Calculando a oferta e os custos de geração

O modelo original, definido pelo Master Project, se aplica a realidade verificada nos Estados Unidos. Para melhor se adaptar este modelo, o primeiro passo é levantar e entender algumas diferenças entre os dois sistemas elétricos, o brasileiro e o estadunidense. A primeira grande diferença é quanto ao tipo de geração. Enquanto o sistema norte americano é predominantemente termelétrico, no sistema brasileiro a geração hídrica predomina. Uma segunda diferença é que o sistema brasileiro é quase totalmente integrado, enquanto o americano tem caráter mais regional.

No que tange ao tipo de geração, num sistema termelétrico a previsibilidade é melhor. É possível levantar, com certa segurança e antecedência, todas as características das plantas de geração e saber em qual momento estarão ou não disponíveis. Quanto aos custos variáveis médios de geração, sendo os

principais insumos commodities e como existem projeções17 de preços destas, o cálculo do preço de uma oferta futura é um exercício grande. Porém, se lida com variáveis conhecidas e estimáveis.

Já quando o sistema é predominantemente hídrico, o problema se faz muito mais complexo. Qual o custo da água, o principal insumo? Se os reservatórios estiverem cheios, o custo é zero. Num período de estiagem, com reservatórios vazios, o custo é muito elevado. No caso brasileiro, os softwares Newave e Decomp, compondo a geração hídrica e a geração térmica, buscam minimizar o custo total de geração. Mas isto não é exatamente fácil nem preciso.

Para alcançar esse objetivo é necessário considerar muitas variáveis. Além da dificuldade de prever as afluências futuras de água nos reservatórios, estas afluências devem ser somadas ao estoque disponível. Deve-se levar em conta também a interdependência temporal e espacial das usinas hidrelétricas, visto que os reservatórios muitas vezes atendem diversas usinas a jusante. Em algumas bacias há também as restrições ao uso da água dos reservatórios por conta de outras atividades, como navegação, irrigação e saneamento. Além disso, questões como a produtividade das usinas e a função de custo das termelétricas, as quais são não lineares, complicam sobremodo a previsão por estes softwares.

No que tange ao planejamento da operação realizado pelo ONS, o software Newave, que faz projeção cinco anos à frente, é rodado mensalmente. Já o software Decomp, que faz projeções um ano à frente, com discretização semanal no primeiro mês e discretização mensal a partir daí, é rodado toda semana. Talvez esta dinâmica apresente uma pequena indicação da dificuldade de uma previsão exata no longo prazo.

Além das dificuldades de previsão em si, a resposta dada pelos softwares estão aquém do que se pretende utilizar neste trabalho. O que o trabalho pretende é uma previsão para oito anos – 2016 a 2023.

Não sendo possível fazer uma projeção da oferta, como determinar o preço de mercado, em um dado dia e hora, se este é a interação das curvas de oferta e de demanda?

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Um exemplo de publicação que traz projeções de preços de petróleo e gás natural é o “‘Energy Information Administration (EIA) Annual Energy Outlook”.

O objetivo inicial deste trabalho era realizar projeto em conjunto com uma distribuidora. Com isto, além de uma pesquisa piloto para levantamento das curvas de carga dos consumidores residenciais e a resposta destes às tarifas inteligentes, seria possível precisar com razoável acurácia os preços esperados no futuro, a partir dos preços de aquisição de energia da distribuidora e mesmo com suas expectativas futuras. Na ausência disto, como estimar um preço futuro? Será utilizada como proxy18 o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) / Custo Marginal de Operação (CMO).

O que é Plano de Liquidação de Diferenças? É um preço determinado semanalmente, ex ante, com as mesmas informações utilizadas pela ONS para o planejamento da operação, nas quais algumas adaptações são feitas para refletir as condições reais de mercado. O PLD é calculado para cada tipo de carga (pesada, média e leve) e por submercado (Norte, Sul, Nordeste e Sudeste/Centro Oeste). É utilizada modelagem matemática cujos resultados podem ser entendidos como o equilíbrio entre o uso de água no presente e a sua estocagem para o uso futuro, isto medido em termos dos custos não incorridos pelas usinas termelétricas.

O PLD deriva do CMO. Para o cálculo do PLD a CCEE executa duas vezes o Newave, obtendo o Custo Marginal de Operação (CMO) mensal. Com os resultados do Newave a CCEE executa o Decomp, obtendo o CMO semanal. Por fim, com limites regulatórios de preço máximo e preço mínimo para a geração, aplicados aos resultados do CMO, é definido o PLD.

“O PLD é apenas a tradução do equilíbrio racional das relações das forças de ‘mercado’, por meio de um modelo matemático que determina o equilíbrio econômico racional entre as forças de oferta e demanda”. Por fim, “o PLD está no coração do modelo setorial, da comercialização ao planejamento da expansão.” (notas de aula19

)

Se tem por claro que o PLD trata de transações comerciais em contratos de curto prazo, os quais só existem num eventual descasamento entre a quantidade contratada e a demandada. Neste primeiro caso predomina uma

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Quando uma variável é de difícil mensuração ou determinação, se substitui esta por outra variável de mesma natureza, mas cujo levantamento seja mais fácil e preciso. Esta variável substituta é chamada de variável proxy.

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visão conjuntural. Por outro lado, os contratos de energia exigidos por força regulatória são assentados no longo prazo, para os quais predomina uma visão estrutural.

Em termos econômicos, ceteris paribus, o mercado deverá ser precificado de tal maneira que os valores convirjam para a média do PLD verificado ao longo do tempo. Caso contrário, haverá ganhos ou perdas extraordinários ou para os agentes geradores ou para os distribuidores.

No sítio da CCEE foram obtidos todos os valores de PLD entre janeiro de 2005 e dezembro de 2015. Todos os valores de PLD foram então atualizados para preços de dezembro de 2015, utilizando-se o IGP-M calculado mensalmente pela Fundação Getúlio Vargas. Foram então criadas três séries de preços, a valores constantes de dezembro de 2005: PLD médio, PLD mínimo e PLD máximo por semana (depois por dia), tipo de carga, submercado. Cada uma dessas séries será utilizada ao seu tempo nos cenários que serão descritos a frente.

Esta estratégia relativiza a importância do PLD. Assim, os cenários não trarão uma resposta precisa, mas sim indicarão um caminho de viabilidade na instalação de medidores inteligentes e consequentemente de tarifas inteligentes.