3 Custos Incorridos pelos Agentes Prestadores dos Serviços de Reservas Operativas e de Regulação de Freqüência

Transcrição

1 3 Custos Incorridos elos Agentes Prestadores dos Serviços de Reservas Oerativas e de Regulação de Freqüência 3.1 Custo da Produção da Energia Elétrica A avaliação dos custos incorridos na geração da energia elétrica, é imortante, ois muitos destes custos ossuem envolvimento com os custos dos serviços de reserva de otência oerativa e regulação de freqüência, como será mostrado. Certos custos relacionados à rodução de energia são afetados elo fato da unidade geradora vir a ser também um agente restador de tais serviços, e alguns destes custos se mantêm neste caso. Além disso, o conhecimento dos custos de geração é imrescindível na determinação do custo de oortunidade or deixar de gerar, dos agentes fornecedores dos serviços em estudo. O custo total em que um agente gerador incorre ao roduzir a energia elétrica é reresentado elo somatório de inúmeros custos, que odem ser agruados em quatro classes rinciais. custos de caital: retorno sobre o investimento; retorno do investimento; dereciação de equiamentos e instalações; imostos e contribuições: sobre o faturamento, tais como: imosto de renda, contribuição social e outros; indeendentes do faturamento; oeração e manutenção (O&M), englobando os seguintes gastos: essoal e demais necessidades ara a oeração das lantas de geração; essoal, material e demais necessidades ara a manutenção de equiamentos e instalações de forma a garantir o funcionamento de toda a estrutura emresarial, e

2 86 insumo básico ara a geração de energia, reresentado elos diversos tios de combustíveis, inclusive a água (royalties ou agamentos elo direito de utilização da água). Uma outra maneira de se analisar o custo total de rodução de energia é através da sua divisão em arcelas de custos fixos e variáveis. Os custos fixos são aqueles que o agente gerador assume, sem gerar qualquer energia. Assim, estes custos relacionam-se diretamente com a caacidade de geração da máquina ou usina, odendo a sua fração referente aos custos dos investimentos ser tratada como custos da caacidade instalada. Já os custos variáveis relacionam-se diretamente com a rodução de energia, odendo ser ortanto tratados como 'custos da energia'. O custo total, ara uma certa quantidade roduzida, será então: CPE = CFX + CVR (3.1) onde: CFX - arcela referente aos custos fixos; CVR - arcela referente aos custos variáveis; - índice referente a uma usina geradora de energia. No serviço de fornecimento de energia elétrica, o rimeiro custo em que se incorre é reresentado elo investimento inicial, ou caital necessário ao emreendimento, no qual incorre-se aenas uma vez durante toda a vida do rojeto. O caital ode, eventualmente, incluir também investimentos em transmissão. Este custo é normalmente determinado em uma base anual e traduzido em custo unitário or MWh, tanto ara energia quanto ara otência, uma vez que a base de temo assa a ser horária. De um modo geral, os gastos com os investimentos são contabilizados à arte, com o objetivo de comorem o ativo da emresa e constituem-se em custo dos acionistas e não da emresa. Além disso, como a imlantação deste tio de emreendimento é muito demorada, rincialmente no caso de geração hidráulica, deve ser revisto um custo financeiro

3 87 adicional, que é o custo de oortunidade do caital, tanto relativo à usina quanto à transmissão, durante a construção. Conhecido como 'juros durante a construção' este custo, que deende do cronograma de desembolso da obra, é usualmente considerado como arte do caital total investido. Conforme o orte da usina, ele ode variar de 15 a 45% do custo total [Fortunato, 1990]. O custo inicial do investimento leva mais tarde, a outros custos nos quais se incorre anualmente, conhecidos como desesas do investimento, ou custo de caital, odendo arte deles ser considerada como 'custo do uso do dinheiro'. Estas desesas odem ermanecer substancialmente constantes ano a ano, fazendo assim arte da arcela de custos fixos. O total de custos fixos, que indeende do montante de rodução de energia, é formado rincialmente elos custos relacionados aos asectos financeiros do investimento, ou seja: remuneração ou retorno sobre o investimento, incluindo dividendos e juros de ações e debêntures (arte desta arcela de custo seria vista como a lucratividade do investimento); taxas e/ou imostos cujos valores sejam calculados em função do investimento de caital; retorno do investimento; dereciação; amortização; juros e outras desesas financeiras; seguros. Em geral, a arcela de custos variáveis é comosta basicamente elos custos de oeração e manutenção (O&M), deendendo ortanto do volume de negócios efetuados ou da rodução, sendo reresentados or: combustível necessário ara a rodução de energia; mão de obra ara oeração da usina; manutenção mão de obra e material necessários; surimentos (material de consumo); suervisão;

4 88 administração; taxas ou imostos cujos valores sejam determinados em função da energia roduzida. No caso da rodução de energia elétrica, entretanto, alguns dos custos acima são variáveis aenas durante o eríodo de imlantação de uma lanta de geração. A artir do momento em que toda a caacidade de geração encontra-se oeracional, eles tornam-se fixos, uma vez que a caacidade de rodução não tem mais como ser aumentada. Estes custos são: mão de obra ara oeração da usina; surimentos (material de consumo); suervisão; administração. Com relação ao custo gerado elo consumo de combustível, existe uma grande diferença entre usinas térmicas e hidráulicas, a qual influencia de forma rofunda a formação do reço final da energia. Este reço vem a ter valores bastante diferentes, considerando-se sistemas uramente térmicos, sistemas mistos ou hidrotérmicos e sistemas uramente hidráulicos ou com grande redominância de usinas hidráulicas, como é o caso do sistema brasileiro. Em usinas térmicas, o custo do combustível ode reresentar de 75 a 85% de todo o custo variável [Skrotzki, 1960]. Estas odem utilizar a queima de combustíveis fósseis, tais como carvão mineral, óleo combustível, óleo diesel, gás natural, etc., de custo mais elevado, ou serem do tio nucleares, com menor custo de combustível. O seu custo de oeração é direto, ou seja, assume-se que há semre combustível disonível, não deendendo do nível de rodução de outras unidades e nem de afluências futuras de água em reservatórios, como é o caso de unidades hidráulicas. Em sistemas uramente térmicos, torna-se fácil, ortanto, a definição do reço da energia, através do custo marginal de curto razo do sistema, que ode ser reresentado elo custo de oeração da última usina, a 'mais cara', a ser desachada. As usinas hidráulicas não utilizam um combustível que seja roriamente consumido. No entanto, a utilização da água ara a geração de energia, aesar de atualmente não gerar um custo financeiro imediato, deve levar em consideração o balanço hídrico do sistema,

5 89 no qual são considerados o volume dos reservatórios, a afluência natural, o volume vertido e o volume turbinado. Todas estas variáveis são traduzidas or um valor denominado 'valor da água', o qual define o que se caracteriza como custo futuro da geração. O custo oerativo do sistema em um determinado instante é reresentado ela soma do 'custo imediato da geração térmica e do 'valor resente do custo futuro da geração hidráulica'. O valor da água calculado em base horária, ara cada usina do sistema, ode ser entendido como um 'custo de combustível' das usinas hidráulicas, sendo entretanto, considerado aenas na formação da ordem de mérito destas unidades ara o desacho de energia. Sendo assim, ode-se escrever a exressão do custo total de rodução, ara as usinas térmicas como: CPE = CFX + (CVCB CV2 ) (3.2) + e ara as usinas hidráulicas como: CPE = CFX + (CVAG CV2 ) (3.3) + onde: CVCB - comonente dos custos variáveis das usinas térmicas, relativo ao consumo de combustível; CVAG - comonente dos custos variáveis das usinas hidráulicas, relativo à comensação financeira elo uso da água este custo oderia ser adotado igual a zero ois ainda não existe desembolso do mesmo ela maioria das usinas; CV 2 - somatório dos demais custos variáveis. Com certeza, em futuro róximo, uma vez que esta questão vem sendo amlamente considerada e discutida no Brasil, assará a haver um custo financeiro real ara o uso da água na geração de energia, o que exigirá novas considerações a reseito dos reços, tanto da energia quanto dos serviços ancilares fornecidos or usinas hidráulicas. Atualmente, or iniciativa dos Comitês da Bacia, já vêm sendo tomadas rovidências

6 90 ara cobrança de comensação financeira elo uso da água ara geração de energia [ANA, 2002, CNRH, 2000; GF, 1997] Avaliação dos Custos Envolvidos na Geração da Energia Elétrica O custo total incorrido ao se roduzir a energia elétrica deende da definição da fonte de energia a ser utilizada, se hidráulica, térmica ou não convencional (eólica, solar, etc.). Além disto, o custo unitário ou marginal da energia gerada ode variar também, considerando cada fonte de energia, em função do tio de turbina adotado, do combustível a ser utilizado, do orte de reservatórios de água necessários, da necessidade de transorte de combustíveis, e de mais uma série de outras considerações técnicas. Sob o asecto econômico, alguns fatores teriam influência rofunda sobre estes custos, odendo citar-se o orte do emreendimento (economia de escala), a relação entre o atrimônio líquido e o endividamento (equity/debt relation), a taxa de retorno retendida, o cronograma de desembolso de caitais de terceiros, o eríodo de imlantação do emreendimento, os custos financeiros raticados, além de outros. Indeendentemente destas ossíveis variações é ossível fazer-se uma razoável avaliação das rinciias arcelas comonentes dos custos da geração de energia elétrica, com o objetivo de se chegar também a uma avaliação dos custos envolvidos na restação dos serviços de reservas de otência oerativa e regulação de freqüência, ara as modalidades mais comuns de usinas, candidatas a articiar na restação destes serviços ancilares. Na Tabela 3.1 e na Tabela 3.2 são mostrados dados e arâmetros usualmente adotados, no caso de aroveitamentos hidrelétricos e emreendimentos termelétricos a gás natural com a tecnologia de ciclo combinado, utilizados ara a obtenção dos custos de geração. A taxa de retorno revista, de 18% ao ano reresenta um cenário de maior aversão a riscos, e refere-se a um horizonte de curto/médio razo [CRMSE, 2002b].

7 91 Tabela Usina Hidrelétrica: Dados e Parâmetros ara o Cálculo dos Custos de Geração USINA HIDRELÉTRICA DADOS E PARÂMETROS UNIDADE VALOR Caital rório Particiação % 40,0 Taxa de Retorno % ao ano 18,0 Financiamento Taxa de Juros % ao ano 8,0 Prazo anos 10 Dereciação anos 15 Tributos relacionados Juros sobre caital rório % ao ano 6,0 ao caital rório I.R. (Juros Ca. Prório) % 15,0 PIS/COFINS % 3,65 IRPJ % 25,0 Demais tributos CSSL % 9,0 ANEEL % 0,5 Uso da água US$/MWh 1,00 Investimento US$/kW 1750 Vida Útil anos 50 Usina Fator de Disonibilidade Máx. % 90,0 O&M Fixo US$/kWano 4,00 O&M Variável US$/MWh 1,00 Energia assegurada % otência 60 Transmissão Taxa de uso do sistema - TUST US$/kWano 10,00 Fator de Perdas % 3,00 (x-5) (x-4) (x-3) (x-2) (x-1) Desembolsos Fonte: Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico [CRMSE, 2002b] Na Tabela 3.1 o valor do item investimento foi modificado, de US$700,00 ara US$1750,00 e o valor da vida útil de 30 ara 50 anos, em relação aos valores originais da fonte, or reresentarem valores mais realistas, segundo outras fontes.

8 92 Tabela Usina Termelétrica: Dados e Parâmetros ara o Cálculo dos Custos de Geração USINA TERMELÉTRICA A GÁS NATURAL EM CICLO COMBINADO DADOS E PARÂMETROS UNIDADE VALOR Caital rório Particiação % 30,0 Taxa de Retorno % ao ano 18,0 Financiamento Taxa de Juros % ao ano 8,0 Prazo anos 10 Dereciação anos 15 Tributos relacionados Juros sobre caital rório % ao ano 6,0 ao caital rório I.R. (Juros Ca. Prório) % 15,0 PIS/COFINS % 3,65 Demais tributos IRPJ % 25,0 CSSL % 9,0 ANEEL % 0,5 Investimento US$/kW 600 Vida Útil anos 30 Usina Fator de Disonibil. Máx. % 93,0 Rendimento Térmico BTU/kWh O&M Fixo US$/kWano 24,00 O&M Variável US$/MWh 1,80 Custo Gasoduto US$/10 6 BTU 1,095 Fator Gasoduto % 95,0 Gás Custo Commodity US$/10 6 BTU 1,486 Fator Commodity % 70,0 Margem Distribuidora US$/10 6 BTU 0,150 Transmissão Taxa de uso do sistema - TUST US$/kWano 10,00 Fator de Perdas % 0,80 Fonte: Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico [CRMSE, 2002b] Na Tabela 3.2 o valor do item O&M variável foi modificado, de US$1,00 ara US$1,80, em relação ao valor original da fonte, com o objetivo de manter a coerência com valores observados em outra fontes,. e. [Umbria, 1999], ara os custos totais de O&M. Para as demais tecnologias relacionadas à geração térmica, os valores tíicos mais imortantes são mostrados na Tabela 3.3. Para os valores restantes, não constantes desta tabela, serão adotados os mesmos valores da Tabela 3.2.

9 93 Tabela Outras Tecnologias de Termo-Geração - Dados e Parâmetros Tíicos TIPO VIDA ÚTIL (ANO) RENDIMENTO TÉRMICO (BTU/KWh) CUSTO COMBUSTÍVEL (US$/MMBTU) INVESTIMENTO (US$/KW) Carvão , Óleo Combustível Gás Ciclo aberto , , Nuclear , Fontes: Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico [CRMSE, 2002b] [DOE, 2001]; [ONS, 2002]; [CGEY, 2000]; [PInhel, 2002] Utilizando valores da Tabela 3.1, Tabela 3.2 e Tabela 3.3, em conjunto com dados de outras fontes, foram obtidos os comonentes dos custos de geração vistos na Tabela 3.4, os quais serão utilizados em exemlo a seguir como valores médios tíicos. Para a determinação dos custos fixos de investimento, através de (3.12), utiliza-se uma taxa de retorno de 15%. Tabela Comonentes Fixos e Variáveis dos Custos de Geração TIPO CUSTOS FIXOS (US$/MWh) Investimento Transmissão O&M Fixo Custo Fixo Sem Investimento CUSTOS VARIÁVEIS (US$/MWh) Tributos Combustível O&M Variável Custo Variável Carvão 17,53 1,150 1,90 3,050 3,30 13,56 3,00 19,86 Óleo Combustível Gás Ciclo aberto Gás Ciclo combinado 18,62 1,150 1,90 3,050 3,30 38,50 3,00 44,80 8,74 1,150 2,74 3,890 3,30 31,30 1,80 36,40 13,54 1,150 2,74 3,890 3,30 19,50 1,80 24,60 Nuclear 34,08 1,150 3,50 4,650 3,30 4,16 3,00 10,46 Hidráulica 35,64 1,150 0,46 1,635 6,90 1,00 1,14 9,04 Fontes: Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico [CRMSE, 2002b] [DOE, 2001]; [ONS, 2002]; [CGEY, 2000]; [Pinhel, 2002] Na Tabela 3.4 odem ser identificadas as arcelas de custo definidas em (3.2) e (3.3). Para usinas hidráulicas, o custo relacionado na coluna de custo do combustível refere-se à comensação financeira elo uso da água.

10 Custos Relacionados aos Serviços de Reservas Oerativas e Regulação de Freqüência Introdução Os custos incorridos ela articiação nos serviços de reservas oerativas e regulação de freqüência e, em conseqüência, a remuneração a ser aga aos agentes geradores que os restaram, deendem basicamente dos seguintes asectos: tio da reserva quanto à sua destinação: reserva ara regulação; reserva ara confiabilidade; tio da reserva quanto à sua característica de temo ara disonibilização: reserva girante; reserva não-girante; característica oeracional da unidade geradora: usina térmica; usina hidráulica; articiação da unidade geradora no desacho centralizado e no mecanismo de realocação de energia (MRE): articia: recebe alocação de energia; cede alocação de energia; não articia; osição da unidade geradora na ordem de mérito do desacho: marginal; infra-marginal; sura-marginal; característica da reserva, no que diz reseito ao desacho:

11 95 reserva natural - existente como resultado de uma ferramenta de desacho econômico; imosta - a usina ossui reserva de geração devido à algum tio de restrição energética ou elétrica do sistema (usinas constrained down), determinada - a usina foi rogramada ara manter a reserva de geração em função de seu erfil técnico (usinas constrained down); eríodo do dia no qual a reserva foi disonibilizada: eríodo de onta de carga; eríodo fora da onta de carga. A influência desses fatores é bastante variável odendo ocorrer sobre uma ou mais das arcelas que comõem o que deveria ser a remuneração de cada agente fornecedor, or MW de reserva, em cada eríodo de comercialização j. Este eríodo foi definido elo Comitê Executivo do Mercado Atacadista de Energia (COEX), deois Conselho do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (COMAE), como sendo de uma hora e assará a ser utilizada como referência de temo. Será mostrado que os rinciais comonentes de custos decorrentes do serviço de reservas oerativas e regulação de freqüência, referem-se ao custo de oortunidade e aos custos esecíficos. Assim, em uma hora j, o custo total diretamente relacionado a estes serviços é definido ela soma de dois comonentes rinciais: CT _ Re s = OPT + CI_Re s (3.4) sendo: OPT - custo de oortunidade custo relativo à oortunidade erdida ela usina ao deixar de gerar ara manter reservas. Para isto ela deixa de comercializar e assim obter receita sobre arte de sua caacidade de geração - $; _ Re s CI - demais custos assumidos ela usina ara a manutenção da reserva, que odem ser tratados como custos esecíficos ou exclusivos, incluindo eventuais investimentos - $.

12 Custo de Oortunidade A formação do reço de venda da energia elétrica obedece aos rocedimentos econômicos e contábeis usuais de formação de reço de qualquer roduto ou serviço, com algumas considerações esecíficas, devido à sua característica eculiar. Este reço or MWh, constituiria em sua base, o reço de venda de um agente gerador, diretamente aos agentes comradores nos contratos bilaterais, ou o seu reço de oferta em um mercado. Como qualquer reço, o da energia é definido or este agente com base nos custos incorridos e numa lucratividade satisfatória. Havendo cometitividade e deendendo das condições de mercado, o reço oderá inviabilizar a ermanência do fornecedor no mercado, caso seus custos e a lucratividade retendida estejam altos. Assim, na formação do reço da energia aarecem duas arcelas: uma arcela de recueração dos custos incorridos, e uma arcela referente ao lucro da venda da energia. Para uma certa usina, em uma dada hora j, tem-se então ara o lucro, considerando-se uma certa quantidade roduzida: LC = R _ BR CPE (3.5) onde: CPE - custo de rodução da energia - $; R _ BR - receita bruta da venda da energia - $. Assim, ara o reço unitário 5, vem: Pr e = Ce + Lc (3.6) Em (3.6) tem-se: 5 O índice j, referente ao eríodo de comercialização está sendo mantido, mesmo nos valores unitários, aesar deles serem geralmente constantes ao longo do temo, exceto or variações horárias de reços de combustível, rincialmente.

13 97 Ce - custo unitário total de rodução da energia ($/MWh); Lc - lucro unitário obtido na venda da energia ($/MWh). De (3.6): Lc = Pr e Ce (3.7) O custo total de rodução unitário ou médio, será dado ela soma dos custos fixos e variáveis unitários, considerando-se o fator de caacidade anual da usina geradora, fc [Fortunato, 1990]: Cf Ce = + Cv (3.8) fc onde: Cf - custo fixo unitário - $/MWh; Cv - custo variável unitário - $/MWh. O fator de caacidade anual de uma usina (ou unidade geradora), fc, mede a roorção da sua utilização em relação à sua caacidade nominal, num eríodo de um ano. Ele ode ser obtido usando-se tanto a curva de carga (cronológica), quanto a curva de duração da carga, ambas anuais [Fortunato, 1990]. Podem ser obtidos também fatores de caacidades mensais, determinados em função das curvas de carga mensais. Para um determinado ano f, tem-se: G área sob a curva de carga 8760 fc = = (3.9) CA_N CA_N onde: G - geração horária média da usina - MW

14 98 C A_N - caacidade nominal de geração da usina - MW O fator de caacidade reresenta ainda a influência do custo fixo no custo total de rodução da energia, de forma que, quanto menos uma unidade geradora é utilizada ara rodução, maior será o seu custo total de rodução, Ce. Na Seção é mostrada de forma mais detalhada, a influência do fator de caacidade nos custos de rodução das unidades geradoras. O custo fixo unitário é o custo total de imlantação ou custo de caital, distribuído anualmente, ao longo da vida útil da usina, somado aos demais custos fixos incorridos, ou seja: Cf tr IC Cf2a 8760 VU 1 1 (1 tr) = + (3.10) + onde: IC - investimento de caital - $/MW (overnight cost) tr - taxa de retorno anual, ou taxa de juros anual; VU - vida útil da usina ou da unidade geradora em anos; Cf 2a - demais custos fixos anuais - $/MWano. Em (3.10), a soma entre arêntesis reresenta os custos fixos totais anuais da usina, em $/MWano que, ao ser dividido elo número de horas do ano, roduz o custo fixo unitário em $/MWh. Nesta equação tem-se: CF _IN tr IC = VU (3.11) 1 1 (1+ tr) que é o custo fixo anual de investimento da usina, em $/MWano. Em valores unitários, $/MWh, este custo será:

15 99 Cf _IN tr IC 8760 VU 1 1 (1 tr) = (3.12) + Ao deixar de gerar uma certa quantidade de energia, ara manter esta caacidade de geração como reserva oerativa, o agente tem a sua receita diminuída, ao mesmo temo em que exerimenta uma diminuição também dos custos variáveis de rodução. Em função disto, o custo de oortunidade dos agentes fornecedores de reservas oerativas deende, em rimeiro lugar, das características do ambiente de comercialização. Se não houver cometição, e os reços de venda forem determinados or uma entidade reguladora, com base em custos e com lucro garantido, o custo de oortunidade vem a ser a diferença entre a receita erdida e o custo variável evitado. A receita total erdida será dada então elo roduto da reserva mantida na hora elo reço de venda da energia: R _ PER = RES Pr e (3.13) e o custo de oortunidade total será então: OPT = RES Pr e RES Cv (3.14) Em valores unitários tem-se, ara o custo de oortunidade: Ot = Pr e Cv (3.15) e de (3.7) e (3.8) vem: Ot Cf = Lc + Ce Cv = Lc + + Cv Cv (3.16) fc Daí: Cf Ot = Lc + (3.17) fc

16 100 Considerando (3.10) vem: Ot = Lc tr IC + Cf2a VU 1 1 (1 tr) fc (3.18) Pelas equações (3.17) e (3.18), conclui-se que o custo de oortunidade erdida unitário ode ser reresentado ela soma do lucro econômico e do custo fixo. O lucro econômico é definido como a diferença entre a receita total e o custo total conforme mostrado em (3.5) e, numa situação de equilíbrio a longo razo, em um ambiente de concorrência erfeita seria nulo. Entretanto, em geral isto não vem ocorrendo em relação à energia elétrica. Segundo a teoria econômica, na avaliação dos custos de rodução de um determinado bem ou serviço, deve estar incluída uma taxa de retorno normal sobre todos os investimentos, a qual é definida de forma a conter ainda um certo 'rêmio de risco', roorcional à aversão ao risco dos investidores. Assim, segundo esta teoria, se um fornecedor cobre todos os seus custos, ele automaticamente aufere um retorno financeiro, determinado or uma taxa normal de mercado ajustada ao risco, sendo nulo o seu lucro na situação de equilíbrio. Sob a ótica do investidor ou da emresa, entretanto, este retorno é visto como lucro, ao asso que, segundo a visão dos economistas ele reresenta a cobertura do custo do atrimônio líquido (equity cost) [Stoft, 2002], ou seja, o custo de oortunidade do caital. Indeendentemente do onto de vista, se o lucro econômico for nulo, ou seja, na hiótese do equilíbrio econômico, o custo de oortunidade erdida ao não se gerar, ara manter reservas, seria constituído aenas elos custos fixos não cobertos, assando (3.18) a ser: Ot tr IC + Cf2a VU 1 1 (1 tr) + = 8760 fc (3.19)

17 101 O custo de oortunidade assará a ser adotados neste trabalho, na forma dada or (3.19). Analisando ela visão do investidor, no entanto, ode-se continuar considerando que o custo de oortunidade inclui também o lucro, embutido no retorno sobre o caital, comonente da arcela fixa do custo unitário total de rodução. Aresenta-se a seguir uma avaliação destes custos, determinados or meio dos dados da Tabela 3.4, considerando-se o fator de caacidade como 100% (1,00). Os valores mostrados na Tabela 3.5 são relativos às usinas que ossam ser consideradas como 'novas', obtidos segundo (3.19). Tabela Custos de Oortunidade Perdida em Não Gerar - Usinas 'Novas' TIPO CUSTOS DE OPORTUNIDADE (US$/MWh) Carvão 20,581 Óleo Combustível 21,656 Gás - Ciclo aberto 12,628 Gás - Ciclo combinado 17,435 Nuclear 38,729 Hidráulica 37,281 Para as usinas com ativo amortizado ou seja, aquelas cujos investimentos já foram recuerados, caracterizadas como 'velhas', os custos de oortunidade são menores, já que ara elas os custos fixos não mais incluiriam as arcelas referentes ao caital investido, sendo calculados or (3.20) e relacionados na Tabela 3.6. Ot Cf2a = (3.20) 8760 fc No sistema elétrico brasileiro, a questão relacionada à energia roduzida or tais usinas, denominada 'energia velha' e da convivência destas com as usinas recentemente imlantadas é de extrema imortância e vem causando interferências consideráveis na tentativa de imlantação de um ambiente cometitivo, um dos rinciais objetivos da reestruturação do setor elétrico, em curso desde 1998 [Pinhel, 2002]. Naturalmente a sua influência deveria ser sentida também na definição dos reços e remuneração dos

18 102 serviços ancilares, o que é confirmado ela diferença entre os valores aresentados na Tabela 3.5 e na Tabela 3.6. Tabela Custos de Oortunidade Perdida em Não Gerar - Usinas 'Velhas' TIPO CUSTOS DE OPORTUNIDADE (US$/MWh) Carvão 3,050 Óleo Combustível 3,050 Gás - Ciclo aberto 3,890 Gás - Ciclo combinado 3,890 Nuclear 4,650 Hidráulica 1,635 Considerando-se que seja mantido um certo retorno sobre o caital investido, or exemlo de 6% ao ano, os custos de oortunidade ara as usinas contabilmente dereciadas, seriam aqueles da Tabela 3.7, calculados or (3.21). Ot ( tr IC + Cf2a ) = (3.21) 8760 fc Tabela Custos de Oortunidade Perdida em Não Gerar - Usinas 'Velhas', com Retorno sobre o Caital TIPO CUSTOS DE OPORTUNIDADE (US$/MWh) Carvão 10,036 Óleo Combustível 9,2143 Gás - Ciclo aberto 6,047 Gás - Ciclo combinado 7,999 Nuclear 16,499 Hidráulica 13,621 Além disso, no caso do sistema elétrico brasileiro, outras questões econômicas esecíficas, devem ser levadas em consideração. Estas questões seriam, rincialmente [MAE, 2003d; Pinhel, 2002]:

19 103 contratos iniciais; mecanismo de realocação da energia - MRE; conta de consumo de combustível - CCC. Em relação aos contratos iniciais, os custos de oortunidade dos agentes geradores a eles submetidos, ao restar serviços de reserva oerativa, deendem dos reços de venda da energia raticados nestes contratos e seriam dados ela equação (3.22). Ot = Pr_ Ci Cv (3.22) onde Pr_ Ci é o reço raticado nos contratos iniciais elo agente gerador. No caso de uma usina térmica com os custos de combustível cobertos ela CCC, tem-se: Ot ( Cv Cvcb ) = Pr_ Ci (3.23) onde Cvcb é o custo unitário ($/MWh) de combustível da usina. Considerando que os reços médios da energia nos contratos iniciais são aqueles relacionados na Tabela 3.8, os custos de oortunidade assim determinados, encontramse na Tabela 3.9. Na Tabela 3.9 não aarecem as usinas a gás natural, uma vez que estas não articiaram dos contratos iniciais. Para as usinas hidráulicas, o custo do uso da água, adotado como US$1,00/MWh não foi abatido do custo variável de rodução, ois estas usinas não ossuem cobertura destes custos, como o caso das usinas térmicas (CCC), o mesmo se dando com as usinas nucleares, com custo aroximado de combustível de US$4,16/MWh.

20 104 Tabela Preços dos Contratos Iniciais or Região EMPRESA / REGIÃO PREÇO (R$/MWh) PREÇO (US$/MWh) CEMIG 40,35 13,45 CESP GERAÇÃO 55,23 18,41 FURNAS 51,96 17,32 PARANAPANEMA 53,85 17,95 SUDESTE / CENTRO-OESTE 49,39 16,46 GERASUL 43,09 14,36 COPEL 45,50 15,17 SUL 44,34 14,78 CHESF 37,98 12,66 NORDESTE 37,84 12,61 Fonte: CEMIG/MAE Tarifa: 1,00US$ = 3,00R$ Tabela Custos de Oortunidade em Relação aos Contratos Iniciais EMPRESA / REGIÃO Carvão CUSTOS DE OPORTUNIDADE (US$/MWh) Óleo Nuclear Combustível Hidráulica SUDESTE / CENTRO-OESTE 10,16 10,16 6,00 7,42 SUL 8,48 8,48-5,74 NORDESTE 6,31 6,31-3,57 É imortante deixar claro que os custos de oortunidade, caracterizados da forma mostrada, seriam definidos aenas em certas situações, nas quais o agente gerador fosse obrigado a deixar de gerar uma certa quantidade de energia, ara manter reservas oerativas. Tal diminuição comulsória da geração seria decidida elo oerador do sistema, e caracterizada a artir de uma configuração base ótima de ré-desacho. Um rocedimento que tem sido utilizado ara se verificarem as arcelas de reservas oerativas sujeitas ao custo de oortunidade, é a imlementação de dois ré-desachos. No rimeiro não se consideram as necessidades de reservas oerativas do sistema e no segundo estas necessidades são consideradas. Comarando-se os resultados obtidos verifica-se quais unidades geradoras tiveram a sua geração diminuída. Este rocedimento é adotado, or exemlo, em New England.

21 105 Um caso tíico seria, or exemlo, o das usinas conectadas ao CAG, resonsáveis ela regulação secundária da freqüência. Na maioria das vezes, são usinas ou unidades geradoras esecíficas, de grande orte, que geralmente devem manter grandes margens de reserva ara conseguir realizar sua tarefa, constantemente incorrendo em custo de oortunidade. A influência do mecanismo de realocação de energia sobre o custo de oortunidade e demais custos incorridos será analisada no Caítulo 7. Na rática, os valores dos custos de oortunidade oderiam ser obtidos rincialmente de duas formas: a artir de informações dos agentes geradores, tais como: custos fixos e custos variáveis de rodução. Atualmente, no sistema elétrico brasileiro, estes valores já são informados à entidade de mercado MAE, elo menos elas usinas térmicas; a artir do conhecimento histórico révio destes valores, ditado ela exeriência, que ermitiria o estabelecimento de adrões de reços e custos ara os diversos tios de unidades geradoras Custo de Oortunidade em Ambientes Cometitivos Em um ambiente cometitivo, em que o reço da energia ara o consumo é definido elo mercado, e os agentes geradores têm a oção entre gerar ou manter reservas, como or exemlo na Califórnia e New England, esta decisão deenderia da relação entre o custo variável da rodução, o reço de mercado da energia e a remuneração das reservas de otência oerativa. Comarando-se o inicialmente o custo médio de rodução da usina e o reço de mercado da energia duas hióteses odem ocorrer, as quais devem ser analisadas tendo em vista a remuneração das reservas. Na rimeira hiótese, o custo de rodução da usina é menor que o reço de mercado da energia. Isto ocorre geralmente no caso de usinas de menor custo de rodução, e devido a isto, arcial ou totalmente desachadas. Neste caso, se o agente gerador decidisse fornecer reserva, o custo de oortunidade unitário seria a diferença entre o reço de mercado e o custo médio variável de rodução da usina.

22 106 Ot (AC) = Pr_ Mer Cv (3.24) j onde Pr_ Merj é o reço de mercado da energia na hora j. Assim, a condição mínima ara que um agente otasse em fornecer reservas neste caso, seria aquela em que a remuneração elas mesmas, em valores unitários fosse: mín (AC) Re_ Re s = Ot + Ci _ Re s (3.25) A única vantagem da oção de fornecer reservas, nesta condição mínima, seria o fato das unidades geradoras terem o seu desgaste diminuído, e uma eventual economia de O&M. O ideal seria, ortanto, se esta remuneração conseguisse, além de cobrir os custos fixos e os custos esecíficos incorridos, roorcionar algum lucro, ou seja: Cf Re_ Re s > + Ci _ Re s (3.26) fc Na segunda hiótese, o custo de rodução da usina seria maior que o reço de mercado da energia o que faria que ela não estivesse desachada. Se o agente se disusesse a colocá-la em oeração ara fornecer reserva, isto se daria em um valor mínimo de geração diferente de zero. Se a energia assim gerada fosse vendida, a usina teria um rejuízo unitário reresentado ela diferença entre o seu custo unitário variável de rodução, sob condições mínimas de geração, e o reço de mercado da energia. Esta diferença, neste caso, seria o custo de oortunidade unitário. Ot (AC) omin ( Cv ) Pr_ Merj = (3.27) omin sendo ( ) usina. Ce o custo unitário de rodução sob condições mínimas de geração da

23 107 A condição mínima ara a usina otar elo fornecimento de reserva seria dada, da mesma forma, or (3.25) e o ideal seria se, também neste caso, a remuneração conseguisse, além de cobrir os custos envolvidos, roorcionar algum lucro, conforme (3.26) Influência do Fator de Caacidade O fator de caacidade ossui considerável influência sobre os custos de rodução da energia elétrica. Por (3.8), observa-se que quanto maior o fator de caacidade de uma usina ou de uma unidade geradora, menor será a contribuição do custo fixo no custo total de geração. Em sistemas nos quais redomina a termo-geração, em que o desacho é definido rincialmente or asectos econômicos, este fator define a osição das diversas tecnologias de geração térmica na curva de duração da carga, distinguindo as usinas de base e as usinas que oeram na onta de carga. Estas são as de maior custo de rodução, sendo desachadas aenas or eríodos curtos de temo, ossuindo assim baixo fator de caacidade. Por outro lado, em sistemas com grande resença de geração hidráulica, o fator de caacidade é influenciado também, de forma acentuada, or asectos relacionados ao balanço hídrico do sistema. No sistema elétrico brasileiro, ara as usinas articiantes do MRE, o fator de caacidade deve ser definido em função da energia assegurada anualmente ara cada usina. Tem-se então, ara um determinado ano: f ASS _1 fc 8760 = = CA_N ASS _1 CA_N (3.28) onde: f ASS _1 - energia assegurada média da usina, em um ano f - MWh; ASS - energia assegurada da usina em um ano f - MWh. _1

24 108 Em [CRMSE, 2002b] este valor é adotado como sendo 0,60 (60%). A articiação nos serviços de reservas oerativas e regulação de freqüência também exerce influência sobre o fator de caacidade ois isto imlica numa diminuição deste fator. Em conseqüência, o custo unitário total de geração é aumentado, devido ao aumento da arcela referente ao custo fixo, conforme (3.8). O aumento do custo de geração deve ser visto como uma nova arcela de custo incorrido elos agentes restadores dos serviços de reservas oerativas e regulação de freqüência. Suondo que durante um determinado ano, uma usina tenha que deixar de gerar ara disonibilizar reservas oerativas, em uma roorção que altere o seu fator de caacidade, a artir de um determinado valor 6 a ser mantido, FC, ara um novo valor, (2) fc, a variação em u do custo de rodução da energia será: (2) (2) Ce Ce Ce Ce = = 1 (3.29) (1) (1) Ce Ce (1) Com (3.8) em (3.29) vem: Cf fc + Cv Ce = 1 (3.30) Cf FC + Cv (2) ou: (2) (2) ( FC fc ) Cf Ce = (3.31) Cf fc + Cv FC fc (2) sendo: Cf - custo fixo unitário da usina - $/MWh - (3.10); Cv - custo variável unitário médio da usina - $/MWh. 6 O valor do fator de caacidade a ser mantido ara uma usina ode ser reresentado or um valor ótimo que ermita uma rentabilidade ideal ara a usina ou um valor mínimo que ermita uma rentabilidade mínima, sem inviabilizar os custos da usina.

25 109 O fator de caacidade deende também dos cronogramas anuais de manutenção das unidades geradoras de uma usina, sendo influenciado ainda elas suas saídas forçadas Custos Esecíficos da Reserva de Potência Oerativa Existe uma série de outros custos em que uma usina incorre ao deixar de gerar arte da sua caacidade, ara mantê-la como reserva oerativa, esecíficos desta condição. Na maioria dos casos eles têm a sua avaliação muito difícil e alguns deles são de equena monta. Na sua definição terão também grande influência: característica da usina: térmica; hidráulica. condição de oeração da usina, quanto ao desacho: usina arcialmente desachada; usina não desachada; usina de reserva. modalidade da reserva: ara regulação; ara confiabilidade. Muito se tem discutido a reseito destes custos e da real necessidade da sua consideração [Silva, 1999]. Não deixa de ser imortante a sua avaliação cuidadosa, ara ermitir a determinação do custo resultante em que uma usina incorre quando mantém reservas oerativas, rincialmente girantes, de forma a ressarci-las de forma justa elo serviço restado. A seguir são feitas algumas considerações a seu reseito. De maneira análoga aos custos da geração, eles odem também ser divididos em uma arcela fixa e uma arcela variável. A arcela fixa é formada rincialmente elas desesas financeiras relacionadas aos investimentos de caital, ou seja, aquisição de novos equiamentos e instalações e/ou adequações de equiamentos e instalações existentes. Tais desesas seriam: remuneração e recueração do investimento;

26 110 reservas de dereciação; amortização; taxas cujos valores sejam calculados em função do investimento de caital; outras desesas financeiras. A arcela de custos variáveis refere-se a custos de oeração e manutenção (O&M), e seria comosta elos custos referentes a: mão de obra ara oeração dos equiamentos e instalações esecíficas; manutenção (mão de obra e material) dos equiamentos e instalações de uso exclusivo, combustível, ara a manutenção da rontidão de unidades térmicas de reserva; água, ara a manutenção da rontidão de unidades hidráulicas de reserva; e energia necessária ara a oeração como comensador síncrono (nesta modalidade de oeração a máquina ode ser considerada também como fornecedora de reservas oerativas) 7. Uma terceira arcela de custos que tem sido considerada em muitos estudos, refere-se às erdas relacionadas à diminuição da eficiência de uma unidade geradora, devido à oeração fora do onto ótimo ou onto de máxima eficiência. Estas erdas odem vir a ocorrer tanto ara usinas hidráulicas quanto ara usinas térmicas, tendo maior imortância no caso destas últimas. A sua consideração é discutível, rincialmente elo fato de que, como resultado do desacho de energia, nem semre as usinas oeram em seus ontos de máxima eficiência, não tendo tido or isto, qualquer comensação. Em conseqüência, o único caso em que se oderia ensar em ressarcir financeiramente um agente gerador, ela oeração de forma ineficiente, seria quando ele fosse obrigado a oerar fora do seu onto de máxima eficiência, exclusivamente ara fornecer reserva, tendo sido a oeração neste onto definida anteriormente elo desacho. Neste caso teria havido uma alteração do onto de desacho ótimo do sistema, com relação a custos, or razões técnicas. Da mesma forma que no caso dos custos de oortunidade, o conhecimento dos valores dos custos incorridos elas usinas, caso se ote or uma estrutura de aquisição de reservas com alguma cometição, oderá ser obtido solicitando-se aos agentes as 7 Nesse caso a unidade geradora somente será ser remunerada como restadora do serviço de reserva oerativa, caso não seja remunerada como restadora do serviço de suorte de otência reativa.

27 111 informações aroriadas. O conhecimento dos custos individuais nesse caso, se dá através de um mecanismo de leilão no qual os agentes ofertam quantidades de reservas com determinados custos. Nesta hiótese, a remuneração dos agentes oderia ser feita de três formas, com diferenciação entre usinas térmicas e hidráulicas: usando-se a média dos valores informados, ara todas as usinas; usando-se o maior valor entre os valores informados ara todas as usinas, de forma análoga a um reço de liquidação do mercado ou de agamento com reço uniforme; usando-se ara cada usina o seu rório custo informado, num rocedimento análogo ao mecanismo de mercado tio ay-as-bid. Em caso contrário, seria usado o conhecimento histórico médio destes custos, obtido ela exeriência de analistas, economistas, engenheiros e administradores ligados ao setor elétrico, diferenciando-se ainda usinas térmicas e hidráulicas. Este seria o caso de se otar or uma estrutura tarifária ou regulamentada ara o agamento das reservas Alocação dos Custos Incorridos elos Serviços de Reservas Oerativas ara Confiabilidade Usinas ou Unidades Geradoras Hidráulicas a. Usinas ou unidades não desachadas. Nesta situação elas estariam com toda a sua caacidade de geração ociosa, or exemlo como resultado do mecanismo de desacho otimizado. Vários estados das unidades geradoras seriam ossíveis, odendo incorrer-se ou não em custos ara a manutenção das reservas resultantes: comletamente aradas, em manutenção: no caso de estarem aradas, com sto-logs e comortas baixadas e escovas afastadas, o que se daria numa situação de manutenção rolongada, a reserva

28 112 seria do tio não-girante, com grande temo ara assumir carga (horas). Ela oderia ser utilizada aenas como reserva de substituição, em situação excecional, deendendo do tio de manutenção em curso. Nesta hiótese, não se incorreria em qualquer tio de custos elas reservas comletamente aradas - temorariamente: este seria o estado em que a unidade encontra-se aenas com o distribuidor e, eventualmente alguma válvula, no caso de grandes quedas, fechados. A reserva roorcionada seria do tio não-girante, mas com equeno temo ara assumir carga (minutos). Também neste caso não se incorreria em custos elas reservas. oerando em vazio, não sincronizada: se uma unidade for oerada em SNL (seed-no-load ou rotação nominal em vazio), a abertura do distribuidor estará entre 10 e 13%. Estaria havendo então o gasto de uma certa quantidade de água, que em cenários hidrológicos desfavoráveis deveria ser evitado. Tal consideração é imortante, rincialmente sob o asecto energético, mas também sob o asecto de custos, uma vez que o 'valor da água' e os ossíveis royalties elo seu uso estariam mais altos. Na rática, este não seria um estado usual ara unidades hidráulicas não desachadas, mas, se esta condição de oeração foi determinada exclusivamente ara a manutenção das reservas, que neste caso não oderia ser considerada como girante, incorrendo-se em três modalidades de custos esecíficos: custos de oeração e manutenção, tais como: eças de reosição, lubrificação mão de obra etc); desgaste dos equiamentos; custos relativos à comensação financeira elo uso da água, quando imlantado. Mesmo sem qualquer valor financeiro real resente, oderia haver alguma influência no custo futuro, e em conseqüência, no valor resente da água. Devido ao equeno volume de água gasto, tal influência não será considerada.

29 113 De um modo geral, não há custos adicionais com mão de obra nesse caso, ois não há contratação de essoal esecífico. Quanto à manutenção e desgaste de equiamentos, eles já são considerados nos custos normais de rodução da usina. Além disso, os seus valores seriam muito baixos, em comaração com os demais custos. O levantamento e a análise destes custos oderiam vir a ser alvo de estudos futuros. Assim, ara o custo esecífico incorrido, or MW de reserva mantida na hora j, ela unidade geradora i 8, tem-se: Ci _ Re s ij = ad Cag ConAg (3.32) i ij i onde: Cag ij - custo unitário do uso da água ara a unidade geradora i, na hora j - $/m 3 ; ConAg i - consumo de água da unidade geradora i - m 3 /MWh, ad i - fator de abertura do distribuidor ara oeração da unidade geradora i em vazio, não sincronizada - %. Neste caso não se incorreria em custo de oortunidade. oerando como comensador síncrono (motor): este é um estado mais comum ara as máquinas hidráulicas não desachadas, com o objetivo rincial de absorção de otência reativa, em eríodos de carga leve. A rincial característica desta modalidade de oeração é a exigência de injeção de ar no comartimento da turbina da máquina. Em função disto, ara oerar desta forma, uma unidade geradora incorre em quatro modalidades de custos: 8 Na Seção é conveniente que se mude a referência, de usina ara unidade geradora, já que as grandezas utilizadas referem-se a cada unidade geradora de uma usina, odendo ser diferentes de uma ara outra.

30 114 custos de oeração e manutenção, tais como: eças de reosição, lubrificação mão de obra etc; desgaste dos equiamentos; custo da energia desendida elos comressores na injeção de ar ara o rebaixamento do canal de fuga (manutenção do comartimento da turbina sem água); custo da energia utilizada ara o funcionamento da máquina como motor síncrono ou seja, o consumo rório da máquina. Aqui também são válidas as considerações feitas ara as unidades oerando em vazio, não sincronizada, quanto aos custos esecíficos de oeração e manutenção e aos custos do desgaste dos equiamentos. Nesse caso, o custo esecífico incorrido, or MW de reserva mantida na hora j, seria: Ci _ Re s ij ( fcmi CA _ Ni Pr eij + CCOMi Pr eij ) CA _ Ni = (3.33) ou: Ci _ Re s ij ( fcmi CA _ Ni Pr_ Ciij + CCOMi Pr_ Ciij ) CA _ Ni = (3.34) onde: Pr e ij - reço de venda da energia, ara a unidade i, na hora j; Pr_ Ci ij - reço raticado nos contratos iniciais elo agente gerador ara a unidade i, na hora j; fcm i - fator de consumo da unidade geradora i a manter reserva girante, ara oerar como motor síncrono; CCOM i - consumo horário de energia na comressão de ar ara a unidade geradora i, em MWh, ara rebaixamento do canal de fuga. Assim, como:

31 115 fcm = CMOT CA _ N (3.35) i i i vem: Ci _ Re s ij ( CMOTi Pr eij + CCOMi Pr eij ) CA _ Ni = (3.36) ij ij ( CMOTi CCOMi ) CA _ Ni Ci _ Re s = Pr e + (3.37) sendo CMOT i o consumo da unidade geradora ara oerar como motor síncrono, em MWh. Geralmente este valor reresenta aroximadamente 1% da otência nominal da unidade. Nesta modalidade de oeração evita-se um consumo de água da ordem de 9 a 12% da vazão nominal da unidade geradora, o que seria benéfico em cenários hidrológicos desfavoráveis. O volume de ar necessário, bem como seu consumo, deenderão rincialmente do orte da turbina e de suas condições de submersão. Não existe uma regra geral, mas ode-se afirmar que máquinas que oeram com quedas maiores e com tubos de sucção mais mergulhados, ou seja, com ercursos atingindo maiores rofundidades, tendem a erder menos ar que aquelas de baixa queda. Neste estado, a unidade também estaria restando aralelamente os serviços de reservas oerativas ara confiabilidade e suorte de reativos ara controle de tensão. A reserva neste caso seria girante, com temo aroximado ara assumir carga de 10 a 15 s, e o seu montante dado ela otência nominal da unidade. Na Tabela 3.10 são mostrados os consumos de algumas usinas da região sudeste, na oeração como comensador síncrono.

32 116 Tabela Potência Absorvida na Oeração como Comensador Síncrono UNIDADE CAPACIDADE NOMINAL (MVA) CMOT+CCOM SALTO OSÓRIO 175 3,30 SALTO SANTIAGO 333 4,90 PASSO FUNDO 110 2,00 FURNAS 160 3,00 ITUMBIARA 365 2,60 CORUMBÁ 139 1,00 Fonte: Furnas, Cemig, Eletrosul Este constitui um caso excecional, no qual a unidade estaria restando dois tios de serviço. Em função disto, seria necessário investigar-se qual a melhor forma de tratar os custos incorridos e a remuneração elos serviços. A reserva neste caso ode ser considerada como girante, com temo ara assumir muito equeno, sendo o seu montante dado ela otência nominal da unidade. Nesta hiótese, também não se incorre em custo de oortunidade. b. Usinas ou unidades arcialmente desachadas. Também nesta situação elas ossuem caacidade de geração ociosa determinada elo mecanismo de desacho. Esta reserva é ortanto natural, e como reserva ara confiabilidade ossui alta qualidade, or ser girante e sincronizada e or não se incorrer em qualquer tio de custo no seu fornecimento. Isto oderia ermitir um aumento no faturamento or arte dos fornecedores, em um ambiente cometitivo, exceto na condição a seguir: diminuição da geração definida reviamente elo ré-desacho otimizado, ara manutenção de reservas oerativas Caso o desacho determine que uma usina ou unidade geradora tenha a sua geração diminuída, em relação a um valor já definido, ter-se-ia a situação caracterizada como constrained-down (ver Seção 3.2.2). O custo em que se incorre agora, seria aenas o custo de oortunidade or deixar de gerar, o qual é

33 117 abordado também na Seção 3.2.2, onde são aresentadas diversas ossibilidades ara a formação deste custo. Além da vantagem econômica, deve ser lembrada a caacidade neste caso, de se resonder raidamente a uma necessidade de tomada de carga. c. Usinas ou unidades comletamente desachadas: Tendo o desacho determinado que uma usina deva comrometer toda a sua caacidade de geração ara atender a demanda, ara que a usina ou unidade geradora roicie reservas oerativas, a situação configurada seria basicamente idêntica à anterior, ou seja, ela teria que ser constrained-down. A diferença é que agora, o custo em que se incorre não seria comosto aenas elo custo de oortunidade or deixar de gerar, mas rincialmente or ele. Uma outra modalidade de custo que se aresenta neste caso, seria aquela roorcionada ela oeração da usina ou unidade geradora fora do onto de maior eficiência, comentado na Seção (suõe-se que uma unidade comletamente desachada esteja semre oerando em seu onto de máxima eficiência). Este custo se traduziria num aumento do seu consumo esecífico de água, cuja conseqüência seria um acréscimo no custo de geração da unidade geradora. Conforme mostrado na Figura 3.1, a eficiência varia ouco com a variação da otência gerada, rincialmente ara turbinas dos tios Pelton e Kalan. Pode observar-se que ara estas turbinas, a eficiência raticamente não varia, ermanecendo na faixa de 90% ara uma variação de 40 a 90% da otência gerada, em relação à caacidade máxima de geração. Para as turbinas dos tios Francis e hélice (lâminas fixas) a variação da eficiência seria maior. Para a turbina Francis, or exemlo, ela cairia de 93% ara 70%, ara a mesma faixa de variação da otência gerada.

34 118 Figura 3.1 Curvas Tíicas de Eficiência das Turbinas Hidráulicas [Skrotzki, 1960] O acréscimo no custo de geração da unidade geradora, devido à diminuição da eficiência, em função da oeração fora do onto de máxima eficiência, deende grandemente do rojeto do emreendimento de geração devendo ser verificado ara cada caso a necessidade de se considerar ou não este aumento de custos Usinas ou Unidades Geradoras Térmicas De um modo geral, em sistemas com grande redominância de usinas hidráulicas o desacho de carga do sistema é feito de forma centralizada e o desacho das usinas térmicas deende do chamado 'custo futuro da água', atualizado ara valores resentes. A decisão sobre quanto desachar hoje de usinas térmicas e de usinas hidráulicas deende dos rováveis cenários futuros de afluências aos reservatórios das usinas hidráulicas.