Precificação de energia

Na matriz energética brasileira, predomina a geração de energia hidrelétrica, mas também são usadas de forma complementar: eólica, biomassa, nuclear e termoelétricas de carvão, gás e óleo. É comum medir essa energia em Megawatt-hora (MWh), sendo que watt-hora é a quantidade de energia utilizada para alimentar uma carga com potência de um watt pelo período de uma hora. Para mais informações gerais sobre o sistema elétrico brasileiro, veja o post Definições em hidroeletricidade.

UHE Furnas. Foto: ViniRoger.

No sistema elétrico, produção e consumo devem estar sempre balanceados, devido a picos de consumo ao longo do ano e do dia, restrições de geração, etc. Existem usinas que produzem mais e com preço operacional baixa, que ficam constantemente ligadas para atender a demanda. Outras, de custo maior, atendem aos picos de consumo.

Os principais órgãos relacionados à energia elétrica no Brasil são:

  • Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) – responsável por formular políticas e diretrizes para o setor energético, vinculado à Presidência da República;
  • Ministério de Minas e Energia (MME) – atua na formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes do CNPE;
  • Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) – regula e fiscaliza a produção, transmissão e distribuição de energia;
  • Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) – administração de contratos, realização de liquidação do mercado de curto prazo, etc, de modo a garantir a comercialização de energia elétrica (é uma empresa sem fins lucrativos, sustentada por contribuição mensal de cada agente);
  • Agentes – empresas associadas à categoria de produção (produtores independentes, concessionárias de serviço público e autoprodutores), distribuição ou comercialização (comercializadores, importadores/exportadores, varejistas, consumidores livres e especiais) – os agentes de transmissão (por não participarem da comercialização de energia) não fazem parte da CCEE;
  • Operador Nacional do Sistema (ONS) – coordenação e controle das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN), sob fiscalização da ANEEL.

Para comercializar energia no âmbito do CCEE, as empresas que pretendem virar agentes devem passar por um processo chamado “Adesão e Modelagem”.

Comercialização de energia

Este é o segmento que possibilita a competição nas operações de compra e venda de energia, que acontece de forma livre ou regulada no mercado. O decreto 5.163/04 é o principal instrumento legal que trata da comercialização da energia. A comercialização não está associada à entrega física da energia. O ONS regula preço e o mercado decide fazer posições futuras.

Comercializadores com comercialização anual maior ou igual a 500 GWh são agentes que compram energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL). Eles também podem vendê-la a outros comercializadores, à categoria de geração e aos consumidores livres e especiais no próprio ACL. Para vender a distribuidores, isso deve ser por meio de leilões autorizados para essa classe no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), com cláusulas contratuais pré-estabelecidas.

No ACL, os contratos são negociados livremente, com cláusulas firmando a vigência, o preço, o volume de energia, etc. Esses contratos são registrados no sistema da CCEE. No ACR, existem alguns tipos de leilão como de Energia Nova (usinas a serem construídas, onde as distribuidoras informam a previsão de demanda energética para o ano de inauguração) e de Energia Existente (para repor contratos, de até 5 anos).

Os vendedores (que atuam tanto no ACR quanto no ACL) são os gestores de serviço público, produtores independentes, comercializadores e autoprodutores, enquanto que os compradores são os distribuidores (só atuam no ACR), consumidores livres e consumidores especiais (atuam no ACL).

O ONS acionará o melhor conjunto de usinas disponíveis para atender à demanda, visando o menor custo de operação. A Rede Básica garante a entrega de energia produzida pelos geradores aos consumidores, com ambos pagando tarifa pelo uso do sistema de transmissão. Então, a energia segue para as Redes de Distribuição, onde as distribuidoras farão a entrega de energia a todos os consumidores de sua área de concessão, sejam eles livres ou cativos, que pagam pelo uso do sistema de distribuição.

Os consumidores cativos são aqueles atendidos pela distribuidora da área de concessão em que estão localizados, pagando tanto pelo uso do fio quanto pela energia recebida. Já os consumidores livres, apesar de receberem fisicamente a energia da distribuidora local, pagam a ela somente tarifa pelo uso do fio, tendo liberdade para escolher seu fornecedor de energia. Dessa forma, é firmado um contrato entre o consumidor e o vendedor de energia.

Não é possível identificar a origem da energia que atende à carga final (carga é potência elétrica), já que estão todos interligados. Embora o SIN conecte praticamente todo o país, existem algumas limitações físicas que comprometem a livre transição de energia. Considerando isso, o SIN foi dividido em quatro subsistemas (ou submercados): N, NE, SE/CO e S. O N costuma exportar energia durante a maior parte do ano – o oposto do NE (produz pouco) e SE/CO (consome muito), que precisam importar energia. O S possui consumo e geração próximos, mas devido ao regime de chuvas pode acabar por exportar energia.

Quando o regime de chuvas é favorável para encher o volume útil dos reservatórios, o CMO fica baixo, pois é possível gerar uma grande quantidade de energia e pode haver até vertimento de água para o reservatório não passar de sua capacidade. Já quando o regime de chuvas fica abaixo do normal em um determinado local e as usinas hidrelétricas devem operar com capacidade reduzida, as usinas térmicas precisam ser acionadas para manter a carga programada. Isso implica em um custo maior na geração do MW/h, já que a geração de energia térmica é mais cara que a hidráulica.

Contabilização e PLD

A CCEE utiliza vários parâmetros para realizar a contabilização de todos os agentes, como a energia contratada e medida de cada agente:

  • energia contratada: para um agente vendedor, a energia contratada representa o total de contratos de venda que ele fez, e para para um agente consumidor, o total de contratos de compra;
  • energia medida: para um agente vendedor (que possui usinas), é a energia efetivamente gerada somada a eventuais contratos de compra que adquirir, e para um agente consumidor, é a energia efetivamente consumida por ele.

A comparação entre os totais contratado e medido é realizada para verificar se o contrato foi cumprido e quantificar pequenas diferença que existam entre essas informações. Essa contabilização permite definir se um agente deve pagar ou receber dinheiro por conta das diferenças, o que é chamado de Mercado de Curto Prazo (MCP).

Por exemplo: Um gerador de energia hidroelétrica firmou um contrato com o governo (através de leilão) para fornecer ao SIN 2000 MWh. Mas, por determinação estratégica do governo (através do ONS), ele deve gerar menos energia para manter o reservatório em um valor mínimo durante o período seco e só gerou 1800 MWh. Para cumprir esse contrato, o gerador deve comprar energia de outro gerador de energia (termoelétrica, por exemplo) para honrar o contrato ou pagar essa diferença. Caso estivesse gerando energia além do contratado, ela poderia ser vendida no mercado.

Essa diferença é valorada no Mercado de Curto Prazo a um preço chamado Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que varia com base nas previsões de disponibilidade de geração, vazões afluentes e carga do sistema. Seu cálculo é feito para cada semana operativa (começa à meia-noite de sexta para sábado), patamar de carga (período de tempo em que as características de consumo tendem a ser semelhantes, que são leve, médio e pesado) e submercado. Os intervalos de duração de cada patamar são determinados para cada mês de apuração pelo ONS e informados à CCEE, mas geralmente são: leve (meia-noite às 6h), médio (7h-17h e 21h-0h) e pesado (entre 18h e 20h) – nos domingos e feriados, é só leve e médio (7h-21h).

Após definir o valor financeiro a pagar ou a receber, o resultado é enviado aos agentes por meio de relatórios e os agentes podem realizar a Liquidação Financeira. Esse acerto de contas é pago pelos devedores a um Agente de Custódia (banco) em um dia específico, depois sacado pelo credor. Se houver inadimplência por um ou mais agentes, o valor faltante é rateado. Existem mecanismos para mitigar esse risco, como penalidades por vender mais energia do que consegue entregar. Encargos e ressarcimentos no ACR também utilizam o PLD.

Deve-se verificar se o valor do CMO está dentro do intervalo estabelecido para o PLD. Se o CMO for maior que o PLD máximo, o PLD será igual ao PLD máximo; caso contrário, o PLD será o PLD mínimo. Se estiver dentro dos limites, o PLD será igual ao CMO apurado.

O PLD mínimo foi criado com a finalidade de não deixar o PLD zerar nos momentos em que houvesse vertimento de água nas usinas. Desde 2009, o valor mínimo do PLD passou a ser fixado com base no maior valor entre a receita anual da geração da usinas hidroelétricas em regime de cotas e nas estimativas dos custos de geração da usina de Itaipu para o ano seguinte.

O PLD máximo foi criado para estabelecer um limite ao PLD, pois no racionamento entre 2001/2002, o CMO chegou a custos elevados de 1000 R$/MWh. Desde 2004, é definido com base no Custo Variável Unitário mais elevado de uma usina termoelétrica a gás natural em operação comercial, contratada por meio de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), definido no Programa Mensal de Operação de dezembro.

Custo Marginal de Operação – CMO

O PLD é definido com base no Custo Marginal de Operação (CMO), limitado pelos preços máximo e mínimo vigentes para cada período de apuração e para cada Submercado. O CMO é o custo para se produzir o próximo MWh, sendo obtido através de modelos computacionais utilizados pelo ONS para realizar o planejamento de operação do sistema. A operação consiste na elaboração do despacho da geração (envio de energia), onde há programação de geração.

Por exemplo: suponde que o subsistema NE seja formado de 3 usinas hidroelétricas e 2 térmicas, cada uma com seus respectivos capacidade e custo de geração. A partir da previsão de carga do subsistema, é feita uma análise das usinas disponíveis. As capacidade de produção são empilhadas por ordem crescente de custo, e paralelo a isso, é feita a comparação da previsão de carga que será atendida pela geração destas usinas. Comparando-se os dois somatórios, se a geração da usina térmica 4 for desnecessária, ela não será ligada nesse horizonte de operação.

O Custo Total é formado pela soma do Custo Imediato e do Custo Futuro. O Custo Imediato é apurado com base em decisões no presente. O custo futuro da energia depende das afluências futuras, que dependem da água da chuva e de reservatórios subterrâneos.

Para se entender a apuração do PLD, é necessário entender o planejamento das operações. O planejamento da operação tem como objetivo minimizar o custo total em todo o horizonte de estudo. Para isso, deve-se considerar a geração de energia hidráulica (manutenção do nível dos reservatórios), energia térmica (visando economia de água), intercâmbio de energia entre submercados e algum eventual corte de carga. Quanto ao horizonte temporal, é dividido em médio prazo (5 anos, etapas mensais), curto prazo (2 meses, etapas semanais) e programação diária (1 semana, etapas horárias – em desenvolvimento). Quanto maior o prazo, menor o detalhamento.

Para analisar diferentes cenários hidrológicos, é importante também perceber que as afluências futuras são de natureza estocástica (ou seja, não é possível modelá-las com modelos determinísticos). Desse modo, é comum fazer uso de modelos de análise de séries temporais em conjunto com técnicas de programação linear para que se possa fazer simulações com diferentes cenários hidrológicos.

Modelos computacionais

Os modelos computacionais recebem como dados de entrada: a previsão de vazões, que é a estimativa de água disponível para gerar energia elétrica, a disponibilidade de usinas térmicas e a previsão de carga. Essa atividade é realizada pelo ONS para otimização de recursos. Como dados de saída, estão: instrução de despacho das usinas (lista de usinas e geração a ser realizada em cada uma) e o Custo Marginal de Operação, que será a referência para o PLD.

Quando são despachadas de forma centralizada, o ONS prioriza a geração das usinas considerando não apenas a situação local da usina e de seu reservatório, mas analisando a condição de todo o SIN – já que muitas usinas estão a montante e/ou a jusante de outras.

O ONS faz uso de três modelos computacionais acomplados (a saída de um abastace a entrada de outro) desenvolvidos pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL – RJ) para determinar a operação do sistema: NEWAVE, DECOMP e DESSEM. Além disso, são usado quatro modelos hidrológicos (PREVIVAZ, PREVIVAZH, PREVIVAZM e GEVAZP), que servem de suporte para geração de cenários hidrológicos e previsão das afluências futuras.

  • NEWAVE (Modelo de Planejamento da Operação de Sistemas Hidrotérmicos Interligados de Longo e Médio Prazo) – ferramenta de estudo de médio prazo, que é utilizada para definir o planejamento num horizonte de 5 anos por etapas mensais considerando a representação a sistemas equivalentes. O principal resultado deste modelo é a função de custo futuro. Funciona baseado na técnica de Programação Dinâmica Dual Estocástica (PDDE) e em sistemas equivalentes de energia;
  • DECOMP (Modelo de Planejamento da Operação de Sistemas Hidrotérmicos Interligados de Curto Prazo) – ferramenta de curto prazo, que é utilizada para definir o planejamento num horizonte que vai de 2 a 6 meses por etapas semanais considerando a representação individual das usinas hidroelétricas. Ele utiliza a tendência da hidrologia obtida pelo NEWAVE;
  • DESSEM (Modelo de Despacho Hidrotérmico de Curto Prazo) – ferramenta de programação diária, que trabalha em etapas horárias e funciona como um refinamento do modelo DECOMP;
  • PREVIVAZ – é um modelo utilizado para realizar a previsão das afluências abrangendo um período que vai de uma a até seis semanas adiante. Este utiliza os seguintes modelos estatísticos: autoregressivos AR(p), autoregressivos e de médias móveis ARIMA(p,q) ou o periódico PARMA(p,q) até quarta ordem – mais detalhes sobre a metodologia no link;
  • PREVIVAZH – em algumas situações as previsões realizadas pelo PREVIVAZ podem estar incompletas, portanto o PREVIVAZH é utilizado de forma complementar ao PREVIVAZ gerando previsões de vazões diárias num horizonte que vai de 7 a 13 dias;
  • PREVIVAZM – é uma ferramenta especial que é utilizada para estudos de verificação de condições de atendimento da demanda energética no horizonte anual;
  • GEVAZP – este modelo gera um conjunto de cenários sintéticos de vazões e energias utilizando o modelo PAR(p), que modela a afluência de um mês como uma combinação linear das afluências dos meses anteriores e de uma componente aleatória. Para o modelo DECOMP, o GEVAZP é utilizado para gerar os cenários de vazões a partir do segundo mês, enquanto que para NEWAVE, o GEVAZP gera cenários de energia afluente para até cinco anos a frente com base no valor de afluência do mês anterior ao primeiro mês do planejamento.

O DECOMP utiliza vazões semanais (proveniente de históricos dispostos em arquivos “_str.dat” para cada posto), enquanto que o DECOMP usa vazões mensais (do arquivo vazoes.dat, onde cada coluna é um mês). Alguns postos do NEWAVE diferem dos postos do DECOMP, mas nos dados de entrada do DECOMP existe um bloco onde a relação entre os postos é evidenciada, mostrando quais são os postos de vazões para sua otimização (aqueles do arquivo PREVS) e quais são os postos para efeito de acoplamento com o modelo NEWAVE. O modelo DECOMP calcula a ENA futura (veja último tópico do post) com base nos postos do NEWAVE (postos de acoplamento).

Vários postos que o DECOMP usa são artificiais, ou seja, a vazão é calculada em função de vazões de postos naturais. As equações que relacionam esses postos (que não aparecem no arquivo PREVS) são definidas no arquivo REGRAS.DAT do ONS, que faz parte dos dados de entrada do modelo GEVAZP. O modelo GEVAZP (Geração de Séries Sintéticas de Energias e Vazões Periódicas) produz cenários de afluências às usinas do sistema, com probabilidades de ocorrência associadas a cada ramo de uma árvore de afluências.

Os modelos são rodados pelo ONS, visando garantir o planejamento otimizado para reduzir o custo de operação do SIN, e pelo CCEE, que busca garantir PLD único por subsistema, não considerando restrições elétricas características da rede nem geração de teste. A restrição elétrica pode surgir devido às grandes distâncias das linhas de transmissão, havendo necessidade de acionamento de usinas termoelétricas e aumento dos custos, a serem subsidiados por encargos. As mudanças nas condições entre o momento do cálculo e o despacho efetivo também serão tratadas como encargos de restrição de operação. A CCEE remunera os agentes cujo custo de geração é mais alto que o PLD com recursos oriundos de encargos.

Fontes