em uma restrição de consumo mínimo ou geração térmica mínima. Com o intuito de balizar a decisão de investimento, os conceitos aqui abordados levam em consideração as premissas da operação do sistema interligado brasileiro, onde observa-se que: [1,2] existe uma relação direta entre a decisão operativa de um determinado estágio e sua conseqüência futura, pois a operação de um sistema hidrotérmico é um problema acoplado no tempo, ou seja, a decisão operativa de hoje afeta o custo de operação para o próximo estágio; a imprevisibilidade das afluências futuras impactam no processo de estimação do comportamento a médio prazo, o qual tende aos valores médios históricos, sinalizando para a tomada de decisões operativas no curto-prazo que podem levar a ocorrência de déficits; a grande quantidade de reservatórios, inibindo a representação de forma individualizada dos aproveitamentos, dificulta a construção de um modelo completo do sistema; as não linearidades associadas ao Custo de Operação das Termelétricas e às funções de produção de energia das hidrelétricas. Neste contexto, o objetivo deste trabalho é apresentar os resultados de uma análise de sensibilidade de uma planta termelétrica, dentro do sistema interligado brasileiro, através de simulações onde foram consideradas diferentes restrições de consumo de gás, Take or Pay de % - 4%- 5% e 7%, com o intuito de avaliar a performance operacional e comercial da planta. Rua Antônio Dib Mussi, Florianópolis - SC - CEP Tel: (48) Fax: (48)

2 CONCEITOS DE MICROECONOMIA No processo de Operação e Precificação da Energia deve-se observar alguns conceitos tradicionais de economia, que agora tem sido aplicados ao setor de elétrico brasileiro, com maior ênfase. 2.1 Eficiência Econômica É geralmente o centro dos objetivos de sistemas econômicos, baseia-se nos seguintes aspectos: Uso eficiente dos recursos; Operação do capital existente; Investimento em novas capacidades. A eficiência econômica pode ser definida como a relação entre o valor comercial de um produto e o custo unitário de sua produção. Portanto, a eficiência econômica aumenta quando aumenta a relação entre o valor de um produto em relação ao seu custo unitário, mantendo-se as quantidades que satisfaçam as mesmas técnicas. que todos os fatores de produção podem ser reestruturados (expansão). 2.5 Curva de Demanda e Curva de Suprimento A curva de demanda é balizada pelo valor marginal para os consumidores e a curva de suprimento é baseada no custo marginal de produção. É possível observar, conforme a Figura 1 a seguir, que o preço cai conforme aumenta-se a demanda, e que o preço sobe conforme os produtores estão dispostos a aumentar a produção. [5] O preço, onde essas duas curvas se interceptam, sinaliza o valor de mercado, pois existirão compradores e vendedores dispostos a operar sobre este preço. Este preço se aproxima do custo marginal de expansão no médio prazo. Qualquer distorção no mercado competitivo, como por exemplo, atribuição incorreta de custos e preços podem fornecer produtos menos eficientes no mercado, de modo que a eficiência econômica seja afetada, induzindo os consumidores a comprarem mais, motivados por um preço baixo, ou menos, motivados por um preço alto, prejudicando assim a eficiência econômica. 2.2 Custo Marginal Corresponde ao Custo adicional requerido para produzir a próxima unidade de um produto ou serviço. O Custo marginal pode ser definido então como o montante financeiro necessário para o incremento de cada unidade produzida. 2.3 Custo Marginal de Curto Prazo Definido como o acréscimo requerido no custo total para produzir uma unidade a mais, satisfazendo as condições de curto prazo, levando-se em consideração que apenas alguns dos fatores de produção podem ser totalmente ajustados/alterados (operação). 2.4 Custo Marginal de Longo Prazo Definido como o acréscimo requerido no custo total para produzir a próxima unidade, satisfazendo as condições de longo prazo, levando-se em consideração FIGURA 1 Custo Marginal (Produção x Demanda) Cabe salientar que o comportamento reproduzido pelas curvas da Figura 1 é relativo a um ambiente de competição perfeita (teórica). 3. MERCADO DE ENERGIA No modelo adotado no mercado de energia brasileiro, o Tight Pool, o despacho é definido centralizadamente com base em ferramentas de otimização. O modelo Tight Pool é caracterizado por : a) Os geradores hidrelétricos submetem os dados técnicos de suas usinas ao ONS, incluindo níveis de armazenamento, vazões afluentes e disponibilidade das turbinas; b) Os geradores termelétricos também submetem dados técnicos de suas usinas, além dos preços de combustível e de seu consumo por unidade de energia produzida;

3 3 c) Os participantes do mercado pelo lado da demanda (comercializadores e grandes consumidores) submetem seus dados de carga; d) Os preços de energia no mercado spot são então obtidos com base nos custos marginais de curto prazo, calculados por um modelo de otimização; e) A metodologia de obtenção dos preços spot é definida no âmbito de um acordo celebrado entre os participantes do Mercado Atacadista de Energia (MAE); f) O despacho da geração é controlado por um Operador Independente do Sistema (ONS). Outra peculiaridade do sistema brasileiro é a grande variabilidade/volatibilidade dos custos marginais de operação, o qual pode ser comprovado pela Figura 2 a seguir. Devido à reduzida base térmica do sistema interligado brasileiro o CMO é diretamente dependente das probabilidades de déficit e dos custos unitários de déficit, assim como, dos níveis de armazenamento e das afluências previstas. Custo Marginal de Operação (R$/MWh) Relação Armazenamento x CMO - Sudeste Custo Marginal de Operação Armazenamento (MWMed) Séries Históricas Armazenamento FIGURA 2 - Comparação entre Energias Armazenadas e CMO's (Região Sudeste - Mercado 2l) A Figura 2 ilustra o comportamento do Custo Marginal de Operação (CMO) e das Energias Armazenadas, calculadas para vazões afluentes do período histórico de , considerando-se o cenário energético brasileiro da região Sudeste para o ano de 21. expansão do sistema. Além disto, apresentam outras funções: a) indicar o valor marginal de curto prazo da energia, servindo como referência para a tomada de decisão de produtores e consumidores na busca da máxima eficiência; b) fornecem um sinal econômico para futuros investimentos no setor elétrico, assim como, para a contratação de energia a longo prazo. Com base nestas características são desenvolvidos os estudos de viabilidade econômica de novos empreendimentos termelétricos. O comportamento do preço no mercado atacadista durante um determinado período, pode ser representado por uma curva, conforme apresentado na Figura 3, apresentada abaixo. FIGURA 3 - Preços no Mercado Atacadista É possível observar que a planta de geração com um custo variável, E ($/MWh) espera pelo momento de gerar, ou seja, quando o valor E é menor que o valor do produto/serviço no mercado, o que corresponde a área acima do eixo E da figura 3. Na Figura 4, mostrada abaixo, é possível visualizar o despacho da usina através da ordenação dos preços do mercado. [3] 4. RISCOS E PREÇOS Preço SPOT Preço MAE O preço deve cobrir todos os custos de produção e operação, sinalizando também para a necessidade de FIGURA 4 - Curva de Permanência do Preço

4 4 Quando a planta está operando, o proprietário deseja recuperar o valor completo correspondente a sua atuação. Isto pode ser feito através da venda da energia através do mercado de curto-prazo (Spot). Quando isto é feito, a planta obtém não somente os custos variáveis de operação mas também a renda indicada pela área azul no gráfico, onde o preço do mercado é superior aos custos variáveis da planta. Esta renda extra pode ser usada para cobrir os custos fixos de construção e manutenção da planta. Este conceito é válido para a parte flexível do despacho da usina. A parte inflexível limita a habilidade do gerador em reduzir seus custos com combustíveis. Com relação aos tipos de risco que um gerador termelétrico está sujeito, é possível observar quatro tipos diferentes de risco [3]: Risco do Despacho; Risco da Quantidade de Venda; Risco do Preço dos Combustíveis; Risco de Disponibilidade Risco do Despacho O risco do despacho se verifica de acordo com os ajustes crescentes ou decrescentes dos preços no mercado, o qual depende diretamente da variação da demanda, resultando assim na variação da expectativa de renda dos geradores, conforme ilustrado na figura 5 a seguir Risco da Quantidade de Venda O objetivo da atividade de geração está em maximizar a venda de energia seja ela através de contratos bilaterais de longo prazo e/ou através de transações no mercado de curto-prazo. Supondo-se a máxima contratação da Energia Assegurada da usina podemos vislumbrar basicamente dois cenários de retorno esperado considerando-se a existência de restrições de geração térmica mínima por Take or Pay:! Se o preço MAE for superior aos custos variáveis da planta - ela estará despachada e o sistema como um todo otimizado;! Se o preço MAE for inferior aos custos variáveis da planta - ela estará despachada devido à sua restrição de inflexibilidade de consumo mínimo de combustível e o sistema como um todo não estará otimizado, com geração a mínimo custo, para este nível de geração Riscos do Preço dos Combustíveis Durante o período de operação os geradores poderão buscar fontes mais baratas de combustível, fazendo com que os preços disponibilizados/ofertados decresçam. O preço de mercado também decairá, eliminando assim lucros adicionais e transferindo esses benefícios aos consumidores. A Figura 6 a seguir ilustra os benefícios obtidos com a diminuição dos custos dos combustíveis. As duas áreas hachuradas do gráfico da Figura 6 representam os incentivos para os proprietários da geração em buscar fontes de combustível mais baratas. Entretanto, vale salientar que o gerador continuará ganhando somente se o preço do mercado permanecer constante. FIGURA 5 - Efeitos do Despacho O lucro do gerador depende então da diferença entre os custos fixos da planta e qualquer outra renda, resultante do comportamento dos Preços no Mercado de Curto-Prazo. Esta diferença pode ser positiva ou negativa - não existindo então garantias de que a planta conseguirá recuperar seus custos a cada ano. FIGURA 6 Benefícios Obtidos com a Diminuição dos Custos dos Combustíveis

5 Metodologia Adotada e Resultados Obtidos Utilizando a base conceitual apresentada, foram observados cenários de preços futuros e custos marginais de operação - obtidos através da simulação com séries sintéticas do modelo NEWAVE (Software de Otimização Energética para Sistemas Interligados a Reservatório Equivalente) - que serviram de base para a avaliação do despacho médio esperado para cada nível proposto de inflexibilidade por Take or Pay. O estudo se realizou sobre o ponto de vista de uma Usina Termelétrica a Gás Natural pertencente ao submercado Sudeste e com custo variável de geração de US$ 33/MWh, sendo que este custo representa a expectativa do custo marginal de expansão. Foram então calculadas as probabilidades de despacho para cada série sintética de afluência, assim como a expectativa média de custo de geração e do custo com combustível. Com base nos resultados da simulação obteve-se o gráfico da Figura 7. Despacho (%) Expectativa de Despacho por Nível de Inflexibilidade Ano1 Ano2 Ano3 Ano4 Ano5 % 4% 5% 7% Tempo FIGURA 8 Expectativa de Despacho por nível de Take or Pay A figura 9 a seguir ilustra o comportamento esperado do consumo de combustível para as condições de inflexibilidade propostas. Expectativa Custos Combustível R$/MWh Curva de Permanência - Custo Unitário de Geração % 1% 19% 29% 38% 48% 58% 67% 77% 86% 96% Ocorrências (%) % 4% 5% 7% FIGURA 7 - Curva de Permanência do Custo Unitário de Geração O custo unitário de geração leva em consideração o comportamento do mercado para cada cenário estudado, sendo valorado pela composição entre o custo variável da planta e o preço esperado no mercado de curto prazo. O perfil de despacho está diretamente relacionado às condições hidrológicas:! Hidrologia Favorável: Despacho = %;! Hidrologia Desfavorável: Despacho = 1%. Dessa forma a Figura 8, apresentada a seguir, ilustra a expectativa de despacho médio observando-se os possíveis cenários hidrológicos: Custo Combutível Máximo Médio Mínimo Mediana % 4% 5% 7% FIGURA 9 Expectativa de Custos com Combustíveis É possível então observar que para a viabilidade de implantação e otimização de um investimento termelétrico no Setor Elétrico Brasileiro, é necessária a diminuição das restrições de inflexibilidade de consumo de combustível, no caso Gás Natural, com o intuito de que a minimização do custo de operação do sistema seja um ponto de ótimo global. O ponto chave das discussões está centrado nos momentos onde ocorrem cenários de preço da energia, ou custo marginal de operação, abaixo dos custos variáveis da plantas termelétricas. Nestes cenários, onde por motivos de inflexibilidade de consumo de combustível estaríamos realizando vertimentos (até mesmo turbináveis), não ocorreria a otimização dos recursos disponíveis da melhor forma para o sistema como um todo.

6 6 Neste caso, apesar da capacidade de suprir a demanda com um custo menor, uma restrição de geração térmica mínima por Take or Pay afetaria não o preço da energia, mas sim a utilização incorreta dos recursos energéticos disponíveis. Do ponto de vista do empreendedor uma inflexibilidade pode resultar em margens de rentabilidade mais estreitas, porém, estas margens podem ser minimizadas pela devida contratação bilateral CONCLUSÕES Para a política de despacho aplicada em um sistema com predominância hidrelétrica é pertinente a necessidade de flexibilidade no consumo do gás, pois quando existe água suficiente no sistema para o atendimento à demanda, evita-se a ocorrência de vertimentos. Fica claro então que uma inflexibilidade de geração das Usinas Termelétricas vem a agravar este quadro implicando em possíveis vertimentos turbináveis ao custo do combustível da termelétrica desviando-se então da premissa básica da política de minimização dos custos. Entretanto, algumas unidades térmicas, de acordo com o seu projeto/configuração, necessitam de um certo nível de geração mínima para que seja possível a rápida tomada de carga pela unidade, que assegure a vida útil da usina e que as habilite para partir a qualquer momento. valor mínimo correspondente à produção pelo Take or Pay BIBLIOGRAFIA (1) PEREIRA, M. "Application of Economic Theory in Power System Analysis - Competition for Contracts in a Hydrothermal System" ; anais VI Symposium of Specialists in Electric Operational and Expansion Planning, May (2) PEREIRA, M. Et al. "Planning Risks", IEEE PICA Tutorial, (3) HUNT, S.; SHUTTLEWORTH, G. Competition and Choice in Eletricity, John Wiley & Sonsl, England, (4) BITU, R. ; BORN, P. Tarifas de Energia Elétrica - Aspectos Conceituais e Metodologias, MM Editora, Rio de Janeiro, (5) ROSSETTI, J. Introdução à Economia, 7 ed., rev., atualizada, ampl., São Paulo, Atlas, (6) SILVEIRA, F.S.V., Um Modelo para Planejamento Econômico-Financeiro de Empresas de Energia Elétrica adequado ao Ambiente Competitivo, Dissertação de Mestrado, UFSC/PGEEL, Florianópolis, SC, Agosto Em termos de médias anuais pode-se perceber que a expectativa do despacho médio reflete as características hidrológicas de cada período, o que significa que o despacho pode ser intenso ou restrito a um despacho mínimo por longos períodos. Este comportamento e as características do sistema elétrico brasileiro resultam na avaliação de que usinas termelétricas devam operar como um hedge, onde em situações críticas de afluências, necessidade de armazenamento ou restrições elétricas formatam as premissas responsáveis pela necessidade de despacho dessas usinas. Quando a restrição de Take or Pay está ativa é possível observar que nos momentos onde a geração estaria em zero ela aumenta até o limite do consumo mínimo de combustível. Nesta situação, do ponto de vista da comercialização, é fundamental a realização de contratos bilaterais que pelo menos se realizem no