5 Avaliação da Conversão de uma Termelétrica para Bicombustível

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1 5 Avaliação da Conversão de uma Termelétrica para Bicombustível 5.1 Introdução A idéia principal deste capítulo é apresentar a avaliação econômica da conversão de uma usina termelétrica a Gás Natural, instalada no Subsistema Sudeste do Brasil, para bicombustível, possibilitando também a operação da usina utilizando o Diesel como combustível dos turbogeradores. Esta avaliação será feita utilizando-se a Teoria das Opções Reais, considerando a conversão como uma opção de mudança de insumo (switch-input Real Option) 18, oferecida ao agente gerador proprietário da usina já em operação. Como já visto no capítulo anterior, a incorporação desta flexibilidade agrega valor ao projeto original, e a análise em questão, visa indicar até quanto o agente proprietário da usina estaria disposto a investir na tecnologia de conversão. Para esta avaliação, o método utilizado para a valoração da Opção Real será a avaliação por fluxos de caixa dinâmicos. Estes fluxos de caixa serão gerados a partir de Simulações de Monte Carlo, considerando o modelo de remuneração da térmica e as incertezas associadas: o nível de despacho da usina, nível de contratação, preço do contrato e preço spot (PLD) da energia elétrica, custos variáveis unitários (custos dos combustíveis) e a possível penalidade paga pela usina no caso de ser chamada a despacho pelo ONS e não despachar por falta de Gás Natural. O cálculo do valor da Opção se dá a partir da diferença entre os fluxos de caixa da usina com a flexibilidade de combustível (bicombustível) e a movida somente a Gás Natural. O horizonte de estudo considerado foi de 15 anos, tendo em vista a consideração de que esta térmica hipotética poderia ser uma das inicialmente pertencentes ao PPT. Na época do PPT, Castro (2000) avaliou termelétricas 18 Conforme abordado em 1.1, esta opção pode ser considerada análoga à uma seqüência de opções européias de compra.

2 82 considerando a vida útil das mesmas como sendo de 20 anos, e a instalação completa e início de operação destas usinas se deu há cerca de 5 anos atrás. Além disso, os contratos firmados pelos agentes geradores termelétricos nos Leilões da Energia Nova, desde 2005 (A-3) têm duração de 15 anos, com início em 2008 e término em 2022, sendo este, o período considerado para o estudo. 5.2 Parâmetros do Caso Base O caso base reflete as características mais comuns da usina termelétrica. A Tabela 5-1 abaixo apresenta os valores dos principais parâmetros da usina estudada, e cada um destes parâmetros será abordado a seguir. Tabela 5-1 Parâmetros da Usina (Caso Base) Custos de Operação da Termelétrica (Custos Variáveis Unitários) A termelétrica a ser avaliada neste estudo tem como principais componentes do custo de operação o preço dos combustíveis (Gás Natural e Diesel) e suas respectivas eficiências em transformar energia térmica em energia

3 83 elétrica (Heat-Hate). Este custo de operação relacionado à geração da usina é denominado Custo Variável Unitário (CVU) 19, representado em R$/MWh. Para geração de séries futuras dos preços dos combustíveis na Simulação de Monte Carlo, foi considerado no caso base que a variação do CVU seria a mesma dos preços do Gás Natural e do Diesel e que seguiria um processo estocástico de Movimento Geométrico Browniano (MGB). A escolha desse processo estocástico se mostra adequada para este tipo de análise, tendo em vista que Pindyck e Rubinfeld (1991) não rejeitaram a hipótese de MGB para preços nominais de petróleo em uma série de dados de 34 anos, utilizando o teste da raiz unitária de Dickey-Fuller. Outras tentativas usando valores reais de preço e séries mais curtas também não também não conseguem rejeitar o MGB. Pindyck (1999) concluiu que é improvável que a premissa do MGB leve a erros significativos na regra ótima de investimento. Para a estimação dos valores de tendência (drift) e volatilidade dos CVUs foi utilizada uma série histórica com a amostra de 193 dados mensais de preços de Gás Natural. No caso do Diesel, foi utilizada uma série histórica de 249 dados mensais. As Figuras 5-1 e 5-2 abaixo apresentam estas séries: Figura 5-1 Evolução dos preços de Gás Natural 19 No modelo de despacho hidrotérmico, este CVU é comparado com o Custo Marginal de Curto Prazo (CMCP ou PLD), para definir se a usina será ou não despachada.

4 84 Figura 5-2 Evolução dos preços de Diesel As taxas de variação dos preços mensais (drift) do Gás Natural e do Diesel foram calculadas a partir da aproximação dada pela fórmula abaixo: P α = ln t (5-1) Pt 1 Para o cálculo da volatilidade, foi utilizada a equação 5-2 abaixo, que representa a fórmula de um estimador não-viesado para o desvio padrão de uma amostra: n ( u u) i 2 i= 1 σ = (5-2) n 1 A Tabela 5-2 abaixo apresenta estes parâmetros calculados e convertidos da base mensal para a base anual: Tabela 5-2 Parâmetros do Processo Estocástico MGB

5 85 Logo, com base na equação 3-15, as variações nos preços do Gás Natural e do Diesel seguem o processo a seguir: dpgn = 0,1846. Pgn. dt + 0,4623. Pgn. dz (5-3) dpd = 0,0784. Pd. dt + 0,2522. Pd. dz (5-4) Para as simulações sobre os processos estocásticos dos preços do Gás Natural e do Diesel (Pgn e Pd), aplicando-se o Lema de Itô, deriva-se uma equação tal que: P 1 = P e 0 2 μ σ 2 t+ σε t (5-5) Vale ressaltar que se for considerado o valor de μ como simplesmente o parâmetro de drift observado na equação 5-5 acima, seria obtido o Movimento Geométrico Browniano Real. Porém, para a simulação dos fluxos de caixa dinâmicos descontados à taxa livre de risco, faz-se necessária a simulação do Movimento Geométrico Browniano neutro ao risco. Esta medida de probabilidade neutra ao risco é uma medida de martingale 20 equivalente, o que possibilita o desconto dos valores obtidos na simulação do processo estocástico pela taxa livre de risco. A equação abaixo apresenta as duas formas de cálculo do drift neutro ao risco: μ = α π = r δ (5-6) Onde: μ = drift neutro ao risco; α = drift real; π = prêmio de risco exigido pelo investidor; 20 Um processo é considerado um martingale sob a medida de probabilidade P se o seu valor esperado é o seu próprio valor corrente.

6 86 r = taxa de juros livre de risco; δ = taxa de conveniência convenience yield Preço Spot (PLD) O preço spot da eletricidade ou PLD (Preço de Liquidação de Diferenças), dado pelo Custo Marginal de Curto Prazo (CMCP) do Modelo de Despacho Hidrotérmico, é com certeza um dos principais componentes de incerteza do mercado de energia elétrica brasileiro. Como as receitas de uma usina de geração dependem desta variável, ela deve estar corretamente representada no problema de avaliação de um projeto de investimento. A previsão de preços spot futuros é uma tarefa muito difícil devido às características hidrológicas do sistema de bacias fluviais. Além disso, o cálculo do CMCP é feito por um problema complexo de otimização dinâmica estocástica, conforme visto no capítulo 2. Dessa forma, o preço spot futuro não será representado através de um processo estocástico, será utilizada uma amostra representativa contendo 200 séries futuras de preço spot, relacionadas com cada cenário hidrológico diferente. Essas séries futuras de preço spot serão dadas pelo sistema computacional SDDP (Stochastic Dual Dinamic Programing), desenvolvido pela PSR Consultoria. Estes preços são calculados em bases mensais e dependem de vários fatores ligados à operação energética do sistema, como por exemplo: as afluências passadas, o volume atual das bacias; o custo de operação das térmicas; o custo de déficit do sistema e os limites de intercâmbio entre os submercados; configuração prevista para o parque gerador e projeção de demanda, [63]. Além do valor calculado do CMCP, o PLD tem seus valores máximo e mínimo limitados pela ANEEL. Estes valores foram regulamentados pela Resolução 682, de 23 de dezembro de 2003 e sofrem revisão anual. Neste trabalho foram considerados estes valores para o ano de 2008, que são mostrados na Tabela 5-3 abaixo:

7 87 Tabela 5-3 PLD máximo e PLD mínimo Neste trabalho, por simplificação, considerou-se que a usina em questão agiria como tomadora de preço no caso do Preço Spot do Subsistema, ou seja, seus custos operacionais (CVUs) não influenciariam na formação do Preço Spot no Subsistema. Esta simplificação se mostra adequada, tendo em vista que a potência da usina representa somente cerca de 1% da demanda do submercado, e conseqüentemente, teria muito pouca influência na formação deste valor de PLD. A figura abaixo apresenta a evolução deste PLD para uma das 200 séries hidrológicas fornecidas pelo SDDP, respeitados os valores máximos e mínimos. Figura 5-3 Preço de Liquidação de Diferenças (série 6) Nível de Contratação Conforme abordado no capítulo 2 desta dissertação, as termelétricas no setor elétrico brasileiro podem comercializar sua energia de duas formas. Primeiro, elas poderão comercializar parte de sua energia através dos contratos

8 88 firmados com as distribuidoras nos leilões que vem sendo realizados desde 2005, e outra parte no mercado de curto prazo (spot), no ambiente da CCEE. Tendo em vista a grande influência dos regimes hidrológicos no preço de curto prazo da energia, o nível de contratação influencia diretamente a remuneração das usinas termelétricas, assim como demonstra o grau de aversão ao risco apresentado pelo agente investidor. O nível de contratação da térmica é um fator de extrema importância na remuneração desta usina, e conseqüentemente, no valor da opção. Pois além, da própria remuneração garantida da usina, o nível de contratação determina o valor da penalidade (multa) paga pelo agente proprietário da usina à ANEEL, pois esta é calculada somente sobre o montante relativo à energia contratada (vendida no leilão). Algumas análises de sensibilidade em relação ao montante contratado serão feitas na seção deste capítulo, porém, neste caso base, consideraremos a usina tenha contratada (vendida no leilão) 70% da energia referente à sua potência instalada Preço do Contrato A definição do preço da venda de energia para contratos de longo prazo é um fator importante para a devida remuneração de uma termelétrica. Além disso, este preço deve refletir a competição entre geradores por contratos de longo prazo. Assim, um preço elevado incentivaria as cargas a fecharem contratos com outros geradores (termelétricos ou hidrelétricos) que oferecessem condições mais favoráveis. Preços baixos provavelmente conduziriam a não remuneração dos investimentos. Apesar das térmicas poderem disponibilizar energia através somente através do mercado spot, este é muito arriscado. A probabilidade de não remuneração do investimento seria muito alta, apesar de, nestes casos, existirem probabilidades de lucros bastante altos. Por exemplo, no leilão de 16 de dezembro de 2005, no submercado Sudeste, diversas usinas termelétricas a Gás Natural ofertaram e venderam montantes de energia neste leilão da CCEE. Conforme abordado em [12], na

9 89 ocasião, para estas usinas, o ICB (Índice de Custo Beneficio), variaram em torno do valor de R$130,00/MWh, sendo este o preço utilizado no caso base Taxa de Desconto É a taxa utilizada para descontar os fluxos de caixa futuros de um projeto de investimento. Normalmente estas taxas refletem as expectativas do investidor em relação aos riscos assumidos com o projeto. Foi proposto por Coopers e Lybrand (1998) intervalo entre 12 e 15% ao ano de taxas de retorno apropriadas para atividades de geração de energia elétrica no sistema brasileiro. No Plano Nacional de Energia 2030,da EPE (2006), foram consideradas as taxas de desconto de 8,1 e 12% ao ano, para projetos de geração termelétrica a gás natural no Brasil na atualidade. Estes níveis de retorno refletiam na época os riscos adicionais do país pelos quais os investidores costumam exigir um prêmio de cerca de 4% ao ano. No caso base deste trabalho, será utilizada a taxa de desconto de 15% ao ano Taxa de Desconto Livre de Risco Conforme abordado na seção 4.2.1, para a simulação dos fluxos de caixa dinâmicos e do MGB neutro ao risco, é necessária a utilização de taxa de desconto livre de risco. Esta taxa foi determinada através de uma taxa semelhante a taxa de juros real de com maturidade semelhante a do prazo considerado como horizonte de estudo. Neste caso base, será utilizada a taxa de 7,5% ao ano, obtida através da taxa de juros real para o prazo de 15 anos dos cupons a mercado de títulos públicos indexados à inflação como as Notas do Tesouro Nacional (NTN-B) Indexadas ao IPCA.

10 Restrições de Oferta de Gás Natural Conforme já visto na seção 2.3, os modelos de despacho hidrotérmico, que fornecem o preço spot da eletricidade e a otimização da geração, representam detalhadamente o sistema elétrico, considerando a rede de transmissão, a projeção de demanda e de expansão do parque gerador, cenários hidrológicos e limites de intercâmbio entre os subsistemas. Porém, os modelos tradicionais de despacho hidrotérmico não levam em consideração as restrições de produção e transporte de Gás Natural. Dessa forma, o despacho ótimo de termelétricas calculado pelo modelo, pode ser inviável por conta destas restrições de oferta de Gás Natural. Neste contexto, com a energia ofertada no leilão da energia nova, e a previsão de pagamento de penalidade por não atendimento ao despacho do ONS pelas térmicas, prevista pela Resolução 222, de 6 de junho de 2006, da ANEEL, para o cálculo da flexibilidade adicionada pela possibilidade de utilização do combustível alternativo pela térmica convertida para bicombustível, faz-se necessária a modelagem do montante de energia que não seria gerada pela térmica somente a Gás Natural em decorrência das restrições de oferta de gás em cada cenário, e conseqüentemente, o valor da penalidade que esta térmica pagaria à ANEEL. Para a modelagem deste montante de energia, foi desenvolvido o modelo de fluxo em redes SGAS, pela PSR Consultoria, que utiliza os seguintes dados de entrada. - capacidade atual e futuras ampliações de gasodutos; - projeção da oferta de gás; - projeção da demanda não termelétrica de gás; - cenários de despacho por térmica, fornecidos pelo modelo de despacho hidrotérmico estocástico (no caso deste trabalho, o SDDP). A figura a seguir, mostra o fluxo de informações do modelo SGAS com o modelo de despacho hidrotérmico estocástico.

11 91 Figura 5-4 Fluxo de informações do modelo SGAS Valor da Multa (VSm) Conforme abordado no capítulo 2, são previstas restrições de oferta de Gás Natural aos consumidores, inclusive termelétricas até 2014, logo, torna-se necessária a representação deste efeito na usina. No modelo proposto, estas restrições foram representadas da seguinte forma: O montante de geração reduzido por indisponibilidade de Gás Natural, aqui será representado pelo modelo SGAS. Este modelo interage com o modelo SDDP e apresenta como resultado o montante de energia que não seria gerada por indisponibilidade de gás natural em cada série hidrológica por Submercado. Considerando que a distribuição dos gasodutos para o atendimento às térmicas é normalmente regionalizada, conseqüentemente, as restrições de oferta de Gás Natural seriam aproximadamente as mesmas para as usinas instaladas no mesmo Submercado. Dessa forma, mostra-se a necessidade, para efeito da representação da redução da geração por restrições de oferta de Gás Natural, aplicar, em cada série

12 92 hidrológica esta mesma redução percentual média das usinas do Submercado na usina hipotética estudada. O valor da multa, definido pela Resolução 222, e representado no modelo deste trabalho, é apresentado pela equação 5-7 abaixo: VSm = { PLDm + [ j. (PLDmax PLDm) / 4 ] }. ENPm (5-7) Onde: Vsm = valor da sanção (multa) em R$, no mês m, em que tenha ocorrido falta de Gás Natural; PLDm = PLD médio mensal, no mês m; PLDmax = PLD máximo vigente; j = quantidade de meses em que tenha ocorrido falta de combustível, este valor, podendo variar de 1 a 4; 22 ENPm = quantidade de energia que deixar de ser produzida no mês m, em decorrência da falta de Gás Natural Modelagem do Problema O valor presente das remunerações futuras da usina termelétrica será calculado de acordo com o modelo estudado na seção Este modelo considera a operação de uma planta caso as receitas sejam maiores do que os custo de operação, e de suspender a operação caso as receitas não sejam suficientes para cobrir os custos com a operação. No caso da termelétrica, esta 22 A Resolução 222 estipula que, a cada mês em que tenha ocorrido a falta de combustível, o valor de j, será incrementado em uma unidade. Ao atingir 4, o valor de j permanecerá constante. 23 Para a determinação de ENPm, será aplicado, em cada série, o percentual de redução de geração devido a restrição de oferta de Gás Natural para o submercado Sudeste, fornecido pelo modelo SGAS.

13 93 somente será despachada pelo ONS, se o custo de operação (CVU) for menor que o preço spot de eletricidade (PLD). Logo, a remuneração da termelétrica, em um período t, será representada pelas equações abaixo, para os casos da usina movida somente a Gás Natural e convertida para bicombustível, possibilitando a operação a Gás Natural e a Diesel. Algumas restrições sobre a operação da usina deverão ser feitas. Neste trabalho considerou-se que não existe custo de entrada em operação com qualquer um dos combustíveis. O tempo de desligamento e religamento com qualquer um dos combustíveis são considerados instantâneos, podendo ser desprezados Térmica a Gás Natural RTg = Ec.P + (Gts Ec).PLDm Gts.Cvg - VSm (5-8) Onde: RTg = receita líquida mensal, em R$; Ec = quantidade de energia contratada, representada pelo nível de contratação, em MWh; P = preço do contrato, em R$/MWh; Gts = quantidade de energia despachada (gerada) pela usina no período, em MWh; PLDm = PLD médio, em R$; Cvg = Custo Variável Unitário (CVU) para a operação em Gás Natural, em R$/MWh; Vsm = valor da multa, conforme definido pela equação 5-7, em R$.

14 94 Dessa forma, podem ser simuladas as trajetórias de fluxo de caixa para a usina movida somente a Gás Natural para o período estudado (de t=1 até t=180). O Valor Presente deste fluxo de caixa para este caso sem a opção de input (combustível) é dado pela equação 5-9 abaixo: rígido = 180 RTg t= 1 (1 + ( t) t VP (5-9) r) Logo, a remuneração da termelétrica, em um período t, será representada pelas equações abaixo, para os casos da usina movida somente a Gás Natural e convertida para bicombustível, possibilitando a operação a Gás Natural e a Diesel Térmica convertida para Bicombustível RTbi = Ec.P + Max [(Gts Ec).PLDm Gts.Cvg ; (Gts Ec).PLDm Gts.Cvd ; -VSm] (5-10) Onde: RTbi = receita líquida mensal da usina bicombustível, em R$; Cvd = Custo Variável Unitário (CVU) para a operação em Diesel, em R$/MWh. Da mesma forma que para a usina somente a gás, serão gerados fluxos de caixa dinâmicos, dessa vez, para a usina convertida para bicombustível, onde a equação da remuneração mensal, e conseqüentemente, a do fluxo de caixa, representa a flexibilidade (opção) de a cada período (mês), para cada série hidrológica, a usina maximizar a sua receita liquida. Ou seja, a cada período, o agente pode utilizar o combustível de menor custo variável unitário, conforme descrito na seção 4-4. A equação 5-10 mostra também que, além da utilização do combustível de menor custo, nos casos de indisponibilidade de Gás Natural, o agente ainda teria a opção de escolher entre

15 95 gerar com Diesel ou pagar a penalidade a ANEEL, o que representar o menor custo no período. O Valor Presente deste fluxo de caixa da usina, com a opção de input (combustível) é dado pela equação 5-11 abaixo: flexível = 180 RTbi t= 1 (1 + ( t) t VP (5-11) r) 5.5 Valor da Opção O Valor da Opção Real de Troca entre a usina somente a Gás Natural e a Bicombustível (Gás Natural e Diesel) é dado pela diferença entre os Valores Presentes dos fluxos de caixa dinâmicos, conforme a equação 5-12 abaixo: Vopção = VP flexível VP rígido (5-12) 5.6 Processo de Avaliação (Simulação) Para a realização das simulações de Monte Carlo, em cada caso estudado foram feitas simulações, utilizando-se o da Palisade Corporation. Na primeira fase o programa SDDP é utilizado para gerar a amostra das series hidrológicas (200 séries), o que apresenta amostras dos preços spot de eletricidade e da disponibilidade de Gás Natural. Além da amostra da série hidrológica, a cada simulação, é simulado o valor da amostra dos Custos Variáveis Unitários dos combustíveis pelo processo estocástico MGB. Na segunda fase, para cada valor calculado (VPrígido, VPflexível) o algoritmo de programação dinâmica é aplicado nas remunerações líquidas mensais da usina até que o valor no instante t=0 seja encontrado. E finalmente na terceira fase, é determinado o Valor da Opção e as estatísticas são calculadas.

16 Resultados Os resultados apresentados a seguir serão calculados levando em conta uma variação no nível de contratação a termelétrica, mesmo no caso base. O Valor da Opção Real de Troca entre a usina somente a Gás Natural e a Bicombustível (Gás Natural e Diesel) é dado pela diferença entre os Valores Presentes dos fluxos de caixa dinâmicos, conforme a equação Caso Base A Figura 5-5 abaixo apresenta a distribuição de probabilidades do Valor Presente rígido, ou seja, o Valor Presente da usina movida somente a Gás Natural, com 70% de sua energia contratada. Observa-se que o valor esperado é de R$ ,00 e que em 90% das amostras, este valor ficou situado entre -R$ ,00 e R$ ,00. Figura 5-5 Distribuição de Probabilidades do VP da usina a Gás Natural

17 97 A Figura 5-6 abaixo apresenta a distribuição de probabilidades do Valor Presente flexível, ou seja, o Valor Presente da usina convertida para bicombustível, com 70% de sua energia contratada. Observa-se que o valor esperado aumentou para R$ ,00 e que em 90% das amostras, este valor ficou situado entre -R$ ,00 e R$ ,00. Em relação a térmica somente a Gás Natural, além do aumento no valor esperado, foi sensivelmente reduzido o número de cenários em que o Valor Presente seria negativo. Figura 5-6 Distribuição de Probabilidades do VP da usina Bicombustível Finalmente, a Figura 5-7 abaixo apresenta a distribuição de probabilidades do Valor da Opção Real de Troca, ou seja, a diferença entre os Valores Presentes da usina convertida para bicombustível e da somente a Gás Natural. Observa-se que para este caso base, em 20,71% das amostras esta Opção tem valor positivo e que o valor esperado da mesma é de R$ ,00. Conforme abordado na seção 5.1, este valor visa indicar até quanto o proprietário da usina estaria disposto a investir na tecnologia de conversão.

18 98 Figura 5-7 Distribuição de Probabilidades do Valor da Opção Real de Troca Análises de Sensibilidade Sensibilidade ao Nível de Contratação Dentre outros fatores, conforme visto em 2.5.2, o nível de contratação influencia diretamente a remuneração das usinas termelétricas, assim como demonstra o grau de aversão ao risco apresentado pelo agente investidor. Para demonstrar esta influência, a primeira análise de sensibilidade apresentada é a variação do valor da Opção Real em relação ao percentual contratado da potência da usina. Os resultados são apresentados pela Figura 5-8 a seguir:

19 99 0% Contratada (Totalmente Merc.Spot) 20% Contratada 40% Contratada 60% Contratada 80% Contratada 100% Contratada Figura 5-8 Gráficos de Sensibilidade da Opção em relação ao Nível de Contratação Assim como a própria remuneração da térmica, observa-se que o valor da Opção Real de Troca também se mostra extremamente sensível ao Nível de Contratação da usina, pois quanto maior o nível de contratação, maior o valor da opção. Para o caso da usina não ter nenhuma parte de sua energia contratada (neste caso, a usina comercializaria sua energia somente através do Mercado

20 100 Spot), o valor esperado da opção seria R$ ,00. Enquanto que, para o caso da mesma ter 100% de sua energia contratada, o valor esperado da opção seria R$ ,00. Esta sensibilidade, da mesma forma que a remuneração, se deve à grande dependência dos regimes hidrológicos para os despachos das usinas térmicas, pois, nos casos de baixos níveis de contratação, a receita garantida também seria inexpressiva e a remuneração dependeria somente dos montantes despachados. Para uma melhor visualização do valor crescente da opção em relação ao montante contratado, a figura 5-9 abaixo, mostra esta evolução. Figura 5-9 Evolução do Valor da Opção em relação ao Nível de Contratação Sensibilidade à Taxa de Desconto (Livre de Risco) A taxa de desconto é a taxa utilizada para descontar os fluxos de caixa em qualquer análise de investimento, indicando o retorno esperado pelo investidor. Neste caso, conforme abordado em 4.2.5, a taxa utilizada, tanto para os fluxos de caixa dinâmicos quanto para a simulação do processo estocástico MGB, foi a livre de risco. Nesta seção será apresentada a sensibilidade do valor da Opção Real em relação às variações no valor desta taxa. A figura 5-10 abaixo apresenta a variação do valor esperado da opção em relação à taxa de retorno livre de risco para a usina com 70% de sua energia contratada.

21 101 Figura 5-10 Evolução do Valor da Opção em relação à Taxa Livre de Risco Observa-se que o valor esperado da opção é decrescente em relação à taxa livre risco. Este resultado se mostra adequado, tendo em vista que o valor da opção é dado pela diferença entre dois somatórios de fluxos de caixa (VPflexível e VPrígido), e intuitivamente, se concluiu que menores valores presentes de fluxos de caixa são obtidos com maiores taxas de desconto. Para uma visualização desta variação também em relação ao Nível de Contratação, a Tabela 5-4 abaixo apresenta 36 possíveis combinações de valores de Taxas de Desconto Livre de Risco (variando de 5% a 10% ao ano) e Níveis de Contratação da usina. Tabela 5-4 Evolução do Valor da Opção em relação à Tx. Livre de Risco Observa-se uma relevante sensibilidade do valor esperado da opção em relação a taxa de desconto livre de risco, em torno de 24% para a usina totalmente descontratada e 19% para a usina 100% contratada. O valor esperado da opção

22 102 variou de R$ ,00 (para taxa de 10% ao ano com a usina 0% contratada) até R$ ,00 (para a taxa de 5% ao ano com a usina 100% contratada) Sensibilidade à volatilidade nos preços dos combustíveis Considerando que os preços dos combustíveis seriam os principais componentes do custo de operação das térmicas (CVU), e que, conforme abordado em 3.4, o valor da volatilidade do ativo objeto influencia diretamente o valor da opção real. Neste contexto, torna-se importante uma análise de sensibilidade em relação às volatilidades dos preços do Gás Natural e do Diesel. Espera-se que quanto maiores as volatilidades nos preços dos combustíveis, maior exposição a incertezas em relação ao custo de operação, o agente proprietário da usina estaria. A Tabela 5-5 abaixo mostra 25 possíveis combinações de volatilidades anuais entre os Custos Variáveis Unitários e os respectivos valores da Opção Real para a usina com 70% de sua energia contratada. Tabela 5-5 Valor da Opção x Volatilidades CVUs Observa-se que o valor da esperado da Opção Real é sensível e crescente à variação nas volatilidades dos combustíveis. No cenário de maiores volatilidades (55% ao ano para o Gás Natural e 35% ao ano para o Diesel), este valor seria de R$ ,00, enquanto para o de volatilidades mais baixas (35% ao ano para o Gás Natural e 15% ao ano para o Diesel), o valor da Opção seria reduzido para R$ ,00, acarretando em uma variação em torno de 55%.

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