Leilão de energia termelétrica : conciliação da contratação de energia elétrica e de gás natural

Texto

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Caroline Ferreira Paulino

Leilão de Energia Termelétrica

Conciliação da contratação de energia elétrica

e de gás natural

CAMPINAS 2018

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Leilão de Energia Termelétrica:Conciliação da

contratação de energia elétrica e de gás natural

Dissertação de Mestrado apresentada à Facul-dade de Engenharia Mecânica da UniversiFacul-dade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para obtenção do título de Mestra em Planejamento de Sistemas Energéticos.

Orientador: Prof. Dr. Paulo de Barros Correia

ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FI-NAL DA DISSERTAÇÃO DEFENDIDA PELA ALUNA CAROLINE FERREIRA PAULINO, E ORIENTADA PELO PROF. DR. PAULO DE BARROS CORREIA

... ASSINATURA DO(A) ORIENTADOR(A)

CAMPINAS 2018

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Ficha catalográfica

Universidade Estadual de Campinas Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura

Luciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129

Paulino, Caroline Ferreira,

P284L PauLeilão de energia termelétrica - conciliação da contratação de energia elétrica e de gás natural / Caroline Ferreira Paulino. – Campinas, SP : [s.n.], 2018.

PauOrientador: Paulo de Barros Correia.

PauDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica.

Pau1. Teoria dos leilões. 2. Energia termelétrica. 3. Gás natural. I. Correia, Paulo de Barros, 1954-. II. Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III. Título.

Informações para Biblioteca Digital

Título em outro idioma: Thermal power energy auction - conciliation of the contracting of

electric power and natural gas

Palavras-chave em inglês:

Auction

Thermal power Natural gas

Área de concentração: Planejamento de Sistemas Energéticos Titulação: Mestra em Planejamento de Sistemas Energéticos Banca examinadora:

Paulo de Barros Correia [Orientador] Sergio Valdir Bajay

Edmilson Moutinho dos Santos

Data de defesa: 22-02-2018

Programa de Pós-Graduação: Planejamento de Sistemas Energéticos

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FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA

COMISSÃO DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA

MECÂNICA

PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ENERGÉTICOS

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

Leilão de Energia Termelétrica

Conciliação da contratação de energia elétrica e de gás natural

Autor: Caroline Ferreira Paulino

Orientador: Prof. Dr Paulo de Barros Correia

A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação:

Prof. Dr. Paulo de Barros Correia, Presidente Universidade Estadual de Campinas

Prof. Dr. Sergio Valdir Bajay

Universidade Estadual de Campinas

Prof. Dr. Edmilson Moutinho dos Santos Universidade de São Paulo

A Ata de defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.

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Agradeço em primeiro lugar a Deus, por me dar forças para sempre seguir em frente. Aos meus maiores ídolos e incentivadores, minha mãe Helena e meu pai Walt Disney, que desde cedo me ensinaram o quão importante é estudar e correr atrás dos sonhos e objetivos. À minha querida irmã Helena.

Ao meu marido, Luís Felipe, por todo apoio, incentivo e palavras de motivação sempre. Ao Professor Paulo de Barros Correia por ser um excelente professor, orientador e alguém com que pude aprender muito ao longo destes dois anos.

Aos queridos amigos que z na Unicamp, especialmente à Laura Silva, Sara Restrepo, Izana Ribeiro, Jorge Páez e Fernanda Kazama, com quem durante estes dois anos pude compartilhar momentos de alegria, ansiedade, estudos, risadas e muita conversa pelos corredores do departamento e na querida sala 301.

Às minhas queridas amigas Luíza Burgareli e Franciele Oliveira, que mesmo de longe, sempre me dão apoio e motivação.

A todos os professores do Programa de Pós-Graduação do Departamento de Energia que de alguma forma contribuíram nessa jornada de aprendizado.

Aos professores Waldyr Gallo e Sérgio Bajay pela importante contribuição no exame de qualicação.

Aos demais amigos e familiares que, não importa a distância, sempre torcem pelo meu sucesso.

À Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) e ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Cientíco e Tecnológico (CNPq) pelo apoio nanceiro.

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O Gás Natural (GN) vem sendo explorado no Brasil há quase um século. Entretanto, foi apenas com a descoberta da bacia de Campos e, anos depois, do Pré-Sal que o país passou a ter uma reserva signicativa do gás. Dentre os usos do GN, a geração de energia elétrica é um dos mais importantes, e é neste uso que é dada atenção nesta dissertação. Apesar da matriz elétrica brasileira ser predominantemente hidráulica, a crise hídrica que tem assolado o país nos últimos anos e o constante aumento da demanda de energia elétrica no país torna a diversicação da nossa matriz extremamente necessária. A termelétrica a GN se enquadra nesta problemática como uma fonte que pode atuar na geração de base, trazendo segurança no suprimento de energia elétrica, além de estimular o mercado interno de GN no país. Contudo, embora o GN tenha sido a fonte mais utilizada na geração termelétrica em 2016, as incertezas em relação ao abastecimento desta matéria-prima acabam barrando o potencial de expansão deste setor. Dentro deste contexto, este trabalho faz uma revisão dos leilões de energia atuais, analisa os custos de três modelos de termelétrica a GN e estuda um novo formato de leilão, que concilia a contratação de energia elétrica e de GN. O leilão estudado diminui as incertezas na comercialização deste tipo de energia e torna possível uma redução no preço de venda de energia elétrica desta fonte. O formato de leilão estudado propõe a comercialização de energia termelétrica a GN na modalidade quantidade e cria competitividade no preço de compra de gás natural.

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For nearly one century Brazil explores Natural Gas (NG). However, only after the Campos basin and, years later, Pre-Salt discovery, the country nally has a signicant natural gas reserve. Electrical energy generation is among one of the most important natural gas uses, and it is the focus of this dissertation. Hydroelectric plants produce most of Brazil's electricity, but water scarcity in the last few years and the constant increase of energy demand in the country makes it necessary to diversify its energy sources. Natural gas-red thermoelectric plant not only can run continuously as a base load power plant, ensuring energy reliability, but would also increase the natural gas demand in Brazil, which is still in its infancy. Even though natural gas was the most used thermoelectric fuel in 2016, there are still some uncertainties on its supply which ends up blocking its growth potential. In this context, this work reviews current energy auctions, analyses the costs of a natural gas-red thermoelectric plant, and studies a new energy auction format that conciliates electricity and natural gas contracting. The energy auction studied reduces uncertainties in the commercialization of this energy source and makes it possible to reduce its price. The energy auction studied in this work proposes other modality of selling electricity from this energy source and creates competition in natural gas price.

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1.1 Energia armazenada em % por subsistema . . . 17

1.2 Geração de energia em MWmédio . . . 18

1.3 Curva de duração residual . . . 19

1.4 Carga pesada, intermediária e pico . . . 19

1.5 Fluxo de caixa da Termelétrica a GN . . . 20

2.1 Evolução do volume das reservas provadas de GN no Brasil . . . 24

2.2 Evolução da produção anual de GN no Brasil . . . 25

2.3 Gasodutos em operação . . . 26

2.4 Maiores usinas termelétricas a GN do Brasil . . . 30

2.5 Sistema de transmissão . . . 32

2.6 Dilema do operador . . . 33

2.7 Principais modelos do planejamento e programação da operação energética 34 2.8 Curva de duração de carga . . . 36

3.1 Componentes básicos de uma usina termelétrica a vapor . . . 38

3.2 Componentes de uma termelétrica operando segundo o ciclo Brayton . . . 39

3.3 Ciclo combinado em série, paralelo e série/paralelo . . . 40

3.4 Conguração Topping . . . 41

3.5 Conguração Bottoming . . . 42

3.6 Curvas de triagem . . . 45

3.7 Curvas de triagem e curva de duração de carga . . . 46

4.1 Leilão de oferta, demanda e duplo . . . 48

4.2 Leilão uniforme e discriminatório . . . 49

4.3 Leilão fechado de bem únicos e bens múltiplos . . . 51

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5.1 Calendário dos leilões de energia elétrica . . . 59

5.2 UTGN negociadas - Energia contratada por ano . . . 68

5.3 Potencial de expansão da geração termelétrica a GN . . . 69

6.1 PLD por submercado em R$/MWh . . . 73

6.2 Histórico de preço do GN em US$/MMBtu . . . 74

6.3 Projeção do preço de GN em US$/MMBtu . . . 74

6.4 Valor médio do câmbio . . . 75

6.5 Curvas de triagem para o preço de GN de 8 US$/MMBtu . . . 77

6.6 Curvas de triagem para o preço de GN de 6 US$/MMBtu . . . 78

6.7 Curvas de triagem para o preço de GN de 10 US$/MMBtu . . . 78

6.8 Produtos do leilão de termelétrica a GN . . . 79

6.9 Sistemática do 26oLEN . . . 80

6.10 Estrutura do leilão proposto . . . 82

6.11 Etapas inicial e discriminatória - venda de energia elétrica . . . 84

6.12 Etapas inicial e discriminatória - compra de GN . . . 84

6.13 Lances vencedores . . . 85

6.14 Lances de preço de GN do patamar1 . . . 86

6.15 Alocação dos lotes do patamar1 . . . 86

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2.1 Consumo nal do gás natural em milhões de m3 . . . 27

2.2 Matriz elétrica brasileira em 2018 . . . 28

3.1 Capacidade instalada de termelétricas a GN em operação no Brasil em 2015 43 3.2 Tipos de termelétrica a GN em operação no Brasil em 2015 . . . 43

3.3 Comparação das características operacionais dos tipos de geração . . . 44

5.1 Resultado dos leilões de energia nova . . . 60

5.2 Resultado dos leilões de energia existente . . . 62

5.3 Resultado dos leilões de energia de reserva . . . 64

5.4 Resultado dos leilões de energia de ajuste . . . 65

5.5 UTGN nos leilões de energia nova . . . 66

5.6 UTGN nos leilões de energia existente . . . 68

6.1 Características das usinas termelétricas . . . 71

6.2 Custo Fixo . . . 76

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ACL Ambiente de Contratação Livre ACR Ambiente de Contratação Regulada ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis CC Ciclo Combinado

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CDC Curva de Duração de Carga

CDGN Curva de Duração de Gás Natural CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica CS Ciclo Simples

CSA Ciclo Simples Aeroderivativa CVU Custo Variável Unitário EC Energia Contratada FC Fator de Capacidade GF Garantia Física GN Gás Natural GNL Gás Natural Liquefeito IP Indisponibilidade Programada

IPCA Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo LEE Leilão de Energia Existente

LEN Leilão de Energia Nova LER Leilão de Energia de Reserva MME Ministério de Minas e Energia

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ONS Operador Nacional do Sistema PLD Preço de Liquidação das Diferenças PMVA Preço Médio de Venda Atualizado PPT Programa Prioritário de Termeletricidade PVA Preço de Venda Atualizado

SEB Setor Elétrico Brasileiro SIN Sistema Interligado Nacional

TEIF Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada TIR Taxa Interna de Retorno

UPGN Unidade de Processamento de Gás Natural UTGN Usina Termelétrica a Gás Natural

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1 Introdução . . . 17

1.1 Contexto . . . 17

1.2 Objetivo . . . 20

1.3 Organização do trabalho . . . 21

2 Integração Gás Natural e Energia Elétrica . . . 23

2.1 O Gás Natural . . . 23

2.2 O Setor Elétrico Brasileiro . . . 27

2.2.1 O Gás Natural e o Setor Elétrico Brasileiro . . . 28

2.2.2 Breve descrição do sistema . . . 31

2.2.3 Operação do sistema elétrico . . . 33

2.3 Curva de Duração de Carga . . . 35

3 Geração Termelétrica a Gás Natural . . . 37

3.1 Tecnologias de Geração Termelétrica a Gás . . . 37

3.1.1 Termelétrica de ciclo Rankine . . . 37

3.1.2 Termelétrica a gás de ciclo Brayton . . . 38

3.1.3 Termelétrica a gás de ciclo combinado . . . 39

3.1.4 Termelétrica de cogeração . . . 41

3.2 Análise das Tecnologias . . . 42

3.3 Curvas de Triagem . . . 44 4 Teoria de Leilões . . . 47 4.1 Introdução . . . 47 4.2 Conceitos Importantes . . . 49 4.2.1 Preço de reserva . . . 49 4.2.2 Maldição do ganhador . . . 49

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4.3 Leilão Fechado . . . 51 4.3.1 Primeiro preço . . . 51 4.3.2 Segundo preço . . . 52 4.4 Leilão Aberto . . . 54 4.4.1 Ascendente . . . 54 4.4.2 Descendente . . . 54 4.5 Leilão Combinatório . . . 55 4.6 Leilão Duplo . . . 55 4.7 Leilão Simultâneo . . . 57

5 Revisão dos Leilões de Energia Atuais . . . 58

5.1 Introdução . . . 58

5.2 Leilão de Energia Nova . . . 59

5.3 Leilão de Energia Existente . . . 62

5.4 Leilão de Energia de Reserva . . . 63

5.5 Leilão de Ajuste . . . 65

5.6 Termelétricas a Gás Natural nos Leilões Realizados . . . 66

6 Leilão de Termelétrica a Gás Natural . . . 70

6.1 Custos da Termelétrica a Gás Natural . . . 71

6.2 Sistemática do 26o Leilão de Energia Nova . . . 79

6.3 Proposta de mudança no leilão de termelétrica a gás natural . . . . 81

7 Conclusão . . . 88

7.1 Trabalhos futuros . . . 89

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1 Introdução

1.1 Contexto

Desde a criação do sistema elétrico brasileiro, as usinas hidrelétricas têm sido a principal fonte de geração de energia elétrica do país. Entretanto, diante dos baixos volumes dos reservatórios em determinados anos e do crescente aumento da demanda de energia elétrica, há a necessidade de complementar a geração hidrelétrica com fontes capazes de aumentar a segurança no abastecimento energético do país.

A Figura 1.1 apresenta a energia armazenada em porcentagem relativa a ener-gia total armazenável nos reservatórios das hidrelétricas nos subsistemas Nordeste, Norte, Sudeste/Centro-Oeste e Sul de janeiro de 2010 até dezembro de 2017. É importante ressaltar que a capacidade máxima de armazenamento do subsistema Sudeste/Centro-Oeste representa mais que a metade da capacidade máxima de armazenamento de todos subsistemas juntos.

Figura 1.1: Energia armazenada em % por subsistema Fonte: ONS (2017b)

Com o desenvolvimento de tecnologias mais ecientes e a redução dos custos de investimento, as energias eólica e solar têm aumentado sua relevância no cenário energético nacional nos últimos anos. No entanto, elas são fontes intermitentes e no caso da energia

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solar a produtividade é nula durante boa parte do dia.

A Figura 1.2 mostra a geração de energia em MWmédio do ano 2010 até o ano 2017 das fontes hidráulica, térmica, eólica e a geração total. Como é possível ver no gráco, a geração termelétrica que entre os anos 2000 e 2012 representava uma média de 5,8% do total de energia gerada, passou a representar uma média de 20,3% do total de energia gerada entre os anos 2013 e 2017. Já a energia eólica que quase não aparece entre os anos 2000 até 2013, no ano de 2017 chegou a representar por volta de 7% da energia total gerada. A energia solar também tem apresentado crescimento nos últimos quatro anos, porém, por ainda não chegar a representar nem 1% da geração total, não foi representada no gráco da Figura 1.2.

Figura 1.2: Geração de energia em MWmédio Fonte: ONS (2017b)

O despacho energético do sistema interligado nacional (SIN) é feito de maneira a priorizar fontes que possuem custo marginal zero, no caso do Brasil são elas eólica, solar e hidráulica. Visto que essas fontes não conseguem suprir toda a demanda de energia do país, cabe às usinas termelétricas gerarem a demanda que não consegue ser fornecida pelas renováveis.

Biggar e Hesamzadeh (2014) apresentam uma maneira de incorporar o impacto das energias renováveis no planejamento ótimo da geração de energia. A energia gerada pelas fontes renováveis é subtraída da curva de duração de carga total do sistema. Consi-derando que as energias renováveis não estarão produzindo em todos os horários de pico, a demanda de pico na curva de duração é mantida. A curva resultante (Figura 1.3), ou residual, representa o quanto de energia termelétrica deverá ser contratada para o aten-dimento total da demanda do sistema. Vale ressaltar que o conceito de curva de duração de carga deste trabalho utiliza uma metodologia determinística onde, diferente da

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proba-bilística, desconsidera a indisponibilidade das termelétricas. Como no Brasil o número de usinas termelétricas operando ainda é relativamente pequeno, a metodologia determinís-tica da CDC é uma interpretação válida. No entanto, futuramente, com a aumento do número de termelétricas no país, será necessário o uso do procedimento probabilístico.

Figura 1.3: Curva de duração residual Fonte: Biggar e Hesamzadeh (2014)

A curva residual pode ser dividida em três blocos, carga pesada (base), inter-mediária e pico, como mostra a Figura 1.4. Assume-se que para cada uma dessas faixas de demanda há uma tecnologia de geração termelétrica que será mais adequada.

Figura 1.4: Carga pesada, intermediária e pico Fonte: Elaboração própria

A partir da disponibilidade de gás natural, do preço do gás, da demanda de energia elétrica a ser suprida pelas usinas termelétricas e dos custos de cada termelétrica, é possível montar um uxo de caixa para determinar o custo da geração de energia elétrica de uma termelétrica a gás natural. As termelétricas podem optar por contratar parte do gás a preços pré-denidos e deixar o restante para comprar no mercado spot, e também podem optar por vender nos leilões apenas parte de sua capacidade e deixar o restante exposto ao PLD (Preço de Liquidação das Diferenças). Assim, o uxo de caixa da termelétrica será composto por parcelas de custo e receita determinísticas e aleatórias, e por parcelas

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de custo de investimento determinísticas como ilustra a Figura 1.5.

Spot

0 1 2 n

0 1 2 n

Mercados Receita determin´ıstica

Leil˜ao wE (1 − w)E . . . . . . ⇒ ⇒

Receita aleat´oria

0 1 2 n Custo determin´ıstico UTE-GN 0 1 2 n . . . 0 1 2 n . . .

Custo aleat´orio

Spot Leil˜ao ⇐ ⇐ Custo determin´ıstico (1 − w)G wG

Figura 1.5: Fluxo de caixa da Termelétrica a GN Fonte: Elaboração própria

Ao decorrer deste trabalho é realizada uma análise dos custos atrelados a cada um dos tipos de tecnologia de geração termelétrica e das suas características operacionais com o objetivo de determinar quais são as melhores opções de usina para cada faixa de demanda.

No entanto, é necessário ressaltar que o aperfeiçoamento da oferta de termelé-tricas a gás natural no Brasil vai além de uma análise de melhor custo/benefício. Uma das grandes diculdades deste setor está no modelo de leilão de comercialização da energia produzida por estas usinas. O que acontece é que não há uma conciliação entre a venda de energia elétrica e a compra de GN, e isso gera uma grande incerteza em ambos os lados desta negociação. Isto acaba resultando em maiores preços de venda de energia nos leilões e desmotivação na construção de novas usinas termelétricas a GN.

1.2 Objetivo

As usinas termelétricas a gás natural podem ser uma boa opção para com-plementar a geração elétrica das fontes intermitentes, além de criar um mercado para o gás natural no país. Entretanto, a maneira que tem sido comercializada a energia destas usinas e tem sido feitos os contratos de gás, acabam sendo um entrave para este tipo de geração, pois trazem incertezas tanto para o gerador de energia elétrica como para o

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produtor de gás.

O principal objetivo desta dissertação é responder as seguintes perguntas: Quanto vale uma Termelétrica a GN? Quais mudanças na estrutura dos leilões de terme-létrica a GN devem ser feitas para torná-lo mais eciente?

Para responder tais perguntas, o trabalho analisa os custos de geração dos diferentes tipos de usina termelétrica a gás natural e estuda um formato de leilão que seja capaz de conciliar a contratação de energia elétrica e de gás natural. Em adição, ao nal deste trabalho é possível produzir o uxo de caixa apresentado na Figura 1.5 para cada uma das tecnologias estudadas.

1.3 Organização do trabalho

Esta dissertação foi dividida em sete capítulos. O Capítulo 1 contextualiza e apresenta o objetivo deste trabalho.

O Capítulo 2 discute a integração gás natural e energia elétrica apresentando uma breve explicação sobre o GN e seu desenvolvimento no setor elétrico brasileiro. Tam-bém é feita uma breve descrição do sistema elétrico, explicado como é feita a operação do sistema e quais modelos computacionais são utilizados no planejamento operacional. O capítulo também conceitua curva de duração, que é um tema de bastante importância no estudo de caso.

O Capítulo 3 concentra-se nas termelétricas a gás natural e faz uma análise comparativa entre as diferentes tecnologias de termelétrica a gás natural. Este capítulo também insere o conceito de curva de triagem e como esta curva pode auxiliar no plane-jamento da expansão da geração termelétrica a gás natural.

O Capítulo 4 realiza uma revisão da literatura envolvendo teoria de leilões fazendo uso de alguns conceitos e equacionamentos presentes no livro do Krishna (2010). O Capítulo 5 aborda os leilões de energia elétrica que existem no Brasil, apre-sentando os leilões existentes, explicando as suas sistemáticas e expondo os seus resultados. São também apresentadas com maior detalhe as termelétricas a gás natural vencedoras nos leilões de energia brasileiros.

O Capítulo 6 faz uma análise dos custos das termelétricas a gás natural de ciclo simples e de ciclo combinado. Esta análise é utilizada para estudar qual é a melhor tecnologia de geração termelétrica para fornecer energia em cada faixa de demanda de energia e determinar os produtos do leilão proposto. Este capítulo apresenta o estudo

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de um novo formato de Leilão de Energia Nova de Termelétrica a Gás Natural capaz de conciliar a venda de energia elétrica e a compra de gás.

Por m, o Capítulo 7 apresenta as conclusões desta dissertação e também sugestões para trabalhos futuros.

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2 Integração Gás Natural e Energia Elétrica

Este capítulo expõe conceitos importantes a respeito do Gás Natural e mostra um pouco do seu desenvolvimento do Setor Elétrico Brasileiro. Os conceitos expostos neste capítulo são essenciais para um melhor entendimento das diculdades enfrentadas por este setor. O presente capítulo também apresenta o conceito de Curva de Duração de Carga (CDC), que será muito importante na denição dos produtos do leilão proposto no Capítulo 6.

2.1 O Gás Natural

A descoberta do GN data de muitos séculos atrás. O GN pode ser consumido diretamente como matéria-prima (não-energético) e indiretamente (calor e energia elé-trica), atendendo assim à demanda de vários setores. Desde o nal da década de 1980, o consumo do gás tem crescido, e a expectativa é que continue crescendo até, pelo menos, o ano de 2040 (EIA, 2016).

O GN oferece segurança no suprimento de energia e sua queima tem uma emissão de CO2 de 20 a 25% menor que o petróleo e de 40 a 50% menor que o carvão. Por

isso, a termelétrica a gás natural é considerada uma boa alternativa para complementar a geração de energia das fontes renováveis intermitentes, tais como solar e eólica (EPE, 2016a).

A busca por fontes que agridam menos o meio ambiente intensicou as ativida-des de prospecção e exploração do gás natural, o que fez com que houvesse uma expansão geográca das reservas provadas, que antes se concentravam em poucas regiões. Essa expansão favoreceu o transporte do gás, uma vez que as reservas passaram a estar mais próximas dos centros consumidores, demandando um menor investimento na construção de dutos.

O GN é um hidrocarboneto resultante da decomposição de matéria orgânica durante milhões de anos. Ele é composto principalmente por metano (CH4), porém, em

sua composição há também etano (C2H6), propano (C3H8), entre outros componentes. A

proporção de cada um desses componentes varia de acordo com a formação e as condições de acumulação do reservatório (ANEEL, 2008).

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convencional é aquele que se encontra acumulado em subsolo, depósitos ou reservatórios isolados por rochas impermeáveis. Ele pode estar associado ou não ao petróleo. O GN convencional associado é aquele que se encontra no reservatório em companhia do petróleo, dissolvido no óleo ou sob a forma de uma capa de gás. E o GN convencional não associado é aquele que no reservatório está livre ou junto a uma baixa concentração de óleo. Já o não convencional pode ser encontrado em águas profundas, formações rochosas pouco permeáveis e outros locais cuja extração é mais complexa, o que o torna nanceiramente menos atrativo. O gás de Xisto (Shale Gas), gás em formações fechadas (Tight Gas) e o metano de carvão (Coalbed Methane) são alguns dos tipos de GN não convencional (ABRACE, 2015).

Os volumes de GN descobertos que são comercialmente recuperáveis são cha-mados de reservas. E estas podem ser classicadas como provadas, prováveis e possíveis. Cada classicação está relacionada ao nível de incerteza da reserva. As reservas provadas são aquelas cuja probabilidade da quantidade recuperada ser maior ou igual a estimada é de no mínimo 90%. Já nas reservas prováveis, a probabilidade é de no mínimo 50%, e nas possíveis, no mínimo 10% (MME, 2007).

O volume total de reservas provadas cresceu cerca de 40% nos últimos anos, atingindo o patamar de 196 trilhões de m3 no ano de 2016 (EIA, 2016). O Oriente Médio,

com 42,8% do total mundial, é a região que possui o maior volume de reserva e o Irã, com 18,2% do total mundial, é o país que possui a maior reserva (BP, 2016).

A exploração do gás natural no Brasil se iniciou de maneira tímida nos anos 1940, com a descoberta de gás associado ao petróleo no estado da Bahia. Entretanto, foi apenas com a descoberta da bacia de Campos nos anos 1980 e, mais recentemente, com a descoberta do Pré-Sal que as reservas do gás no Brasil passaram a ter um crescimento signicativo, como é possível ver na Figura 2.1.

Figura 2.1: Evolução do volume das reservas provadas de GN no Brasil Fonte: Adaptado de (MME, 2007; ANP, 2016)

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Cerca de 80% das reservas provadas de gás natural no Brasil estão localizadas no mar e associadas ao petróleo. Em 2016, o volume total de reservas provadas no país foi de 429 bilhões de m3, estando boa parte concentrada no Sudeste. Os estados que

possuem as maiores reservas são Rio de Janeiro, com 59,6% do total, São Paulo, com 11,5%, e Amazonas, com 10,8% (ANP, 2016).

O gás natural no Brasil pode ser aproveitado de três maneiras. São elas: geração de energia na própria plataforma, reinjeção no reservatório e transferência para uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) para ser tratado, processado e depois transportado aos centros consumidores (EPE, 2016a).

Nos campos de produção de GN associado, o gás que não é reinjetado e não possui mercado consumidor acaba sendo queimado. É importante ressaltar que o volume de GN queimado deve respeitar um limite estabelecido pela ANP. Já nos campos de produção de gás não associado, toda a infraestrutura de produção é destinada a extração do gás natural, minimizando as perdas do gás. É importante ressaltar que no Brasil a maioria do GN produzido é de origem associada ao petróleo.

Em 2015, o Brasil cou na trigésima posição no ranking mundial de produtores de GN, tendo produzido um total de 35,13 bilhões de m3, dos quais 72,9% eram de gás

associado. Na Figura 2.2 é possível ver o crescimento da produção de gás natural no país ao longo dos últimos anos e para quais nalidades a produção de gás foi utilizada.

Figura 2.2: Evolução da produção anual de GN no Brasil Fonte: EPE (2016a)

Analisando a Figura 2.2 pode-se ver que ao longo dos últimos dez anos houve um grande crescimento na oferta nacional de GN e que o desperdício de GN através da queima e outras perdas tem apresentado tendência de queda a partir do ano de 2009.

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No que diz respeito ao consumo de GN, a instalação do gasoduto Bolívia/Brasil no ano de 1999 foi um dos grandes responsáveis pela sua expansão, pois possibilitou a importação de um grande volume de gás. O gasoduto possui 2.593km de extensão e liga as reservas de Rio Grande na Bolívia a Porto Alegre no Brasil, passando pelos estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul (MME, 2007). Além do gasoduto Bolívia-Brasil, também existem outros gasodutos em operação, como apresenta a Figura 2.3, que juntos formam uma malha de cerca de 9.000km (PETROBRAS, 2017).

Figura 2.3: Gasodutos em operação Fonte: Gasnet (2017)

Além do GN importado via gasoduto, o Brasil também importa Gás Natural Liquefeito (GNL) através de navios, porém em bem menor quantidade (MENDES et al., 2015). Em 2016, a oferta total de GN no país, que é composta pela oferta nacional e pela importação via gasoduto e GNL, foi de 30,86 bilhões de m3. Desse total, foi

importado 11,73 bilhões de m3 e a oferta nacional foi de 19,13 bilhões de m3. Do total

importado, foram 10,34 bilhões de m3 de GN e 1,39 bilhões de m3 de GNL (MME, 2016a).

Embora a quantidade ofertada de GNL seja pequena quando comparado ao GN, a sua representatividade tem aumentado, visto que até o ano de 2008 esta quantidade era nula.

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A comercialização de GN no Brasil é regulamentada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Como é possível observar na Tabela 2.1 os setores que mais consomem o GN ofertado nacionalmente são o setor industrial e o energético. Ainda, é possível notar que o total de GN consumido no país mais que dobrou entre os anos 2000 e 2016, o que era esperado pois o início da exploração do Pré-sal ocorreu em 2010.

Tabela 2.1: Consumo nal do gás natural em milhões de m3

1990 2000 2010 2016 Industrial 1376 3.867 9.274 9.504 Setor energético 814 2.066 3.875 6.559 Transportes 2 275 1.767 1.593 Não energético 895 731 1.453 677 Residencial 4 100 255 357 Comercial 3 76 262 177 Perdas distribuição 0 -232 -433 -387 Consumo nal 3.094 7.115 16.885 18.868

Fonte: EPE (2017a)

Como é possível ver na Tabela 2.1, as perdas de distribuição do GN são pe-quenas quando comparadas com o consumo total. No entanto, se forem observados os consumos dos setores residencial e comercial, as perdas chegam a quase se igualar com a soma do consumo desses dois setores.

2.2 O Setor Elétrico Brasileiro

O Brasil é um país de dimensões continentais e gerenciar o seu sistema elétrico é um grande desao. Por conta de sua geograa favorável, a energia hidráulica tem sido responsável por produzir uma grande fração da demanda de energia elétrica do país. Entretanto, com a crise hídrica que tem assolado o país nos últimos anos e o fato de as usinas hidrelétricas recentemente construídas serem, em sua maioria, a o d'água, a energia termelétrica, e mais recentemente a energia eólica e a biomassa, tem ganhado importância no cenário elétrico. A Tabela 2.2 apresenta a capacidade instalada por fonte no Brasil em janeiro de 2018.

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Tabela 2.2: Matriz elétrica brasileira em 2018 Capacidade instalada Número de usinas kW % Hidráulica 1308 100.270.550 60,69 Biomassa 546 14.503.243 8,78 Térmica - Gás Natural 167 13.020.311 7,88 Eólica 502 12.329.44 7,46 Térmica - Diesel 2265 10.137.510 6,13 Importação - 8.170.000 4,94

Térmica - Carvão Mineral 26 3.727.470 2,26

Nuclear 2 1.990.000 1,20

Solar 81 935.325 0,57

Térmica - Outros Fósseis 1 147.300 0,09

Total 4899 165.231.202 100

Fonte: ANEEL (2017)

Como é possível ver na Tabela 2.2 embora tenha crescido o interesse por energia solar, ela representa apenas uma pequena fração da produção de energia elétrica nacional. Isso deve-se ao fato de que ainda são poucas as usinas solares e a maioria possui potência instalada baixa.

2.2.1 O Gás Natural e o Setor Elétrico Brasileiro

O nal da década de 1990 foi quando o gás natural começou a entrar em cena. Isto ocorreu diante de um panorama onde o carvão, concentrado principalmente no sul do país, possuía um custo de transporte para outras regiões elevado e o custo/benefício do óleo combustível também não era muito atraente. Além disso, a queima do carvão liberava um alto teor de cinzas. Até então, o gás era tido como um combustível cuja disponibilidade era bastante limitada, sendo mais empregado no setor industrial ou como insumo. Entretanto, com o desenvolvimento de usinas a gás empregando o ciclo combinado e a construção do gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol), passou-se a ver o gás natural como uma oportunidade de expandir o parque térmico brasileiro. Em contrapartida, a instalação de usinas termelétricas a gás seria uma maneira de desenvolver o recém-formado mercado de gás no país (LOSEKANN, 2015).

Paralelamente, no ano 2000, os baixíssimos níveis dos reservatórios no subsis-tema Sudeste/Centro-Oeste trouxeram a necessidade da tomada de medidas emergenciais

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para assegurar o abastecimento de energia elétrica no país. Dentre estas medidas estava a criação do Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT) pelo decreto no 3.371 de

fevereiro de 2000. O PPT previa a instalação de 49 termelétricas, das quais 11 seriam de cogeração a gás natural, 30 de gás natural em ciclo combinado, 2 de gás natural em ciclo simples e 6 com outros combustíveis. O programa previa também a conversão de 4 termelétricas já existentes para gás natural. A potência instalada total prevista era de quase 19GW, dos quais cerca de 17GW seriam supridos com térmicas a gás natural (MME, 2000).

Tendo em vista a atração de investimentos, o programa garantia o suprimento de gás natural por até vinte anos a um preço médio de US$2,26/MMBtu reajustado trimes-tralmente ou a US$2,475/MMBtu reajustado anualmente; o programa garantia também a compra da eletricidade pelas distribuidoras, além de uma linha de crédito especial pelo BNDES. Todavia, problemas como utuação da taxa de câmbio do dólar e diculdade de adquirir turbinas no mercado internacional zeram com que apenas 22 usinas ter-melétricas entrassem em operação através do PPT, totalizando na adição de 9,2GW de capacidade instalada (LOSEKANN, 2015). Desta forma, o racionamento de energia nos anos de 2001 e 2002 se tornou inevitável.

O que aconteceu foi que com o m do racionamento, ainda no ano 2002, houve uma recomposição dos reservatórios, provocando uma mudança no cenário do abasteci-mento de energia elétrica no país (ONS, 2017b). O abasteciabasteci-mento que antes era crítico, passou a ter um excedente de capacidade. Isto resultou em inúmeras usinas termelétri-cas, a maioria de propriedade da Petrobrás, operando em um baixo fator de capacidade, acumulando grandes prejuízos devido aos contratos de compra de combustível (REGO, 2007).

Em adição a isso, existia ainda o problema da ociosidade da infraestrutura de transporte de gás natural. Na tentativa de amenizar esta questão, a Petrobras buscou difundir o uso do combustível nos setores industrial e de transporte. A medida foi, de certa forma, bem sucedida, uma vez que entre os anos de 2000 e 2007 o gás natural veicular deu um grande salto, passando a representar 17% do consumo de GN no país (LOSEKANN, 2015).

Diante desta situação, em dezembro de 2006, foi denida a resolução no4 do

Ministério de Minas e Energia (MME) que estabelecia diretrizes para a implementação de projetos de importação de gás natural liquefeito (GNL). Entre os objetivos da resolução estavam o fácil ajuste da oferta de GN com um suprimento exível do combustível, a diversicação das fontes fornecedoras de GN importado e a redução do prazo para imple-mentar projetos de suprimento de GN (MME, 2006). Neste mesmo contexto, em meados de 2007, foi rmado um termo de compromisso entre a ANEEL e a Petrobras para que esta gradativamente ampliasse a disponibilidade de GN e recuperasse a capacidade de

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geração das térmicas (ANEEL, 2007).

Frente ao elevado preço do GNL e a, ainda existente, indisponibilidade do gás natural, houve um grande aumento do uso de térmicas a óleo diesel. Vale ainda ressaltar que de 2012 a 2016 o volume de chuvas no país foi abaixo da média, acarretando a diminuição dos níveis dos reservatórios e, por consequência, no aumento do despacho das térmicas.

De acordo com a ANEEL (2017), atualmente existem cento e sessenta e sete usinas termelétricas a gás natural em funcionamento que juntas totalizam 13.020,31MW de potência scalizada. As cinco usinas termelétricas a gás natural UTGN de maior potência são: a Usina Leonel Brizola, com 1.058MW de potência instalada, localizada em Duque de Caxias-RJ; a Usina Mario Lago, com 923MW de potência instalada, lo-calizada em Macaé-RJ; a Usina Norte Fluminense, com 869MW de potência instalada, também localizada em Macaé-RJ; a Usina Uruguaiana, com 640MW de potência insta-lada, localizada em Uruguaiana-RS; e, por m, a Usina Termopernambuco, com 533MW de potência instalada, localizada em Ipojuca-PE. A Figura 2.4 apresenta a distribuição geográca destas usinas.

Figura 2.4: Maiores usinas termelétricas a GN do Brasil Fonte: Elaboração própria

Uma diculdade enfrentada pelas UTGN's está na operação do gás natural. Isso porque embora seja possível estocar GN em reservatórios naturais ou articiais, o mais usual é que ele seja operado em tempo real através das longas linhas de gasodutos, podendo, às vezes, ser aumentada a pressão no gasoduto para possibilitar uma maior

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concentração de GN por m3. Outro, por assim dizer, obstáculo é que para uma UTGN

ser abastecida com gás natural ela deve estar instalada em um local por onde passe ou seja possível passar um gasoduto.

Analisando as Figuras 2.3 e 2.4 pode-se ver que a termelétrica Uruguaiana ca em um dos pontos de recebimento de GN importado, porém, a mesma se encontra com suas atividades paralisadas desde 2009 pois a Argentina deixou de fornecer GN para a usina depois que passou por uma crise de abastecimento em seu mercado interno (AES, 2017). Por outro lado, as outras quatro UTGN recebem GN produzido nacionalmente.

2.2.2 Breve descrição do sistema

A matriz elétrica brasileira tem como principal fonte as usinas hidrelétricas, sendo parte delas com reservatórios de regularização. As usinas hidrelétricas estão dis-tribuídas nos sistemas Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), Sul (S), Nordeste (NE) e Norte (N). O volume total de água armazenável nos reservatórios equivale a cerca de 211 TWh de reserva de energia, sendo o sistema SE/CO onde estão localizados os maiores volumes armazenáveis. Vale ainda lembrar que praticamente todo território do país está integrado através do Sistema Interligado Nacional (SIN), permitindo que haja uma complementa-riedade entre as regiões. A Figura 2.5 apresenta um mapa com as linhas de transmissão existentes em 2015 e as planejadas para o futuro. Em 2014, a extensão das linhas de transmissão com tensão maior ou igual a 230kV somavam mais de 120.000 km (ONS, 2017b).

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Figura 2.5: Sistema de transmissão Fonte: ONS (2015)

O Operador Nacional do Sistema (ONS) foi instituído em 1998 com a missão de coordenar e controlar o SIN, sob a scalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Cabe ao ONS coordenar a operação das usinas geradoras e do sistema de transmissão de maneira a otimizar os recursos e atender a carga prevista ao menor custo. Esta otimização indica a necessidade de se utilizar a geração térmica em complemento à geração hidrelétrica e da transferência de energia entre regiões ou bacias, assim como indica a produção adequada por bacia (EPE, 2016a).

O operador decide se a água deve ser armazenada para o futuro ou se deve ser utilizada no presente e para tomar esta decisão são levados em consideração a volatilidade interanual e a sazonalidade intra-anual dos rios, a complementariedade e diversidade re-gional, entre outros fatores. Se a decisão for de armazenar água, deve haver fontes que podem ser despachadas a qualquer momento, independente de fatores climáticos. Deste modo, é o acionamento das termelétricas que permite a administração dos reservatórios e a redução do risco de falta de energia. A Figura 2.6 apresenta de maneira resumida o dilema do operador do sistema.

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Figura 2.6: Dilema do operador Fonte: Adaptado de IEMA (2017)

2.2.3 Operação do sistema elétrico

Em um sistema elétrico, como o do Brasil, a geração de origem renovável, que possui custo de combustível nulo, é complementada pela geração de origem termelétrica, cujo custo de combustível é elevado. Deste modo, o planejamento da operação busca sempre que possível substituir a geração termelétrica por fontes renováveis (SOARES, 1987).

Quando se fala de fontes renováveis na matriz elétrica brasileira, refere-se às fontes hidráulica, biomassa, resíduos, eólica e solar. Uma importante diferença entre estas fontes é que a energia produzida pelas usinas solares e eólicas não pode ser armazenada, ou seja, toda energia gerada deve ser despachada. Entretanto, para decidir quanto de energia hidráulica deve ser despachada são ponderados diversos fatores.

A capacidade de geração hidrelétrica depende do volume de água armazenado nos reservatórios e é, portanto, limitada. A disponibilidade de água em um dado momento depende do quanto esta foi utilizada em um momento anterior. Desta forma, o uso da água deve ser feito de maneira a assegurar a menor complementação térmica no presente e no futuro. O operador deve buscar o equilíbrio ótimo entre o benefício presente do uso da água na geração de energia hidrelétrica e o esperado benefício futuro resultante do seu armazenamento, de modo que o custo de geração elétrica seja o menor possível (SOARES, 1987; BARROS, 2015). Quando há mais de uma hidrelétrica atuando em uma mesma bacia hidrográca, a operação da usina a montante irá interferir diretamente na operação das usinas a jusante, ou seja, as usinas apresentam acoplamento operativo entre si.

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Outro aspecto que pode afetar a operação ótima do sistema é a incerteza das vazões auentes futuras e da demanda energética. Como já foi dito anteriormente, tendo sido tomada a decisão de guardar água no presente, pode ocorrer de haver vazões acima do previsto no futuro, e consequente necessidade de verter o volume excedente de água, desperdiçando o que foi armazenado. Porém, pode também ocorrer, se for tomada a decisão de se utilizar a água no presente e no futuro houverem vazões abaixo do esperado, um maior uso das termoelétricas (SOARES, 1987).

De maneira geral, o planejamento da operação do sistema elétrico brasileiro é um problema dinâmico, interconectado, estocástico, não linear e de grande porte. Para resolver este problema o mesmo deve ser decomposto em modelos interligados que con-siderem os horizontes diário e de curto e médio prazo (BARROS, 2015). A Figura 2.7 apresenta as etapas do planejamento da operação energética de acordo com o seu hori-zonte temporal, suas incertezas associadas e o grau de detalhamento da representação do sistema.

Figura 2.7: Principais modelos do planejamento e programação da operação energética Fonte: Adaptado de Barros (2015)

O modelo NEWAVE, desenvolvido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elé-trica (CEPEL), é utilizado no planejamento de médio prazo e considera um horizonte temporal de até 5 anos, com discretização mensal, e representação agregada do parque hidrelétrico. O NEWAVE determina a política de operação mais econômica usando um modelo de programação dinâmica dual estocástica que considera as incertezas nas auên-cias futuras, os patamares de demanda e a indisponibilidade dos equipamentos (CEPEL, 2017). Dentre os resultados do NEWAVE estão as funções de custo futuro que fazem o acoplamento com a etapa de curto prazo no m do horizonte de planejamento (BARROS, 2015).

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O modelo DECOMP também foi desenvolvido pela CEPEL e é utilizado no planejamento de curto prazo, considerando um horizonte temporal de até 12 meses. O modelo possui discretização semanal para o primeiro mês e discretização mensal a partir do segundo mês. O objetivo do DECOMP é determinar o despacho das usinas hidrelétricas e termelétrica de maneira a minimizar o custo de operação ao longo do horizonte de planejamento (BARROS, 2015). Para tal são levados em consideração os valores de carga, as vazões auentes e deuentes dos reservatórios, a inexibilidade da geração térmica, os limites de transmissão entre os subsistemas, a função de custo futuro resultante do NEWAVE, dentre outras informações pertinentes (CEPEL, 2017).

Por m, o modelo DESSEM, também desenvolvido pelo CEPEL, é utilizado na programação diária da operação com horizonte temporal de até duas semanas com discretização horária. O DESSEM é utilizado pelo ONS para o planejamento e a progra-mação de operação do SIN. O modelo é resolvido através de prograprogra-mação dinâmica dual, e objetiva determinar o despacho hidrotérmico ótimo que acarretará na minimização de custos do sistema. Dentre as funcionalidades do DESSEM estão o acoplamento com a função de custo futuro do modelo DECOMP ou pelo estabelecimento de metas de geração térmica e o cálculo dos custos marginais de operação do sistema (BARROS, 2015).

2.3 Curva de Duração de Carga

A CDC é equivalente a curva de carga, porém ao invés de considerar a demanda em ordem cronológica, a CDC considera a distribuição de demanda, variando do maior valor para o menor valor, por período de duração. O período de duração varia de 0 a 100% do período de tempo considerado. Por exemplo, se a demanda mínima do sistema for 45.000 MW, pode ser dito que o período de duração deste valor de demanda é 100%, anal ele ocorre em 100% do tempo. O período de tempo pode ser equivalente a 8760 horas (um ano), 24 horas, 168 horas (uma semana) ou algum outro valor pertinente.

Uma das características da CDC é que ela desconsidera a sazonalidade da demanda energética. A Figura 2.8 apresenta um exemplo de curva de carga e sua curva de duração de carga equivalente. Vale lembrar que área dos dois grácos é a mesma, pois apesar da maneira com a qual estão dispostos os dados ser diferente, os dados presentes nos dois grácos são os mesmos.

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Figura 2.8: Curva de duração de carga Fonte: Elaboração própria

Como já foi mencionado anteriormente, a curva de duração de carga pode ser dividida em três blocos: carga de base, intermediária e pico. Usinas que operam na base precisam estar em funcionamento por longos períodos de tempo. Desta forma, normalmente, as usinas que são despachadas na base são usinas que possuem um valor alto de investimento inicial, mas que tenham um custo operacional baixo, como é o caso das hidrelétricas. Já as usinas que operam no pico funcionam por um período de tempo bem menor. Assim, as usinas despachadas para atender a demanda de pico são usinas que possuem um investimento baixo, comparado com as usinas de base, mas que possuem um custo operacional elevado (WRIGHT, 2010).

A importância da CDC é melhor discutida no nal do capítulo 3 quando é denido e explicado a curva de triagem, e no capítulo 6, onde é feito um estudo de caso.

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3 Geração Termelétrica a Gás Natural

Este capítulo explica o funcionamento de diferentes tecnologias de geração termelétrica e analisa suas principais diferenças. É também apresentado o conceito de Curvas de Triagem que, assim como o conceito de Curva de Duração de Carga, será essencial para a denição dos produtos do leilão proposto no Capítulo 6.

3.1 Tecnologias de Geração Termelétrica a Gás

O uso do gás natural na produção de energia elétrica pode ser para geração exclusiva de eletricidade ou para cogeração, onde são gerados calor e eletricidade. No caso da produção exclusiva de eletricidade, a usina pode ser de ciclo termodinâmico de Brayton, também conhecido por ciclo simples, ou ciclo combinado, que é a combinação do ciclo termodinâmico de Brayton e de Rankine.

3.1.1 Termelétrica de ciclo Rankine

O ciclo termodinâmico a vapor, que pode também ser chamado de ciclo de condensação ou ciclo a vapor, é a tecnologia mais antiga na geração de eletricidade e é baseado no ciclo de Rankine. Por possuir combustão externa, pode-se utilizar inúmeros tipos de combustível, tais como gás natural, carvão, biomassa, entre outros (EPE, 2016a). Resumidamente, o funcionamento da termelétrica de ciclo a vapor movida a GN funciona da seguinte maneira: a queima do gás natural gera calor que irá transformar a água presente na caldeira em vapor de alta pressão. Em seguida este vapor irá passar por um super aquecimento com intuito de diminuir sua umidade relativa. O vapor irá mover a turbina ao chocar com suas pás devido a sua alta velocidade e pressão, convertendo energia potencial em energia mecânica. O gerador acoplado no rotor irá girar na mesma velocidade do rotor, produzindo energia elétrica. Após passar pelas pás da turbina, o vapor perde boa parte de sua energia, voltando a uma baixa pressão. Esse vapor de baixa pressão irá passar pelo condensador, onde será convertido em água novamente e depois voltará para a caldeira, para ser re-aquecida e será repetido o ciclo (WOODRUFF; LAMMERS; LAMMERS, 2012). A Figura 3.1 apresenta os componentes básicos de uma

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termelétrica que opera segundo o ciclo Rankine.

Legenda: TV (turbina a vapor).

Figura 3.1: Componentes básicos de uma usina termelétrica a vapor Fonte: EPE (2016a)

Este tipo de usina possui uma eciência teórica entre 42% e 44%. Esta eci-ência é menor em plantas que não estiverem operando em condições ideais de pressão e temperatura. Vale, ainda, ressaltar que uma das principais vantagens deste tipo de terme-létrica é a possibilidade de se ter altas capacidades unitárias e as consequentes economias de escala (EPE, 2016a).

3.1.2 Termelétrica a gás de ciclo Brayton

Esse tipo de usina caracteriza-se por possuir uma partida rápida, sendo bas-tante utilizada para atender demanda em horários de pico. E, como já foi mencionado anteriormente, nesse tipo de termelétrica o único produto nal será eletricidade.

A termelétrica a gás de ciclo Brayton, também chamada de termelétrica de ciclo simples, consiste em uma turbina a gás conectada a um gerador elétrico. O princípio de funcionamento dessa turbina é baseado no ciclo termodinâmico de Brayton aberto. A usina a gás de ciclo Brayton é composta por compressor, câmara de combustão e pela turbina a gás propriamente dita. No compressor será comprimido o ar, e, depois, na câmara de combustão, será adicionado energia ao ar através da queima de combustível. Este combustível queimado pode ser óleo diesel, querosene, gás natural, entre outros. O processo exotérmico resultante da reação ocorrida na câmara de combustão gera gases que se expandem na turbina a gás, provocando o seu movimento. A rotação do eixo da turbina irá acionar o gerador elétrico, produzindo assim eletricidade (BORGES; CARVALHO, 2012). A Figura 3.2 ilustra os componentes de uma termelétrica que opera segundo o ciclo Brayton.

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Figura 3.2: Componentes de uma termelétrica operando segundo o ciclo Brayton Fonte: Adaptado de (BORGES; CARVALHO, 2012)

Existem dois tipos de usinas termelétricas a ciclo simples, as máquinas indus-triais (heavy duty) e as aeroderivativas, ambas turbinas com tecnologia bastante madura. As turbinas heavy duty possuem exibilidade no uso de combustível, alta conabilidade e baixo custo, e são bastante robustas. Esse tipo de turbina pode atingir uma potência unitária de 340MW e é bastante utilizada na geração de eletricidade operando na base. Já as turbinas aeroderivativas ocupam pouco espaço e possuem exibilidade na manutenção, alta conabilidade e maior eciência. Esse tipo de turbina pode atingir uma potência de até 50MW e é bastante utilizada em potência de pico em termelétrica (EPE, 2016a). A escolha do tipo de turbina a ser utilizada irá depender das especicações da aplicação.

As usinas de ciclo Brayton possuem a desvantagem de possuir uma eciên-cia baixa quando comparada as outras tecnologias de geração termelétrica. A eciêneciên-cia teórica das usinas de ciclo simples industriais é de no máximo 37% e das usinas de ciclo simples aeroderivativas de no máximo 42%. Entretanto, dentre as suas vantagens estão o baixo custo de investimento, curto período de construção e segurança na operação (MME, 2007).

3.1.3 Termelétrica a gás de ciclo combinado

A tecnologia do ciclo combinado é relativamente recente, e tem passado por processo de expansão em vários países. Esse tipo de usina consiste na operação conjunta de turbinas movidas a gás e a vapor. A termelétrica de ciclo combinado tem o mesmos componentes básicos da de ciclo Brayton. Porém, no ciclo combinado o calor exaurido da turbina a gás é utilizado para produzir vapor que será conduzido à turbina a vapor e

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gerar energia elétrica adicional.

O princípio de funcionamento do ciclo combinado é baseado nos ciclos Brayton e Rankine. Existem três congurações de ciclo combinado: série, paralelo e série/paralelo. No ciclo combinado em série, os gases de exaustão da turbina a gás são utilizados em uma caldeira de recuperação para geração do vapor que será fornecido a turbina a vapor. No ciclo combinado em paralelo, o combustível é utilizado para gerar calor nos dois ciclos. E, no ciclo combinado em série/paralelo, o funcionamento se assemelha ao em série, adicionando apenas a queima de combustível na caldeira de recuperação. A Figura 3.3 apresenta esquemas simplicados destes três tipos de ciclo combinado.

Figura 3.3: Ciclo combinado em série, paralelo e série/paralelo Fonte: EPE (2016a)

Esse tipo de termelétrica exige um investimento inicial maior que o da usina de ciclo simples. Entretanto, as turbinas de ciclo combinado possuem eciência de até 60% (ciclo combinado em série) superior a média de 37% das turbinas de ciclo simples. É importante enfatizar que enquanto a turbina a gás pode ser controlada rapidamente apenas alterando a injeção de gás na câmara de combustão, o tempo de resposta do ciclo a vapor é mais lento devido a sua inércia térmica. Desta forma, o tempo que leva para atingir a plena carga em uma termelétrica de ciclo combinado é muito maior que uma de ciclo simples (IEA, 2012).

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3.1.4 Termelétrica de cogeração

A cogeração consiste na produção simultânea e sequencial de calor útil e ener-gia elétrica ou mecânica. Esse tipo de geração busca melhorar o aproveitamento energético do combustível, aproveitando o calor rejeitado pelos ciclos de potência em processos in-dustriais ou em condicionamento ou aquecimento de ambientes (EPE, 2016a).

Existem duas congurações de sistemas de cogeração com turbinas a vapor, o topping e o bottoming (MME, 2007). Na conguração topping, o combustível é queimado em uma máquina térmica para produção de energia mecânica ou elétrica e o calor rejeitado é utilizado em forma de calor útil em algum processo. O calor fornecido pode ser utilizado em processos para aquecimento ou refrigeração. Já na conguração bottoming, a energia térmica rejeitada é utilizada em caldeiras recuperadoras para a geração de vapor. Esse vapor é utilizado como uído de acionamento em um turbogerador para produzir energia mecânica. Os esquemas simplicados destas duas congurações são apresentados nas Figuras 3.4 e 3.5.

Figura 3.4: Conguração Topping Fonte: MME (2007)

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Figura 3.5: Conguração Bottoming Fonte: EDUCOGEN (2001)

Os sistemas de cogeração topping são os mais utilizados. Esse tipo de con-guração tem um grande potencial de expansão no setor de serviços, tais como shoppings centers e hospitais.

A viabilidade econômica de uma térmica de cogeração varia de acordo com sua localização geográca e as condições de mercado. Um aspecto positivo, do ponto de vista ambiental, da térmica de cogeração é a redução do volume de gases lançados na atmosfera.

3.2 Análise das Tecnologias

As tecnologias utilizadas na geração de energia termelétrica a gás natural no Brasil são: ciclo Brayton, ciclo combinado, cogeração e motor de combustão interna. Em 2016, o país contava com quase 12.500 MW de capacidade instalada em usinas termelétri-cas a gás, o equivalente a cerca 30% das térmitermelétri-cas em operação (EPE, 2016a). A Tabela 3.1 apresenta a distribuição de termelétricas a GN pelas regiões do país. Nos próximos anos devem ser construídas mais quinze usinas, adicionando um total de 5.434 MW de capacidade no SIN.

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Tabela 3.1: Capacidade instalada de termelétricas a GN em operação no Brasil em 2015

Região Número de usinas Capacidade(MW)

Sudeste/Centro-oeste 86 7.171

Sul 13 1.403

Nordeste 36 3.285

Norte 10 529

Total 145 12.388

Fonte: EPE (2016a)

Além dos 12.388 MW apresentados na Tabela 3.1, o país ainda conta com 42 usinas de cogeração a GN que somam um total de 2.348 MW de capacidade instalada. A Tabela 3.2 mostra as capacidades instaladas das quatro tecnologias de geração termelétrica por região do país.

Tabela 3.2: Tipos de termelétrica a GN em operação no Brasil em 2015

Região BraytonCiclo

(MW) Ciclo combinado (MW) Motor de combustão interna (MW) Cogeração (MW) Sudeste/Centro-oeste 1.980 4.227 204 1.657 Sul - 1.403 - 19 Nordeste 1.281 3.285 - 672 Norte 1.138 52 405

-Fonte: EPE (2016a)

Cada uma das tecnologias de geração termelétrica tem suas particularidades que as tornam a melhor opção para o abastecimento de uma determinada demanda. De-vido a sua exibilidade de operação, baixo custo de investimento e alto custo de operação, as turbinas a gás de ciclo Brayton são utilizadas para atender demandas de pico, variações imprevistas e utuações sazonais. Por outro lado, as turbinas a gás de ciclo combinado são mais ecientes e possuem menor custo de operação, por isso são designadas para operar em cargas intermediárias ou na base (IEA, 2012).

Algumas das principais características operacionais das tecnologias de geração são: taxa de rampa, que determina o quão rápido a usina pode aumentar ou diminuir sua potência de saída; fator de capacidade mínimo, que indica o mínimo de energia que uma usina pode gerar enquanto estiver ligada; tempo mínimo de atividade, que especica o tempo mínimo que uma usina deve operar depois de ligada; custo de funcionamento a vazio, que é o custo de manter uma usina ligada mesmo sem estar produzindo para que ela que pronta para gerar energia a qualquer momento; e tempo de partida quente,

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que é o tempo que leva para a usina passar a gerar energia uma vez que a mesma estava funcionando a vazio (EME, 2017). A Tabela 3.3 compara algumas destas características operacionais das turbinas a gás com outros tipos de geração de energia elétrica.

Tabela 3.3: Comparação das características operacionais dos tipos de geração

TGCC TGCS Carvão Hidroelétrica Nuclear

Tempo de partida

quente 40 a 60 min <20 min 1 a 12 horas 1 a 10 min

13 a 24 horas Taxa de rampa (Ramp rate) 5%a 10%

por minuto por minuto20% a 30% por minuto1% a 5% 20% a 100%por minuto por minuto1% a 5% Tempo de

zero a 100%

da carga 1 a 2 horas <1 hora 2 a 12 horas <10 minutos

15 a 24 horas Fator de

capacidade

mínimo 25% 25% 30% a 40% 15% a 40% 30% a 50%

*TGCS: Turbina a gás de ciclo Brayton **TGCC: Turbina a gás de ciclo combinado

Fonte: IEA (2012)

3.3 Curvas de Triagem

As curvas de triagem ou screening curves são uma ferramenta que permite comparar os custos de geração de energia elétrica de diferentes tipos de tecnologia. Essas curvas levam em consideração os custos xos, os custos variáveis e o Fator de Capacidade (FC) das usinas a serem comparadas (STOFT, 2002). O FC é obtido através da divisão da geração média durante o intervalo de tempo em questão pela potência total. O valor do FC pode variar entre zero e um. Entretanto, para uma usina ter FC de um, é necessário que ela tenha funcionado a plena carga cem por cento do tempo, o que é improvável, uma vez que são necessárias paradas para manutenção. A Figura 3.6 ilustra curvas de triagem comparando duas tecnologias diferentes para um período de um ano.

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Legenda: CV- custo variável; CF- custo xo. Figura 3.6: Curvas de triagem

Fonte: Elaboração própria

Como é possível ver na Figura 3.6 as curvas de triagem relacionam os custos por ano e o fator de capacidade de cada tecnologia. O custo de cada tecnologia é composto por custo xo e custo variável. A parcela de custo xo é composta pelo custo de investimento anualizado e pelo custo xo de O&M anual. O custo xo de O&M é devido ao custo de geração a vazio, citado anteriormente.

Por sua vez, a parcela de custo variável é composta por aqueles custos que variam de acordo com o fator de capacidade da planta, são eles: custos anuais de com-bustível e de O&M variável. No caso da Figura 3.6 a tecnologia 1 seria a melhor escolha para um fator de capacidade de até x% e a tecnologia 2 seria a melhor escolha para um fator de capacidade entre x% e 100%, onde 0 6 x 6 100. O custo total da tecnologia 1 pode ser calculado pela seguinte equação:

CT1 = CF1+ CV1· h (3.1)

onde CT1 é o custo total em R$, CF1 é o custo xo em R$, CV1 é o custo unitário variável

em R$/kWh e h é o número de horas de utilização. O custo variável da tecnologia 1 é dado por:

CV1 = tgθ (3.2)

Para calcular o custo total da tecnologia 2, basta fazer o equivalente das equa-ções 3.1 e 3.2.

Fazendo uso das curvas de triagem juntamente com a CDC residual, é possível determinar qual tecnologia é a melhor opção para gerar em cada uma das faixas de valor de demanda. A Figura 3.7 ilustra como é feita a relação entre as curvas de triagem e a

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curva de duração de carga.

Figura 3.7: Curvas de triagem e curva de duração de carga Fonte: Elaboração própria

Analisando a Figura 3.7, tem-se que a tecnologia 1 seria a melhor escolha para suprir a carga de pico, a tecnologia 2 para a carga intermediária e a tecnologia 3 para a carga de base. No capítulo 6 é feita uma análise de quais tecnologias de geração termelétrica a gás natural são a melhor escolha para cada faixa de demanda.

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4 Teoria de Leilões

Este capítulo expõe os principais conceitos de teoria de leilões e explica de maneira mais detalhada os formatos de leilão mais utilizados. Diversos são os autores que apresentam o equacionamento de leilões, tais como Menezes e Monteiro (2005), Cramton, Shoham e Steinberg (2006), entre outros. Entretanto, este capítulo se baseia predominan-temente em Krishna (2010) pois o mesmo consegue ilustrar de maneira bastante didática o funcionamento destes leilões.

4.1 Introdução

De maneira resumida, um leilão pode ser denido como um mecanismo eciente utilizado na compra e venda de bens e serviços em mercados complexos, onde o preço é desconhecido ou difícil de ser encontrado (CORREIA; LANZOTTI; SILVA, 2003; SILVA, 2015). Os primeiros registros da realização de leilões datam de mais de dois mil anos atrás, e desde então este mecanismo tem sido utilizado para negociar inúmeros tipos de bens.

Leilões de bens como obras de arte ou objetos raros e até mesmo leilões online para venda das mais variadas categorias de produtos são amplamente conhecidos pelo público em geral. Este mecanismo também é amplamente utilizado no setor público. Dentre as principais utilizações dos leilões públicos estão a privatização e a concessão de uso de bens públicos.

Existem quatro tipos principais de leilões: os leilões abertos que podem ser ascendentes (inglês) ou descendentes (holandês) e os leilões fechados que podem ser de primeiro ou segundo preço (Vikrey) (KRISHNA, 2010). De acordo com o teorema da receita equivalente, independentemente do tipo do leilão, o rendimento esperado será igual em todos eles desde que os valores dos lances dos participantes sejam simétricos e estejam distribuídos de maneira independente, e que os participantes sejam neutros ao risco (SILVA, 2011).

Os leilões podem ainda ser classicados de acordo com sua natureza, podendo ser leilões simples ou duplos, conforme ilustra a Figura 4.1. Os leilões simples podem ser de demanda ou de oferta. No leilão de oferta, o leiloeiro pré-xa um valor de reserva, onde acima dele o bem não será adquirido, e o ganhador é aquele que vender ao menor preço. No leilão de demanda, o leiloeiro pré-xa um valor de reserva, onde abaixo dele o

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bem não será vendido, e o ganhador é aquele que comprar ao maior preço.

Em leilões duplos, vendedores e compradores dão lances de venda e compra simultaneamente e a escolha do vencedor é feita de acordo com regras pré-estabelecidas. Em um leilão duplo vence o comprador que der o maior lance de demanda e o vendedor que der o menor lance de oferta, respeitando a condição que o lance do comprador deve obrigatoriamente ser superior ao lance do vendedor.

Figura 4.1: Leilão de oferta, demanda e duplo Fonte: Adaptado de (SILVA, 2011)

Há ainda a classicação pelo preço de fechamento que pode ser uniforme ou discriminatório (Figura 4.2). Nos leilões de preço uniforme, o valor pago por todos os participantes vencedores é o mesmo. O leilão de preço uniforme pode ser de primeiro preço ou de segundo preço. No leilão de primeiro preço, ganha o participante que deu o maior lance e o valor a ser pago é o lance do ganhador. Por outro lado, no leilão de segundo preço, ganha o participante que deu o maior lance, porém, o valor a ser pago é o segundo maior lance. Nos leilões de preço discriminatório, o valor pago por cada participante vencedor será o valor do seu lance.

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Figura 4.2: Leilão uniforme e discriminatório Fonte: Elaboração própria

4.2 Conceitos Importantes

4.2.1 Preço de reserva

O preço de reserva de um leilão é um valor máximo, no caso dos leilões descen-dentes, ou mínimo, no caso dos leilões ascendescen-dentes, estipulado para a venda ou compra de um determinado bem ou serviço. O bem só será negociado se o lance respeitar este valor. O preço de reserva acaba possuindo o efeito de diminuir o índice de participação no leilão, porém isto pode resultar no aumento da receita do leilão através da cobrança da taxa de entrada, ou através do efeito que o preço de reserva tem sobre o comportamento dos lances dos participantes (MENEZES; MONTEIRO, 2005).

4.2.2 Maldição do ganhador

Anterior ao acontecimento do leilão, o participante tem conhecimento apenas do valor que ele acredita que um determinado bem vale, ou seja, a sua estimativa de preço independe do quanto este mesmo bem vale para os seus concorrentes. Quando o leilão é

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encerrado, o ganhador passa a saber o valor que o bem tinha para os demais competidores, e isso pode resultar em o vencedor descobrir que superestimou o valor deste bem. Esta possibilidade do vencedor pagar por um bem mais do que ele vale é chamada de maldição do ganhador (KRISHNA, 2010).

Existem dois casos onde o ganhador sofre a "maldição". O primeiro é quando o bem vale menos que o valor pago por ele, ou seja, o ganhador perde dinheiro ao comprá-lo. O segundo caso é quando os ganhos nanceiros que o vencedor terá com a compra do bem é menor que o estimado por ele inicialmente (LACORTE, 2012). É importante ainda notar que a magnitude da maldição do ganhador aumenta a medida que o número de participantes de um leilão aumenta (KRISHNA, 2010).

4.2.3 Colusão

Colusão é quando um grupo de participantes de um leilão se alia de maneira estratégica para maximizar seus lucros e garantir que o bem leiloado será adquirido por um dos membros da aliança. Todos os formatos de leilão estão sujeitos a colusão (SILVA, 2015). Entretanto, de acordo com Krishna (2010) os leilões de segundo preço são mais propensos a este tipo de estratégia.

Segundo Krishna (2010), a existência de um aliança não afeta o valor a ser pago pelos competidores não participantes da aliança. Também, quanto maior for o número de participantes da aliança, maior será o seu ganho. De maneira que a aliança mais eciente seria uma onde todos os participantes do leilão estivessem participando.

Um método utilizado para garantir a eciência da colusão é o preauction knoc-kout. Este método consiste em conduzir uma espécie de leilão entre os membros da aliança onde os mesmos expõe os lances que pretendem submeter no leilão do bem que desejam obter. O preauction knockout é conduzido com as regras do leilão de segundo preço e quem vencê-lo ganha o direito de representar a aliança no leilão que irá ocorrer. Caso este representante vença o leilão, ele deve dividir com os demais membros da aliança a diferença entre o valor que ele teria pago se não houvesse a aliança e o valor que ele de fato pagou.

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4.3 Leilão Fechado

No leilão fechado, os lances dados por cada um dos participantes são selados e os seus valores não são informados pelo leiloeiro aos demais. Desta forma, o valor dos lances dos demais participantes não afeta no valor do lance do participante em questão. Pode-se dizer então que neste tipo de leilão o lance dado pelo participante é baseado apenas em suas necessidades pessoais e suas preferências (LACORTE, 2012).

4.3.1 Primeiro preço

No leilão fechado de primeiro preço (Figura 4.3), os lances dos participantes são selados e apenas são revelados aos demais participantes ao nal do leilão. No caso de bem único, ganha quem tiver o melhor lance e o ganhador irá pagar pelo bem o valor do lance que submeteu. No caso de bens múltiplos homogêneos, os lances são classicados em ordem decrescente e vencem aqueles cujos lances foram os mais altos até que a quantidade ofertada seja atendida.

Figura 4.3: Leilão fechado de bem únicos e bens múltiplos Fonte: Elaboração própria, adaptado de (SILVA, 2011)

Nesse leilão cada participante submete um lance fechado bipara o bem de valor

xi. Caso o lance do participante i seja maior que o lance do participante j, o benefício do

participante i será igual ao valor do bem subtraído do valor de seu lance, ou seja,

Πi = xi− bi se bi > maxj6=(i)bj (4.1)

Caso o participante i dê um lance menor que o do participante j, o benefício do participante i será zero, ou seja,

Imagem

Referências

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  3. <http://portal.acsp.com.br/assets/html/indicadores/indicadores_iegv/iegv_dolar.html>.
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  5. <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2004-2006/2004/decreto/d5163.HTM>.
  6. <http://www2.aneel.gov.br/cedoc/lei200410848.pdf>.
  7. <http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2007/029/documento/nt_228_2007_regras_termo_
  8. <http://www2.aneel.gov.br/arquivos/PDF/atlas3ed.pdf>.
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  13. <https://www.ccee.org.br>.
  14. <https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-fazemos/como_ccee_atua/precos/precos_medios>.
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