XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA GRUPO VII GRUPO DE ESTUDO DE PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS - GPL

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1 XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Versão a 25 Novembro de 2009 Recife - PE GRUPO VII GRUPO DE ESTUDO DE PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS - GPL USINAS TERMELÉTRICAS NO MODELO DE LEILÕES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO UMA ANÁLISE DE RISCOS T.M. Prandini R. Savoia F.R.V. Moreira J.C.O. Mello(*) Andrade & Canellas Energia RESUMO Os Leilões de Energia Nova (LEN) buscam atender o mercado regulado (ACR) concomitantemente com a expansão para o SIN. A contratação no LEN tem sido efetuada por contratos de quantidade para Hidrelétricas e por disponibilidade para Termelétricas. Para uniformizar a comparação de projetos na modalidade disponibilidade versus quantidade, criou-se o Índice de Custo Benefício (ICB) que reflete a composição dos preços esperados para o comprador. Este artigo investiga riscos para investidores em projetos de Termelétricas na especificação do custo variável unitário (CVU) que é componente do ICB na competição do leilão e fator fundamental para a performance financeira do projeto. PALAVRAS-CHAVE Geração, Novas Usinas Termelétricas, Leilão de Energia Nova, Modelagem Estocástica, Risco INTRODUÇÃO No modelo do setor elétrico brasileiro até a década de 90 a expansão com a energia hidráulica sempre foi prioritária e não existia a competição com a energia térmica que aparecia apenas como complementar. Numa conjuntura onde o sistema era predominantemente hidráulico, as poucas usinas termelétricas existentes funcionavam apenas como uma reserva estratégica para a segurança. Além disso, o baixo preço da energia hidráulica tornava a energia térmica muito pouco atraente do ponto de vista de um planejamento centralizado, uma vez que o interesse era um aproveitamento ótimo da capacidade geradora existente ao menor custo possível para o consumidor, o que implicava no despacho das hidráulicas predominantemente. Ultimamente as condições de contorno do SIN estão bastante alteradas e o controle de estoque de energia renovável hidrelétrica é realizado pelo ONS. O problema que se apresenta é conceitualmente simples, pois a incidência de chuvas ( combustível novo das hidrelétricas) é uma variável a ser prevista com antecedência; existem estações chuvosas distintas no território nacional; as usinas possuem capacidades de armazenamento distintos nos grandes reservatórios versus as fio d água e a utilização do parque térmico disponível é uma variável de controle do processo ( seguro ). Não obstante a complexidade do controle do estoque das usinas hidrelétricas existe outra meta desafiadora no escopo legal do ONS que é atender o mercado na forma mais econômica. Desta forma o operador está sempre fazendo o melhor balanço frente ao mercado entre o estoque de energia renovável com baixo custo operativo, que são as hidrelétricas, e a utilização das usinas térmicas que possuem um custo (*) Rua Alexandre Dumas, º andar. - CEP São Paulo - SP - BRASIL Tel.: (+55 11) Fax: (+55 11) jmello@acenergia.com.br

2 2 operativo mais acentuado. A meta é manter a segurança no atendimento com o menor custo possível para o usuário final, os consumidores. As variáveis que estão sob um controle mais próximo do ONS são as chamadas gerações controláveis. Neste ponto é possível apontar que, as gerações mais apropriadas são as hidrelétricas, com seu estoque nos reservatórios, as térmicas a gás natural, dentro dos limites dos contratos de suprimento do combustível, e as flexíveis com óleo combustível ou diesel. As demais são pouco controláveis e quase não sofrem variações por decisão do ONS ao longo da operação do sistema no tempo real. O fato é que entre estas gerações térmicas controláveis, além de possuírem volumes envolvidos bem distintos, apresentam diferenças importantes no custo variável unitário (CVU), que o custo operativo para despachá-las. As térmicas a gás natural apresentam CVU entre 100 e 200 R$/MWh, aquelas com óleo combustível entre 300 e 500 R$/MWh e as de óleo diesel entre 500 e 800 R$/MWh, todos referenciados a Junho de A gestão do ONS tem sido cada vez mais complexa tendo em vista que o estoque regulador das hidrelétricas está se esgotando e sua capacidade de controle depende cada vez mais das térmicas. Este efeito é uma conseqüência do uso dos melhores aproveitamentos no passado e uma evolução das restrições ambientais para áreas alagadas dos reservatórios. Para se ter uma idéia a maior capacidade de armazenamento do sistema é na região Sudeste com cerca de 70, que hoje possui terras com maior valor e melhor utilização, o que impede o alagamento de grandes áreas. Na nova fronteira que é a Amazônia, o resultado tem sido o mesmo por razões de preservação da floresta, que estaria submetida a um alagamento mais extenso pelas características do relevo da região. Desta forma o novo modus operandi do sistema é contar cada vez mais com o parque térmico para conseguir suportar as variações hidrológicas da natureza. A Figura 1 ilustra o efeito da evolução do volume disponível para armazenamento no sistema brasileiro frente a sua capacidade instalada. Com esta comparação é possível notar a agregação paulatina de volume das 13 maiores usinas com reservatórios na década de 70 e 80, e o crescimento mais tímido nos últimos anos, levando o sistema a uma coincidência de tendência do volume e da capacidade ao final da última década. Na Figura 1 é fácil perceber que o crescimento da última década é apenas na potência instalada, o que representa a entrada mais maciça de hidrelétricas sem capacidade de armazenamento. Uma medida desta dificuldade cada vez mais crescente é que 15 anos atrás era possível afirmar que os reservatórios brasileiros tinham uma capacidade de regularização de 2 anos, ou seja, poderiam suportar estações hidrológicas rigorosas e atender o mercado por este período. Atualmente esta capacidade se limita a algo em torno de 6 meses, sem contar com a Figura 2 Evolução da Participação Termelétrica na Produção de Energia Elétrica (fonte BEN 2007) Figura 1 Evolução do Volume Útil e Potência Instalada das Hidráulicas (fonte ONS) de Termeletricidade na Capacidade energia das termelétricas. Evidentemente as termelétricas adquiriram um valor inestimável para o operador e para o controle da segurança do sistema. A Figura 2 ilustra a evolução da participação da capacidade térmica, onde nota-se claramente um crescimento significativo das termelétricas na matriz brasileira de produção de energia elétrica. Este efeito foi mais presente com o aumento do novo insumo gás natural, seja pela produção nacional, ou pela importação, principalmente através do gasoduto Brasil-Bolívia (GASBOL). Tendo em vista o aumento da importância das termelétricas na operação do SIN foram criadas novas práticas competitivas para que os novos projetos pudessem ser agregados ao SIN. A partir da reforma do setor elétrico iniciada em meados da década de 90, a idéia da competição pelo mercado estava fundamentada na criação das condições de venda de projetos ao mercado cativo nas distribuidoras ou diretamente no livre. Para os projetos termelétricos havia algumas regras de repasse com preço-teto. Naquele momento também foi criado o

3 3 Programa Prioritário Termelétrico (PPT) para incentivar os novos projetos com condições especiais nos contratos de fornecimento de combustíveis. O crescimento verificado na Figura 2 são as térmicas do PPT que entraram em volume menor que o esperado e num prazo bem mais longo. A forma de condução da competição pelo mercado se mostrou inadequada para a segurança do sistema com os atrasos recorrentes de projetos e a não contratação antecipada pelo mercado. Estava quebrado o circulo virtuoso para o financiamento do setor e os projetos não aconteceram no tempo e na hora. A crise causada pelo racionamento de 2001 deu a correta dimensão deste problema. Como resultado houve uma mudança de critério do poder concedente criando os princípios de uma competição para o mercado. O mercado regulado se pronuncia com antecedência e os projetos devem aparecer para cobrir esta necessidade através de licitações públicas. No modelo do setor elétrico brasileiro, em vigor desde 2004, os Leilões de Energia Nova são o instrumento utilizado para prover aumento da oferta de energia para o mercado regulado ACR. Enquanto a oferta de projetos hidrelétricos é de responsabilidade do poder concedente através do Ministério das Minas e Energia, a seleção e oferta de novas termelétricas é uma decisão puramente empresarial e leva em consideração uma série de fatores. Entre esses aspectos figuram alguns aspectos de risco decorrentes especificamente da metodologia dos Leilões envolvendo os projetos termelétricos. Os contratos de disponibilidade de energia para as novas usinas Termelétricas prevêem a oferta de uma receita fixa (RF) e de um custo operacional que será coberto pelo comprador ACR apenas na condição em que o projeto for despachado pelo ONS. Esta prática foi introduzida pela regulamentação com o objetivo de reduzir ao máximo os riscos da hidrologia para os projetos térmicos fazendo com que o mercado comprador assuma este risco de forma compartilhada. A definição do custo de operação ideal para a competição e para a vida do projeto é o único risco inerente ao investidor. Para a comparação dos projetos na modalidade de disponibilidade de energia versus aqueles da na modalidade quantidade que ofertam o preço final em R$/MWh, foi criado o Índice de Custo Benefício (ICB). Este busca refletir a composição dos preços futuros esperados para o comprador ACR oriundos da usinas termoelétricas uqe competem no LEN. Este artigo tem por objetivo investigar os riscos envolvidos para os investidores em projetos de Termelétricas na especificação do seu custo variável unitário (CVU) e o chamado fator i, fator de correção do combustível, que são componentes do ICB na competição do leilão e são fatores fundamentais para a vida econômica e financeira do projeto ao longo de sua operação. Um caso prático de análise de sensibilidade para se determinar o impacto que as variáveis do modelo exercem na atratividade (TIR) do empreendimento e seu impacto no planejamento setorial é oferecido PROCEDIMENTO DE ESTUDO 2.1 Leilões de Energia Nova De acordo com a regulamentação do novo modelo setorial, os leilões de energia nova (LEN) são realizados para atendimento da expansão do sistema. Pelo mandato legal são necessários ao menos dois LEN a cada ano, sendo um deles de categoria A-3 (licitação com três anos de antecedência em relação à entrada em operação) e o outro de categoria A-5 (licitação com cinco anos de antecedência em relação à entrada em operação). Outros LEN podem acontecer para dar suporte aos projetos estruturantes, como os das usinas do Rio Madeira, ou para segmentos específicos, como o de fontes alternativas em No leilão de energia o ICB é calculado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) com base em diversas informações submetidas pelo empreendedor. Entre as informações fornecidas pelo investidor encontram-se parâmetros do fator i. Embora a metodologia estabelecida pela EPE considere-o somente um fator de conversão, na realidade seus parâmetros estão sujeitos a assunção de riscos pelo empreendedor. Dessa forma existe uma análise dos riscos envolvidos na especificação do fator, pois este permanecerá invariável por toda a vigência do contrato e será determinante na obtenção do valor do ICB. A especificação do fator de conversão i pelo agente afeta diretamente o cálculo do CVU da usina, que determinará se a usina será despachada acima de sua inflexibilidade ou não. O CVU, por sua vez, afeta diretamente o cálculo do Custo de Operação (COP) da usina, que, por sua vez, é um dos componentes do ICB. Entre variáveis embutidas no fator i encontram-se, por exemplo, impostos incidentes no custo de combustível da usina, perdas na rede elétrica, entre outras. Na prática real de determinação do fator i, os empreendedores deparam-se, também como exemplo, com a possibilidade de isenção parcial ou total de impostos (um dos fatores para determinação da localização do empreendimento) que não é uma certeza antes do leilão, mas podem apresentar impacto significativo nos parâmetros de rentabilidade e de competitividade do empreendimento Simulação dos Efeitos dos Preços de Curto-Prazo nas Decisões de Longo Prazo O planejamento da operação elaborado pelo Operador Nacional do Sistema ONS visa determinar o montante de geração de cada usina em intervalos de tempo definidos. O despacho da geração é realizado pelo ONS com base no cálculo do Custo Marginal de Operação (CMO) do sistema. As metas de geração são estabelecidas com o objetivo de minimizar o valor esperado do CMO ao do horizonte de planejamento da operação. Assim, o CMO é calculado pelo ONS e é o parâmetro para a decisão de despacho do sistema. O Preço de Liquidação de

4 4 Diferenças (PLD), utilizado para valorar a energia de curto-prazo na CCEE, também é definido com base no CMO, porém este sendo calculado pela CCEE com alguns ajustes em relação ao CMO definido pelo ONS. Os modelos utilizados na determinação do CMO & PLD pela CCEE são os mesmos adotados pelo ONS, sendo também utilizados os mesmos dados exceto as restrições de transmissão internas aos submercados e as unidades térmicas em teste. As restrições internas aos submercados são retiradas dos dados para que a energia comercializada seja tratada igualmente disponível em todos os seus pontos de consumo. O processo completo de cálculo do CMO consiste na utilização em cadeia dos modelos NEWAVE e DECOMP que produz como resultado o CMO de cada submercado. O NEWAVE é um modelo de otimização para o planejamento de médio prazo (até 5 anos). Seu objetivo é determinar a estratégia de geração hidráulica e térmica em cada estágio, que minimiza o valor esperado do custo de operação para todo o período de planejamento. Um dos principais resultados desse modelo são as funções de custo futuro, que traduzem para os modelos de outras etapas de mais curto prazo, o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. Neste modelo são considerados os limites de intercâmbio entre os submercados. As estimativas futuras de PLD na CCEE são obtidas em consonância com as diretrizes estabelecidas nas Regras e os Procedimentos de Mercado aprovados. A prática de mercado não considera o cálculo de preços semanais, e para esta análise de estimativas futuras são realizadas apenas análises com discretização mensal. As incertezas são muito grandes para uma simulação semanal confiável, dado que conforme os procedimentos de rede do ONS, os dados de entrada do modelo são ajustados com uma alta freqüência. O programa utilizado para esta avaliação de preços é o NEWAVE, programa oficial da cadeia de programas de cálculo de preços na CCEE. A utilização de um programa como o NEWAVE, com menor nível de detalhamento do sistema e com um número de cenários de investigação maior, tem sido uma praxe no mercado. A expectativa de PLD futuro é então determinada com base no CMO, limitado por um preço máximo e por um preço mínimo vigente para cada período de apuração e para cada submercado, pelo qual é valorada a energia comercializada no curto prazo. Estas expectativas do PLD futuro nos próximos 10 anos são utilizadas para o cálculo do COP e CEC que compõem o ICB. A partir das condições de atendimento ao mercado do Sistema Interligado Nacional (SIN) para as 2000 séries sintéticas de energias afluentes, na visão da EPE e de acordo com o Plano Decenal de Energia Elétrica (PDEE) do ano corrente, calcula-se a distribuição de PLD futuros nos submercados através dos seguintes passos: (i) Obtenção dos preços de liquidação de diferenças (PLD) da CCEE, através dos custos mensais de operação (CMO) obtidos no modelo NEWAVE, no período futuro de interesse, dado em R$/MWh, e considerando os limites mínimo e máximo para o preço PLD da CCEE; (ii) Os valores são calculados por mês do período de interesse refletindo uma média dos valores semanais a serem alocados em cada mês; (iii) Montagem da distribuição de probabilidade por mês associada ao PLD da CCEE obtido com apoio do programa NEWAVE. De posse das previsões futuras do PLD, os investidores podem fazer suas avaliações do ICB para a competição no LEN e do efeito do PLD futuro no fluxo de caixa esperado do novo empreendimento. O mercado reconhecer que a prática de previsão é uma sistemática técnica com uma série de fatores que podem alterar as expectativas do PLD. Quanto mais a previsão se afasta do momento inicial da simulação maiores são as incertezas e pior é a qualidade da estimativa. Existem fatores endógenos, como a hidrologia, que são conhecidos como importantes e são modelados na simulação. Este é um fator que possui uma modelagem criteriosa, fruto da longa experiência do setor nacional, e ainda sofre um processo de acompanhamento contínuo no ONS. Existem fatores exógenos, que também são importantes, e por isso seguem procedimentos para consolidação das premissas na simulação oficial do ONS e da EPE. Estes fatores incluem a nova oferta no prazo, com controle da fiscalização da ANEEL, que pode ser proveniente de um atraso na construção e/ou de licenças ambientais atrasadas. O crescimento do mercado também é adotado com critérios pelo ONS em conjunto com a EPE Formulação das Alternativas: Nos LEN realizados anualmente no novo modelo do setor elétrico brasileiro, as usinas termelétricas precisam determinar um índice de custo benefício (ICB) que será utilizado para a ordenação econômica dos empreendimentos. O ICB é importante, pois servirá como critério de contratação dos leilões de energia nova na modalidade disponibilidade de energia elétrica. Nessa modalidade, ressalta-se que os riscos decorrentes da variação da produção da termoelétrica com relação à sua garantia física são alocados aos agentes distribuidores e repassados aos consumidores regulados através da parcela A (custos não gerenciáveis). Para efeito de cálculo do ICB, adota-se o mesmo critério de despacho das usinas termelétricas usado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), tendo em vista a otimização da operação energética integrada do SIN, conforme definido nos Procedimentos de Rede, aprovados pela ANEEL. Os dados utilizados em cada LEN são definidos pelo processo de licitação e usualmente se adota os dados da EPE constantes no PDEE. Para efeito de um projeto de uma Usina Termelétrica no SIN, segundo o ONS, esta pode gerar acima de sua inflexibilidade declarada nas situações abaixo: Por razões energéticas, quando o CMO for maior que seu custo variável (CVU);

5 5 Por razões elétricas, devido a alguma necessidade do sistema de transmissão, ou por determinação do comitê de monitoramento do setor elétrico (CMSE) por questões de segurança do SIN, quando então faz jus a receber Encargos por Serviços ao Sistema. A regra de despacho mensal simulada no cálculo do ICB para os próximos 10 anos do planejamento é a regra válida para encontrar o despacho ótimo por razões energéticas, sendo assim o despacho das usinas será o seguinte: Quando seu custo variável unitário (CVU) for inferior ao CMO, a usina estará despachada no limite de sua disponibilidade; Caso contrário, a usina irá gerar o equivalente à sua inflexibilidade. Para efetuar o cálculo do CVU (custo variável unitário), deve-se utilizar a seguinte fórmula: CVU = C comb, M + C O&M onde: C comb, M = i x P v x e v e define-se: M P v e v i Mês em que ocorre o despacho de geração da parte flexível da termelétrica; Preço médio de referência do combustível vinculado ao CVU; Taxa de câmbio média de venda do dólar americano divulgada pelo BACEN do mês M-1 em R$/US$; Fator de conversão, informado pelo agente, que constará do contrato com o ACR (CCEAR) e permanecerá invariável por toda a vigência do contrato, usado na transformação do preço do combustível em R$/MWh Uma análise dimensional da equação nos mostra que C comb, M R$ MMBtu = i. e MWh MWh V R$. P US$ V US$ MMBtu Essa análise nos mostra que o i é apenas um fator de conversão, sendo assim o mesmo pode ser calculado isolando-o dos outros termos: C i = e. P comb, M V V A especificação do fator de conversão i pelo agente afeta diretamente o cálculo do CVU da usina, que determinará se a usina será despachada acima de sua inflexibilidade ou não. O CVU, por sua vez, afeta o cálculo do COP Custo Variável de Operação, que, para cada cenário e mês, é calculado conforme a equação abaixo: COP = CVU Inflex ) nhoras c, m ( Gerac, m Onde CVU é o custo variável unitário da usina termelétrica, em R$/MWh; nhoras é o número de horas do mês em questão; Gera é o despacho da usina e Inflex é a inflexibilidade declarada da usina. O impacto do CVU e seus parâmetros no CEC - Custo Econômico de Curto Prazo é indireto uma vez que se uma usina assume uma freqüência maior ou menor de despachos devido ao CVU, nas situações em que não ocorre o despacho o contrato com o ACR busca cobrir o lastro contratual com compra no mercado de curto prazo ao PLD do momento, que por definição será menor que o CVU. Adicionalmente, impostos incidentes no custo de combustível da usina devem ser sensibilizados com relação ao retorno do empreendimento. Deve ser feito uma análise dos riscos envolvidos na especificação do i pela termelétrica, pois esse fator permanecerá invariável por toda a vigência do contrato (usualmente 15 anos) e será determinante na obtenção do valor do ICB que servirá como critério de contratação nos leilões, e calculado conforme formula abaixo. RF QL ICB = A metodologia pode ser dividida nos seguintes tópicos: m COP + CEC GF Mapeamento dos fatores de risco e precificação de projetos: nesta etapa serão identificados os principais fatores de risco de dos empreendimentos como risco de construção, tecnológico, câmbio e combustível. Para cada um destes itens, se propõe traduzir os fatores de risco em cenários com respectivas probabilidades de ocorrência. O modelo de avaliação de investimentos sob incerteza utilizará o método de simulação Monte Carlo para determinar a competitividade de um projeto considerando seus riscos, incertezas e de acordo com o grau de aversão ao risco do empreendedor. O impacto de cada incerteza intrínseca ao projeto na variância de seu retorno esperado poderá ser determinado. m

6 O fluxo de informações para o modelo pode ser resumido na Figura 3 a seguir 6 Distribuição de prob. (TIR) Bid leilão Fator i Modelo de Avaliação Financeira Simulação para cálculo de preços de energia com base no despacho hidrotérmico Distribuições de probabilidade para os fatores de risco Especificações do projeto e dados do financiamento Figura 3 Modelo de Avaliação Financeira ESTUDO DE CASO Para a realização deste estudo, foi utilizado um modelo econômico financeiro para precificar usinas movidas a carvão importado, avaliando os reflexos da variação de despacho e do custo variável unitário sobre o retorno do investimento, conseqüentemente resultando no reflexo para a competitividade para os leilões de energia nova. Buscando medir o impacto do fator i no retorno do acionista, foi utilizada como variável aleatória o CVU a ser declarado no leilão. No entanto, para medir o efetivo impacto da declaração do CVU sobre o retorno do projeto, o custo variável da usina foi mantido constante (custo caixa a ser efetivamente incorrido). O fator i, além de capturar efeitos de cambio e impostos, também foi utilizado como forma de aumentar a competitividade nos leilões. 3.1 Premissas do Estudo Foi adotada uma usina termoelétrica movidas a carvão importado genérica com as premissas da Tabela 1 abaixo: Tabela 1 Premissas da Térmica Genérica Carvão Importado 3.2 Análise em Risco Premissas Valores e Condições Potencia Instalada: 560 MW Fator de Capacidade:, 89, Inflexibilidade da Usina: 40 Indisponibilidade Programada: 3 Indisponibilidade Forçada: 2 Consumo Interno: 2.5 Investimento: R$ 2700/kW instalado Combustível Variável: R$ 110 / MWh O&M Total: R$ 10 / MWh CVU Base: R$ 120/MWh Despacho Base 19 Financiamento: 70 (BNDES) Estrutura societária: Produtor Independente de Energia PIE Cálculos de COP e CEC: Deck dos Leilões de Energia Nova de 2008 ICB Alvo: R$ 140/MWh Fluxo de caixa: Projetado para 15 anos Através de uma análise de risco pelo método de simulação Monte Carlos, foi possível obter as sensibilidades do modelo. Incorporar a análise em risco para dentro do modelo existente permite uma melhor clareza na identificação de incertezas presentes nas estimativas de formação de preços para geração térmica e geram resultados que demonstram as alternativas mais prováveis. Foi introduzida no modelo uma estimativa das variáveis em risco, ou seja, incorporou-se a incerteza do comportamento de algumas variáveis na produção do resultado: a formação do preço de Venda nos Leilões de Energia Térmica. A análise em risco permite tratar as incertezas dos valores com distribuição de probabilidade utilizando diversos tipos de funções. Permite escolher o tipo de distribuição mais apropriada para cada valor analisado, podendo ser adicionada em diversas células e fórmulas dentro do modelo. A Figura 4 ilustra uma análise em risco com um exemplo ilustrativo com uma distribuição normal.

7 7 Figura 4 Análise em Risco Sendo assim, duas variáveis foram sensibilizadas no modelo e representadas por distribuições de probabilidades. (a) CVU: representado por uma distribuição Uniforme (todos os valores com igual probabilidade de ocorrência) de R$ 90/MWh a R$150/MWh. (b) Probabilidade de Despacho da Usina térmica: representado por uma distribuição Weibull variando de 0 a 100 com ponto de maior probabilidade em Análise Econômica das Alternativas No intuito de verificar em simulação a probabilidade de ocorrência de se obter TIR (Taxa Interna de Retorno) superior a 12 para o projeto térmico testado, foram mantidas todas as premissas básicas do projeto já apresentadas. Foram realizas simulações em apenas duas destas variáveis que retratam os impactos no cálculo do Índice de Custo Benefício (ICB) que afeta diretamente a formação de preço da Usina, sendo elas: o CVU (Custo Variável Unitário) e o Despacho. Com o objetivo de retratar o impacto no retorno do investimento para os acionistas, foi mantido o ICB de R$140/MWh em todos os cenários simulados. Para cada cenário de sensibilidade no CVU declarado, foram calculados os valores referentes ao COP e ao CEC conforme Tabela 2 abaixo. A partir deste valor, foi obtida a receita fixa do projeto para cada cenário. Tabela 2 Formação do ICB CVU ICB COP CEC Receita Fixa Para o despacho, a distribuição utilizada é a Risk Weibull, distribuição esta que ilustra a aleatoriedade dos valores em que o despacho pode situar com base na simulação de obrigação hidrotérmica. A distribuição Weibull, ao invés de considerar o melhor resultado dentro dos parâmetros desta distribuição com valor de 19, utilizado no mercado base, sobre a área desta distribuição é possível visualizar a área de possíveis valores de despacho a serem simulados, considerando a probabilidade de 90 dos valores estarem dentro da área da distribuição Resultados - TIR apresentada. 70 Para tanto e através Risk foram feita mais de simulações dentro das áreas das duas distribuições utilizadas: Para o CVU e para o Despacho as distribuições utilizadas foram respectivamente, a distribuição uniforme e Risk Weibull obtendo assim os resultados de TIR em mais de simulações tanto para o CVU como para o Despacho. Os resultados aqui apresentados na Tabela 3 e na Figura 6 ilustram as características de uma Usina Térmica a Carvão Típica, negociada nos leilões de energia nova de Através de uma análise de risco pelo método de simulação, foi possível obter as sensibilidades do modelo, apresentadas na Tabela 3. Adicionalmente, foram feitas Média = Figura 5 Resultados Sensibilidade TIR

8 8 simulações distintas para valores de CVU acima e abaixo de R$ 120/MWh. Os resultados obtidos apontam para incremento no retorno do projeto com valores de CVU superiores ao efetivo de 120/MWh e redução da rentabilidade do projeto para valores de CVU inferiores ao real conforme demonstrado na Tabela 4. Tabela 3 Resultados - Sensibilidade TIR Resultados Mínimo Máximo Média TIR Tabela 4 Resultados Sensibilidade TIR Resultados - TIR Mínimo Máximo Média CVU R$120/MWh CVU R$120/MWh Os valores obtidos podem ser visualizados na, resultando em maiores menores de TIR para valores de CVU entre R$ 90/ MWh e R$ 120/MWh e maiores retornos para valores de CVU entre R$ 120/ MWh e R$ 150/MWh. Não se recomenda grandes arbitragens para CVU e fator i CONCLUSÃO TIR - CVU R$120/MWh Figura 7 Resultados TIR Neste artigo, foram investigados os fatores de formação dos custos presentes no ICB Índice de Custo Benefício para Usinas Termelétricas e seus reflexos na formação dos preços destas Usinas. Os resultados apresentados demonstram que o atual mecanismo de formação de preço para venda das usinas térmicas permite que a rentabilidade do projeto aumente variando o fator i e conseqüentemente o valor a ser declarado para CVU. Este estudo pode ser expandido para todas as usinas que possuem custo de combustível. Através da análise em risco sobre o modelo econômico financeiro para Usinas Termelétricas, pode-se determinar a alternativa que melhor atende aos quesitos para uma maior rentabilidade ao acionista, mensurando os riscos associados. O modelo permite avaliar qualquer tipo de aversão ao risco do investidor, chegando ser possível calcular o valor no risco (VaR) através da variação da rentabilidade com o CVU REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS Média = (1) Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL (2009), (2) BRANDÃO, L. E. T.; DYER, J.; HAHN W. Using Binomial Decision Trees to Solve Real Option Valuation Problems. Decision Analysis. Vol. 2, No. 2, June 2005, pp (a) (3) A. Castro; Termoelétrica no Setor Elétrico Brasileiro usando Teoria das Opções Reais, Dissertação de Mestrado, Departamento de Engenharia Industrial PUC-Rio, (4) Câmara de Comercialização de Energia - CCEE (2009), (5) DENG S.; JOHNSON B.; SOGOMONIAN A: Exotic Eletricity Options and the Valuation of Electricity Generation and Transmission, Proceedings of the Chicago Risk Management (6) Empresa de Pesquisa Energética EPE (2009) TIR - CVU R$120/MWh Média= (7) FRAYER, JULIA and ULUDERE, NAZLI Z.; What Is It Worth? Application of Real Options