Elevando a Segurança Energética por meio da melhoria da precificação da geração termoelétrica inflexível nos Leilões de Energia Nova

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1 Elevando a Segurança Energética por meio da melhoria da precificação da geração termoelétrica inflexível nos Leilões de Energia Nova Paulo Henrique Gama, Ewerton Guarnier, Donato S. Filho, Juliano Matos, Julio Dunham, Rodrigo Amaral e Paulo Gomes Resumo Este artigo propõe uma metodologia para aprimorar a precificação da geração inflexível de usinas termoelétricas nos Leilões de Energia Nova. A Metodologia Proposta baseia-se no estabelecimento de um Perfil Preferencial para Alocação da Inflexibilidade PPAI que busca otimizar a alocação econômica da geração inflexível. Os resultados mostram que a Metodologia Proposta pode reduzir entre 2% e 3% o custo da energia termoelétrica ofertada nos Leilões de Energia Nova, além de se mostrar mais consistente com os critérios operacionais adotados para estas usinas. Palavras-chave Usinas Termoelétricas, Leilões de Energia Nova, Preço da Energia, Inflexibilidade e Contrato take or pay. I. INTRODUÇÃO O Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, vigente desde 2004, possui como um de seus pilares a garantia da expansão da oferta de energia, a qual é implementada pelos Leilões de Energia Nova. Nestes Leilões os empreendedores dos projetos hidroelétricos, termoelétricos e eólicos competem para o atendimento à necessidade de energia das distribuidoras, sagrando-se vencedores os projetos que vendem energia ao menor preço [1]. Embora aparentemente simples, o processo de competição com base no preço revela-se complexo, pois os diversos tipos de usinas de produção de energia elétrica possuem naturezas distintas. Por exemplo, enquanto uma usina hidroelétrica produz energia de forma dependente do regime de chuvas e da gestão da água armazenada em seu reservatório, a produção de uma usina eólica depende das condições de vento, e a produção de uma usina termoelétrica depende do regime de chuvas (atua de forma complementar à produção Este trabalho foi desenvolvido no âmbito do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica regulado pela ANEEL e consta dos Anais do VII Congresso de Inovação Tecnológica em Energia Elétrica (VII CITENEL), realizado na cidade do Rio de Janeiro/RJ, no período de 05 a 07 de agosto de P. H. Gama trabalha no Centro de Gestão de Tecnologia e Inovação ( paulogama@bgpesquisa.com.br) E. Guarnier é aluno de pós-graduação da Universidade de São Paulo USP ( eguarnier@gmail.com). D. S. Filho é Professor Convidado da Universidade de São Paulo USP ( donato.filho@gmail.com). J. Matos, J. Dunham e R. Amaral trabalham na Global Energia ( s: jmatos@jsglobal.com.br, jdunham@jsglobal.com.br, rodrigoamaral@jsglobal.com.br). P. Gomes trabalha na UTE Manauara ( paulogomes@utemanauara.com.br). hídrica) e da disponibilidade de combustível, sujeita ainda às condições contratuais firmadas com os respectivos fornecedores. Assim, ao estabelecer o preço da energia produzida por cada tipo de empreendimento, riscos distintos devem ser corretamente considerados, de modo que o Leilão determine que o consumidor pague por cada megawatt-hora o valor justo que considere a regularidade e a confiabilidade de sua produção. A metodologia de precificação da energia comercializada nos Leilões de Energia pode ser dividida em duas partes: (i) para as usinas hidroelétricas, os empreendedores fazem ofertas de preço de energia que correspondem exatamente ao valor a ser pago pela energia disponibilizada de forma confiável pela usina; (ii) para as usinas termoelétricas, os empreendedores fazem ofertas da receita necessária para construírem e manterem a usina disponível para a operação, e os custos de combustível correspondem a uma previsão realizada pelo próprio leiloeiro 1 ; a soma destas duas parcelas resulta em um índice Custo x Benefício, chamado de ICB, utilizado para comparar os projetos termoelétricos. O primeiro aspecto que merece atenção no cálculo do ICB é o impacto das previsões de geração no preço final da energia ofertada no Leilão. Em [2] conclui-se que os cenários energéticos utilizados nas previsões de geração alteram a competitividade dos projetos, podendo influenciar os resultados dos Leilões, beneficiando uma fonte em detrimento das demais. Ainda que considerando apenas um combustível para a produção termoelétrica, restam definições metodológicas mais precisas para o tratamento de características energéticas importantes, tais como a Geração Inflexível, entendida como o volume anual de energia elétrica que o empreendedor se compromete a entregar à rede, independentemente das condições hidrológicas. Na metodologia atualmente adotada nos Leilões de Energia Nova, a inflexibilidade é tratada como uma produção mínima mensal a ser realizada independentemente das condições hidrológicas. Se uma usina termoelétrica, por exemplo, possui uma capacidade de 100 MW, disponibilidade de 90 MW-médios e inflexibilidade de 35 MW-médios, isso significa que nos meses em que ela for despachada por ordem de mérito de custo, sua produção será de 90MW- 1 Para todos os efeitos, o Leiloeiro é o Ministério de Minas e Energia. A realização do cálculo da previsão do custo de combustível é delegada à Empresa de Pesquisa Energética EPE.

2 médios tanto no cálculo da Garantia Física [3] quanto no cálculo do CEC e do COP [4]. Por outro lado, nos meses em que ela não for despachada, sua produção será de 35 MWmédios para efeito dos cálculos mencionados. Esta metodologia adotada nos Leilões de Energia Nova revela-se inapropriada pois não condiz com a realidade operativa do sistema, com a realidade física e técnica das usinas, tampouco com fundamentos que auxiliem na interação entre o Setor Elétrico e os fornecedores de combustível. Para a operação do sistema, o que importa é a otimização do uso dos recursos do Sistema Interligado Nacional SIN, tal como preconizado na própria Resolução Normativa ANEEL nº 179/2005, que determina que a inflexibilidade deve ser alocada de acordo com a necessidade de otimizar a operação energética do SIN. Assim, a usina do exemplo não deveria gerar de forma constante sua geração inflexível de 35MW-médios, mas sim alocá-la nos meses de maior necessidade sistêmica, gerando nestes meses sua disponibilidade máxima, respeitando no entanto que a geração média anual inflexível não seja inferior a 35MW-médios. Quanto às necessidades físicas e técnicas das usinas, normalmente as usinas termoelétricas mais eficientes (usinas a carvão e usinas termoelétricas a gás natural em ciclo combinado) são compostas por unidades geradoras de grande porte, projetadas para trabalharem com uma produção constante e igual às suas capacidades. Ou seja, usinas eficientes são operadas na base. Logo, não faz sentido supor que por vários meses estas usinas terão produção igual às suas produções inflexíveis devido a questões contratuais de fornecimento de combustível [5, 6]. Finalmente, para melhor compatibilizar as necessidades dos fornecedores de combustível e do Setor Elétrico, é desejado que haja uma inflexibilidade operativa para as usinas. Esta interação deve ser feita de forma a facilitar o fornecimento de combustível, e não atrapalhá-lo. Por exemplo, para as usinas a carvão mineral importado (combustível amplamente disponível no mercado mundial), é interessante concentrar a produção inflexível no período seco, pois isso otimiza a operação energética brasileira e também cria demanda para os produtores em período de baixa demanda no mercado mundial, devido ao verão no hemisfério norte. Raciocínio semelhante se aplica ao mercado de Gás Natural Liquefeito. Neste contexto, o principal objetivo deste trabalho é desenvolver uma metodologia de alocação da inflexibilidade que valorize de forma mais precisa seu valor agregado ao SIN, que promova uma interação mais eficiente entre produtores de combustível e Setor Elétrico, e que também respeite as características técnicas das unidades de geração. Para tanto, desenvolveu-se uma heurística de alocação da inflexibilidade que primeiro considera um perfil preferencial de alocação, e depois, dependendo do cenário energético, aloca a inflexibilidade prioritariamente de acordo com a necessidade do sistema. A heurística desenvolvida é simulada em séries hidrológicas e a produção de energia resultante é utilizada no cálculo dos parâmetros utilizados nos Leilões de Energia Nova (CEC, COP e Garantia Física). Os resultados alcançados são comparados com a metodologia vigente, apresentando-se a robustez do método desenvolvido e sua adequação para aplicação em futuros Leilões. A próxima seção descreve os parâmetros energéticos que caracterizam um projeto termoelétrico, incluindo o cálculo da Garantia Física e o cálculo do CEC e do COP. Na seqüência apresenta-se a metodologia desenvolvida para a alocação da geração inflexível e sua aplicação no cálculo do CEC, do COP e da Garantia Física. Apresentam-se então os resultados que seriam atingidos com a metodologia vigente e com a metodologia proposta, medindo-se o impacto sobre a viabilidade dos projetos através da Receita Fixa do empreendedor. O artigo é finalizado com alguns comentários sobre os resultados, sobre a aplicabilidade do modelo proposto e eventuais refinamentos futuros. II. METODOLOGIA ATUAL DE PRECIFICAÇÃO Dentre os parâmetros energéticos que caracterizam uma usina termoelétrica, alguns definem de forma decisiva sua competitividade em um Leilão de Energia Nova: Combustível: o tipo de combustível utilizado pela planta determina o Preço de Referência e a Regra de Atualização deste preço para efeito de ressarcimento do custo incorrido quando a usina é despachada. Incompatibilidades entre a Regra de Atualização da EPE e a Regra de Atualização efetiva utilizada pelo contrato de combustível podem expor o projeto a riscos não-gerenciáveis que precisam ser quantificados com relativa precisão, pois podem no limite inviabilizá-lo. Potência (Pot): corresponde à sua Potência Nominal total ou, no caso de ampliação ou repotenciação de empreendimento existente, corresponde à Potência Nominal existente. Assim o valor da Potência Instalada é base para o cálculo da Garantia Física TEIF e IP: são as taxas de indisponibilidade forçada e de indisponibilidade programada que a planta apresentar quando entrar em operação, impactando o cálculo da Garantia Física e também toda a vida do projeto, uma vez que desempenhos inferiores podem determinar, em casos extremos, a rescisão dos contratos de venda de energia. Fator de Capacidade Máximo (FC máx ): corresponde a um fator que, quando multiplicado pela Potência (Pot), fornece a potência máxima contínua. Essa potência contínua, quando multiplicada pelas disponibilidades, fornece a potência disponível para fins de modelagem energética. Essa influencia de forma direta o cálculo da Garantia Física e dos valores de CEC+COP Custo Variável de Operação e Manutenção (C O&M ): corresponde à parcela do Custo Variável Unitário (CVU), em R$/MWh, vinculada aos demais custos variáveis, informada pelo agente à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) Custo do Combustível (C COMB ): corresponde à parcela vinculada ao custo do combustível destinado à geração de energia flexível em R$/MWh. Custo Variável Unitário (CVU): corresponde à soma entre C O&M e C COMB. Fator i: relacionado com a parcela do Custo do Combustível (Ccomb). A determinação do Fator i deve considerar, a critério do empreendedor, o preço do combustível e sua relação com o preço de referência definidos pela EPE, a eficiência da geração da usina, custos das perdas, e outros fato-

3 res. Com base nestes parâmetros calcula-se a produção da usina dependendo da situação energética. Se o Custo Marginal de Operação (CMO) é inferior ao CVU da usina, a geração da usina (G) é nula ou, de acordo com a metodologia vigente, igual à sua Geração Inflexível (G INF ). Caso contrário, a usina é despachada na sua disponibilidade (P DISP ). Matematicamente, para o mês m do ano i tem-se: Se CMO m,i < CVU: (1) sendo: Caso contrário: (2) ( ) ( ) (3) Esta premissa de despacho mínimo igual à geração inflexível é utilizada no cálculo da Garantia Física e também no cálculo dos CEC (valor econômico do custo esperado de curto prazo) e do COP (valor esperado do custo de operação). Basicamente, ela determina que a usina sempre estará produzindo, seja porque está despachada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para produzir a sua disponibilidade, ou porque está a produzir sua inflexibilidade operativa. No exemplo apresentado na Figura 1, para os intervalos de tempo de 7 a 11, o CMO é maior ou igual ao CVU da usina termoelétrica. Nestes meses, a usina é despachada em sua disponibilidade. Esta condição faz todo o sentido, pois economicamente é interessante a usina produzir quando seu custo é inferior ao custo da fonte marginal que está a atender o consumo do sistema. Nos demais meses, o CVU é superior ao CMO, ou seja, a usina é cara em relação às demais fontes que estão a atender o consumo. Nesta situação, é mais econômico que a usina fique desligada. No entanto, como há inflexibilidade, a produção da usina não é nula, mas sim igual à geração inflexível. De acordo a metodologia vigente, a produção anual é superior a Geração Inflexível sempre que há despacho pelo ONS em pelo menos um mês. Esta elevação de produção termoelétrica pode não ser economicamente interessante. No exemplo apresentado, no mês 4 o CMO é nulo e pode estar havendo vertimento turbinável nas usinas hidroelétricas, o que deveria determinar uso nulo das termoelétricas. No entanto, a metodologia vigente não enxerga esta inconsistência econômica e considera o despacho da usina igual à sua inflexibilidade. Ademais, conforme já mencionado, conclui-se também que esta metodologia de precificação contradiz a Resolução Normativa ANEEL nº 179/2005 Erro! Fonte de referência não encontrada., que determina que a inflexibilidade deve ser alocada de acordo com a necessidade de otimizar a operação energética do SIN. Figura 1 Ilustração do Cálculo do Despacho. Outra preocupação refere-se à própria natureza técnica da usina. Normalmente, usinas termoelétricas eficientes e de grande porte são projetadas para ter rendimento máximo na condição de carga máxima. Na maioria dos casos, elas nem operam em situações de despacho com carga inferior à carga máxima. Logo, a metodologia atual despreza esta característica técnica e supõe que a usina será despachada todos os meses em um valor médio igual ao seu contrato de combustível sua inflexibilidade anual. Ainda que a usina pudesse ser despachada somente por alguns dias em sua capacidade máxima para que a média mensal fosse igual à inflexibilidade, ainda assim haveria perda de produtividade e desgaste dos equipamentos com o aumento do número de arranques e desligamentos [7]. Tais inobservâncias de critérios básicos econômicos e técnicos acabam por distorcer o processo de precificação da energia nos Leilões de Energia Nova. Esta constatação pode ser comprovada pela dependência que o ICB possui dos valores de CEC, COP e Garantia Física, todos altamente dependentes da geração de energia utilizada nas simulações e, consequentemente, do tratamento dado à geração inflexível. Esquematicamente, este processo é ilustrado na Figura 2. Mediante estas constatações elaborou-se uma proposta de tratamento da geração inflexível que é apresentada a seguir. III. METODOLOGIA PROPOSTA DE PRECIFICAÇÃO A metodologia proposta possui como objetivo observar critérios de otimização energética na alocação da geração inflexível, respeitando ainda as condições de operação das usinas termoelétricas. A metodologia pode ser resumida nos seguintes passos: 1. Avalia-se o perfil médio mensal dos cenários de CMO a serem utilizados no cálculo do CEC+COP, determinando-se o Perfil Prioritário de Alocação da Inflexibilidade PPAI. 2. Com base na inflexibilidade anual, determina-se o Número de Meses equivalentes da Inflexibilidade Anual NMIA. 3. Para cada série de vazão, para cada ano: a. Determina-se o despacho da usina para os meses anteriores ao PPAI. b. Contabiliza-se a energia do item (a) como energia para atender à inflexibilidade.

4 c. Se ainda houver inflexibilidade anual a ser produzida, ela é alocada no PPAI. Como exemplo da metodologia proposta, utilizando os cenários de CMO do último Leilão de Energia Nova, obtémse a curva de prioridades de alocação da inflexibilidade apresentada na Figura 3. Observa-se que a inflexibilidade deve ser alocada prioritariamente em outubro, novembro, setembro, agosto, julho, junho, dezembro e depois abril, março, fevereiro e janeiro. Os meses iniciais são os de maior CMO, enquanto os finais, por terem valores muito semelhantes, buscam minimizar o número de arranques da usina e a prioridade é estabelecida de forma regressiva de maio a janeiro. Se uma usina possuir inflexibilidade de 30%, isso significa que ela deverá gerar sua capacidade em 109,5 dias por ano. De acordo com o PPAI, a geração se dará com 31 dias em outubro, 30 em novembro, 30 em setembro e 18,5 dias em agosto. Este é o perfil preferencial, mas se CMOs elevados ocorrem no início do ano, as produções de energia serão contabilizadas inicialmente como geração inflexível. Para ilustrar o resultado prático da metodologia proposta, a Figura 4 apresenta, para um cenário de CMOs baixos, a alocação de uma inflexibilidade de 30% para uma usina termoelétrica de 100MW de capacidade, disponibilidade de 95,1MWm e CVU de R$90,3/MWh, de acordo com o PPAI apresentado (metodologia proposta) e de acordo com a metodologia atual. usinas operariam em uma carga reduzida ou, caso isso seja impossível, operarão a plena carga durante alguns dias do mês (o que é ruim, pois arranques e desligamentos desgastam os equipamentos). Para a metodologia proposta, a usina opera a plena carga sempre, devendo ser calibrada a data de início de despacho em agosto, de modo que a produção média deste mês seja 56,9MWm. Na Figura 5 apresenta-se outro exemplo, em um cenário de CMO mais elevado. Neste caso, no início do ano, como a usina seria despachada por ordem de mérito de custo de janeiro a março, esta produção é contabilizada pela metodologia proposta como geração inflexível. De abril a junho, a usina fica desligada pela metodologia proposta e inicia produção novamente em julho, inicialmente por inflexibilidade e depois por ordem de mérito, assim permanecendo até dezembro. Pela metodologia atual, de janeiro a março e de julho a dezembro a produção se daria por ordem de mérito, e de abril a junho a produção seria inflexível. Importante observar que a geração por ordem de mérito é custeada de forma adicional pelo consumidor, como Receita Variável, enquanto a geração por inflexibilidade está incluída na Receita Fixa. Assim, comparando as figuras, constatase que a metodologia proposta aproveita melhor o custo de combustível já incluído na Receita Fixa, trabalhando em favor da promoção da Modicidade Tarifária. Por fim, a metodologia proposta também é mais aderente em termos de adequar a produção da usina às suas características técnicas dos empreendimentos, despachando-os sempre em capacidade máxima e evitando arranques e desligamentos. Figura 2 Dependência do ICB em relação à inflexibilidade. Figura 4 Aplicação da Metodologia Proposta (CMO Baixo). Figura 3 Determinação do Perfil Prioritário de Alocação da Inflexibilidade PPAI. Observa-se que a metodologia atual aloca uma inflexibilidade de 28,5MWm em todos os meses, independentemente dos valores de CMO. A metodologia proposta, no entanto, aloca a inflexibilidade de acordo com o PPAI calculado com base nos cenários de CMO. Para a metodologia atual, as Figura 5 Aplicação da Metodologia Proposta (CMO Alto).

5 Embora as vantagens da metodologia proposta sejam evidentes, há dificuldades técnicas em sua implantação, pois o modelo NEWAVE não consegue realizar o despacho da inflexibilidade da forma proposta, gerando desvios tanto no cálculo da Garantia Física quando no cálculo do CEC+COP. Nas próximas seções apresentamos uma forma de superar estas dificuldades dos modelos computacionais. A. Cálculo da Garantia Física O cálculo da Garantia Física é descrito em detalhes na Portaria MME nº 258/2008 Erro! Fonte de referência não encontrada.. Para as usinas termoelétricas, a Garantia Física é calculada em condições de despacho nas quais a carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) determina para o parque gerador um CMO médio igual ao Custo Marginal de Expansão (CME). A Garantia Física de uma usina termoelétrica corresponde à média ponderada da sua produção pelo Custo Marginal de Operação do Sistema, pelas seguintes equações: ( ) ( ) ( ) (4) ( ) ( ) ( ) ( ( ) ( )) ( sendo: ccrítica s = carga do subsistema s, ajustada de acordo com os critérios de garantia de suprimento. i = mês; j = ano; k = série; t = usina termoelétrica. s = subsistema; nss = número de subsistemas. gh = geração hidroelétrica total. gt = geração termoelétrica total. cmo = custo marginal de operação. nt(s) = número de termoelétricas do subsistema s. ET = Oferta Termoelétrica. FT = Fator Termoelétrico. A geração termoelétrica, gt, é igual à disponibilidade da usina (se CMO CVU), ou igual à inflexibilidade, nos demais casos. Para implementar a metodologia proposta, precisar-se-ia considerar que a inserção de uma usina termoelétrica não deve alterar de forma significativa os CMOs utilizados no cálculo da Garantia Física. Assim, calcular-se-ia o despacho da usina pela metodologia proposta e posteriormente seria calculado o valor de FT(t,s) considerando o resultado deste cálculo. Outra alternativa seria alterar o modelo NEWAVE para incorporar esta lógica de despacho de usinas inflexíveis, mas isso seria bem menos operacionalizável. B. Cálculo do COP e do CEC O cálculo do CEC e do COP é descrito com detalhes em Notas Técnicas da EPE [8]. Para que o cálculo do CEC+COP possa ser realizado é necessária a definição de várias séries de CMO (5 ou 10 anos de duração), que são o (5) reflexo da operação do SIN de acordo com diferentes séries de ENA, possuindo ainda como condição implícita um cenário de referência para as usinas pertencentes ao SIN. Para cada mês i de cada ano j do período de estudo, para cada série k de ENA, o cálculo do CEC e do COP é realizado de acordo com os seguintes passos: PASSO 1 Cálculo da Geração de Energia: Se CMO i,j,k,s CVUt: Geração igual à disponibilidade da usina. Caso contrário: Geração igual à inflexibilidade (pode ser o valor da metodologia atual ou da proposta). PASSO 2 Cálculo do PLD de cada Período: Se CMO i,j,k,s > PLD máx : PLD i, j,k,s = PLD máx ; Se CMO i,j,k,s < PLD mín : PLD i, j,k,s = PLD min Caso contrário: PLD i, j,k,s = CMO i, j,k,s PASSO 3 Custo de Operação, COP i,j,k,t, e Custo de Exposição ao Mercado de Curto Prazo, CEC i,j,k,t : PASSO 4 COP e CEC, em R$/ano: ( ) (6) ( ) (7) ( ) (8) ( ) (9) Deste modo, o COP e o CEC correspondem a valores esperados do Custo de Operação e do Custo das Exposições ao Mercado de Curto Prazo do projeto. A metodologia proposta interfere nesta metodologia alterando o valor da inflexibilidade calculada para cada mês, ano e série. Pela metodologia atual, o valor da inflexibilidade é constante; pela metodologia proposta, o valor da inflexibilidade varia por mês e por série. Ademais, a metodologia proposta pode ainda interferir na Garantia Física, caso o perfil diferenciado de inflexibilidade seja adotado. IV. RESULTADOS Para avaliar os impactos da Metodologia Proposta, simula-se a aplicação da metodologia proposta para níveis de inflexibilidade de 0%, 30%, 50%, 70% e 100%, comparando os resultados com os da Metodologia Atual. Os parâmetros avaliados são a Geração Flexível, o CEC+COP e a Receita

6 Fixa supondo um ICB de R$139,00/MWh. Na Figura 6 os resultados são apresentados realizando alterações somente no cálculo de CEC+COP, mantendo o tratamento da inflexibilidade utilizado no cálculo da Garantia Física. De forma a validar a sanidade da metodologia, é importante observar que para os casos extremos, de inflexibilidade 0% e 100%, não há diferença entre as metodologias. Ou seja, quando não há inflexibilidade, ou quando a inflexibilidade é total, a Metodologia Proposta não provoca mudanças. No entanto, para os casos intermediários, observa-se que a Metodologia Proposta reduz a geração flexível, pois pela proposição, parte dela é utilizada como Geração Inflexível. Isso reduz a parcela de custos assumida pelo consumidor (CEC+COP) e permite que os empreendedores tenham uma Receita Fixa maior para as mesmas condições de oferta no leilão. do CEC+COP. V. CONCLUSÕES Este artigo apresentou uma metodologia alternativa para a contabilização da geração inflexível de uma usina termoelétrica participante de um Leilão de Energia Nova. A Metodologia Proposta atua de modo a alocar a geração inflexível de forma preferencial em meses em que se espera que ela seja mais benéfica economicamente à operação do Sistema Interligado Nacio nal. Além disso, quando são observados meses em que a produção da usina é necessária, antes dos meses preferenciais, a produção da usina é contabilizada inicialmente como geração inflexível. Este procedimento, inclusive, aproxima o tratamento da geração inflexível nos leilões aos procedimentos operacionais efetivamente implementados pelo Setor Elétrico Brasileiro. Figura 6 Resultados para a Metodologia Proposta (sem alteração no cálculo da Garantia Física). De forma geral, a Metodologia Proposta contribui para a modicidade tarifária, pois em mesmas condições de leilão, a alteração da forma de contabilizar os efeitos da inflexibilidade permite ofertas de preço nos leilões com reduções de 2% a 3%. Na Figura 7 apresentam-se resultados semelhantes, porém nestes casos a Garantia Física foi calculada incorporando os efeitos da Metodologia Proposta no cálculo da inflexibilidade. De forma geral, observam-se os mesmos impactos: (i) a Geração Flexível reduz-se; (ii) o custo percebido pelo consumidor para a operação da usina (CEC+COP) reduz-se; e (iii) a Receita Fixa eleva-se. Os impactos são da mesma ordem de grandeza, de 2% a 3%. Conclui-se assim que a alteração no cálculo da Garantia Física, apesar de metodológica e computacionalmente complexa, traz pouco impacto no resultado. Assim, a Metodologia Proposta pode trazer os benefícios a que se propõe somente com alterações nas simulações utilizadas no cálculo Figura 7 Resultados para a Metodologia Proposta (com alteração no cálculo da Garantia Física). Os resultados apresentados mostram que o impacto da Metodologia Proposta se resume a uma potencial redução no custo da energia de 2% a 3%, dependendo do nível de inflexibilidade. Ressalta-se que o tema é prioritário e relevante para o Brasil, pois a expansão das usinas hidroelétricas a fio d água já demanda produção termoelétrica por praticamente todo o período seco (maio a outubro). Assim, as usinas termoelétricas inflexíveis apresentam-se como necessárias à segurança energética e investir em metodologias que melhorem esta precificação é uma necessidade premente. VI. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] MME, "O Novo Modelo do Setor Elétrico," Ministério de Minas e Energia, Brasília, julho de 2003.

7 [2] D. Rosi, D. Silva Filho, and M. N. Itkes, "Competição Artificial nos Leilões de Energia Nova," in XVII SNPTEE - Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Recife, PE, [3] MME, "Portaria 258, de 28 de julho de 2008," Ministério de Minas e Energia, Brasília, DF2008. [4] EPE. (2010). Empresa de Pesquisa Energética. Available: [5] MME, "Portaria 42, de 1 de março de 2007," Ministério de Minas e Energia, Brasília, DF2007. [6] MME, "Portaria 46, de 9 de março de 2007," Ministério de Minas e Energia, Brasília, DF2007. [7] V. Krishna, Auction theory, 2nd ed. Burlington, MA: Academic Press/Elsevier, [8] EPE, "Nota Técnica EPE-DEE-RE-022/2011-r3: Parcela da Receita Fixa Vinculada ao Custo de Combustível na Geração de Energia Inflexível de Empreendimentos Termelétricos," Empresa de Pesquisa Energética, Rio de Janeiro, RJ, 2011.