CEC de usinas eólicas

CEC de usinas eólicas

Avaliação crítica da formulação e proposta de nova

metodologia considerando os aspectos contratuais da

fonte

Gabriel Malta Castro1

Amaro Olímpio Pereira Júnior 2

Resumo: O valor do CEC (custo econômico de curto prazo) das usinas vendedoras é

calculado durante o processo de habilitação para os leilões de energia nova (LEN). Assim, as usinas que tendem a gerar mais energia durante os meses em que os preços da energia estão maiores têm vantagem competitiva nos leilões. No caso de usinas eólicas, há algumas falhas no cálculo do parâmetro CEC. Este artigo buscar explicar essas falhas a partir da análise da adequação da forma de seu cálculo nos Leilões de Energia Nova (LEN), para a partir daí propor uma nova forma de cálculo do CEC para as usinas eólicas, considerando os aspectos físicos e contratuais da fonte.

1 - Gabriel Malta Castro – MSc - maltacastro@gmail.com

1.

Introdução

A contratação de energia nos Leilões de Energia Nova (LEN) é feita de forma a permitir que diversas fontes diferentes concorram entre si. Para classificar os diferentes tipos de empreendimentos é utilizado o Índice Custo-Benefício (ICB). O ICB é composto por três parcelas: receita fixa (RF), custo de operação (COP) e custo econômico de curto prazo (CEC).

A RF remunera os investimentos dos empreendedores e mais o custo de geração inflexível da usina. O COP cobre os custos esperados de operação da usina acima da inflexibilidade, tais como os custos variáveis de operação e manutenção (O&M) e os gastos com combustíveis. Já o CEC representa as receitas ou despesas devidas a geração esperada acima ou abaixo, respectivamente, da garantia física da usina. As parcelas COP e CEC são estimadas pela EPE a partir dos parâmetros de cada usina, informados empreendedores, e pela projeção dos preços dos combustíveis. No caso específico das usinas eólicas, entretanto, o cálculo do CEC não leva em conta algumas características dos contratos de compra e venda de energia proveniente dessas usinas e distorce o ICB. Como consequência, a concorrência entre as usinas e a busca pela modicidade tarifária podem estar sendo prejudicadas.

Assim sendo, este artigo buscar explicar as falhas no cálculo do parâmetro CEC no caso de usinas eólicas, a partir da análise da adequação do uso do parâmetro CEC nos Leilões de Energia Nova (LEN), para a partir daí propor uma nova forma de cálculo do CEC para as usinas eólicas, considerando os aspectos físicos e contratuais da fonte.

2.

Contextualização

Os Leilões de Energia Nova (LEN) são realizados regularmente no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e o seu objetivo é contratar energia para atendimento à demanda prevista pelas distribuidoras. A quantidade de energia contratada é limitada pela Garantia Física (GF) de cada usina. Entretanto, a geração efetiva da usina num determinado mês pode ser maior ou menor do que o valor contratado.

Segundo a legislação vigente, há duas formas de tratar essa diferença entre a energia produzida pela usina e a contratada pela distribuidora. Caso o contrato seja do tipo “por quantidade”, o risco é assumido pelo gerador que deverá pagar por qualquer geração abaixo do contratado, ao longo de um período de contabilização. Existem alguns mecanismos para mitigar esse risco, como o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). O contrato “por quantidade” é o contrato usado para usinas hidrelétricas, que compartilham os riscos hidrológicos entre elas a partir do MRE.

A outra forma de contrato é “por disponibilidade”. Neste caso, a geração acima ou abaixo do contratado se torna um recurso do comprador, que liquida essa energia excedente (ou insuficiente) ao Preço de Liquidação de Diferenças (PLD). Dessa forma, do ponto de vista da distribuidora, compradora da energia, são mais vantajosos os empreendimentos que gerem excedentes nos meses em que o valor esperado do PLD é maior (energia está mais cara).

Antes da realização de um LEN, a EPE realiza simulações e calcula o valor esperado dessas liquidações de energia no mercado de curto prazo, para cada usina habilitada. O resultado desse cálculo é chamado de Valor esperado do custo econômico

de curto prazo ou CEC [1]. Assim, os empreendimentos com valores de CEC mais

elevados têm uma desvantagem na competição do leilão e devem, dessa forma, aceitar remunerações menores para competir com as usinas que têm os valores calculados do CEC menores. Portanto, o CEC corresponde ao custo (ou benefício) esperado que a distribuidora que compra energia incorre ao liquidar a energia que recebe em menor (ou maior) quantidade do que contratou.

Segundo Nota Técnica que define o Índice Custo-Benefício (ICB) [1], o CEC é estimado a partir dos valores esperados de Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), conforme equação (1) abaixo. A estimativa de PLD é obtida a partir da simulação do

Sistema Interligado Nacional (SIN) no modelo Newave, sendo igual aos valores da variável Custo Marginal de Operação (CMO) limitados aos valores máximos e mínimos estabelecidos pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) no ano da realização do leilão. CEC=

∑

∑

• CEC: Valor esperado do custo econômico de curto prazo, dado em R$/ano; • m: Mês (1=janeiro, 2=fevereiro,..., 12=dezembro);

• c: Cenário de PLD;

• N: Número total de cenários (Nas simulações, usa-se o valor de 2.000 x 5 anos = 10.000 cenários);

• GF: Garantia física da usina;

• Gm,c: Geração da usina no mês m, cenário c;

• PLDm,c: PLD no subsistema da usina no mês m, cenário c.

Observa-se que a classificação dos empreendimentos obtida pelo ICB refere-se aos melhores empreendimentos do ponto de vista das distribuidoras (ACR) e não do ponto de vista do sistema elétrico como um todo, ou seja, o ACR mais o ACL (Ambiente de Contratação Livre). O CEC é, na verdade, uma avaliação do benefício proporcionado pela energia proveniente da usina às distribuidoras e não um custo inerente à fonte. Uma forma de avaliar o benefício a todo o sistema elétrico é pela consideração de toda a energia gerada em determinado período de tempo e valorá-la pelo CMO, em vez do PLD, conforme demonstrado genericamente na equação (2). Essa é parte da forma proposta em [2], através do conceito de LACE (Levelized Avoided Cost

of Electricity), porém o LACE também considera o benefício proporcionado pelo

atendimento aos requisitos de potência.

BEN =

∑ ∑

Onde:

• BEN: Benefício da energia gerada pela usina;

• CMOm,c: PLD no subsistema da usina no mês m, cenário c.

Para o cálculo do CEC, o valor do PLD durante período contratual não é conhecido, dessa forma, são simulados 2.000 cenários possíveis de preço, que derivam das 2.000 séries hidrológicas simuladas no modelo Newave. Como cada cenário simula

cinco anos com a mesma configuração, as 2.000 séries equivalem a 10.000 cenários anuais de preço (120.000 valores mensais).

No caso de usinas termelétricas com CVU declarado, a geração (Gm,c) é dada em função do PLD, portanto, os cenários de preço são, ao mesmo tempo, cenários de geração dessas usinas. No caso de usinas termelétricas com CVU zero (como usinas à biomassa), a geração a cada mês é declarada pelo proprietário da usina. Para usinas solares, sejam elas fotovoltaicas ou heliotérmicas, o CEC não é calculado [1].

No caso das eólicas, o CEC também é calculado a partir da declaração1 _de geração do agente vendedor para cada mês do ano. Porém, essa declaração mensal não é um requisito que a usina deve cumprir mensalmente. Em outras palavras, a sazonalidade decorrente da geração aferida da usina pode ser diferente da declarada, sem que nenhuma penalidade seja aplicada à usina. Esse fato pode incentivar declarações de disponibilidade mensal não aderentes às características de vento da região, unicamente com o objetivo de ter seu parâmetro CEC calculado de forma mais vantajosa para a participação no leilão.

Há duas possibilidades para corrigir esse problema. A primeira opção é não considerar a parcela CEC para os empreendimentos eólicos. A vantagem desta opção é simplificar o processo do leilão, além de igualar ao tratamento que é dado para as usinas fotovoltaicas e para as próprias eólicas quando vendem nos Leilões de Energia de Reserva (LER).

A segunda opção é a elaboração de um mecanismo contratual que contabilize a geração a cada mês e garanta o cumprimento dos valores mensais declarados na certificação. Como a intenção desse mecanismo é evitar declarações de sazonalidade exageradas e sabendo as características estocásticas do recurso eólico, o referido mecanismo não necessitaria incorrer em penalidades muito severas em caso de descumprimento, pois isso poderia resultar em aumento do risco percebido pelo empreendedor.

Havendo ou não o mecanismo referido no parágrafo anterior e mantendo-se o cálculo de CEC para as eólicas, é preciso atentar para o fato de que a metodologia de cálculo de CEC, usada para as outras fontes, não se adéqua à fonte eólica. Isso se deve

1 _{O agente declara a geração mensal considerando 50 % de probabilidade de esse valor ser excedido (P50). É}

feita, então, uma conversão para um valor com 90 % de probabilidade de ser excedido (chamado de P90 mensal) e

ao fato de o contrato (CCEAR) de compra e venda de energia eólica [3] possuir algumas peculiaridades, tais como: bandas de geração e contabilização quadrienal. Essas peculiaridades fazem com que a equação (1) não seja adequada para estimar os custos de curto prazo que serão incorridos pela distribuidora compradora.

De acordo com o CCEAR das usinas eólicas, a contabilização da energia gerada é feita ao longo de um período de quatro anos. Para isso, durante esse período, o gerador pode acumular um saldo de energia que é limitado a: 30% do valor contratado no primeiro ano, 20% no segundo ano, 10% no terceiro ano e 0% no quarto ano. Se esse limite for atingido, a energia gerada a partir de então não faz parte do contrato entre o gerador e a distribuidora. Como a garantia física é definida como o valor com 90 % de probabilidade de ser superado, a geração tende a ser maior do que a GF. Assim, em muitos momentos (principalmente nos últimos meses do ano), a eventual geração que esteja acima da quantidade contratada não é liquidada pela distribuidora e sim pelo proprietário da usina. Nessas ocasiões, a distribuidora terá que comprar energia no curto prazo em vez de vender. A Figura 1 a seguir ilustra uma situação hipotética ao longo de

um quadriênio.

Pode-se observar, que nos primeiros meses do quadriênio mostrado, toda geração acima ou abaixo do contrato é liquidada pela distribuidora no mercado de curto prazo, da mesma forma que ocorreria com as outras fontes. Porém, a partir do segundo ano, nos últimos meses do ano o limite de acúmulo de saldo já foi atingido. Nessa situação, toda energia extra gerada não atende ao contrato e é liquidada pelo proprietário

Figura 1: Detalhamento mês a mês da contabilização da distribuidora no mercado de curto prazo ao longo de um quadriênio

jan/14 mar/14 mai/14 jul/14 set/14 nov/14 jan/15 mar/15 mai/15 jul/15 set/15 nov/15 jan/16 mar/16 mai/16 jul/16 set/16 nov/16 jan/17 mar/17 mai/17 jul/17 set/17 nov/17 0 2 4 6 8 10 12 14

Exposições no mercado de curto prazo eólica P90

Geração que atende contrato da distribuidora Distribuidora compra no curto prazo Distribuidora vende no curto prazo GF Geração M W m e d

da usina no mercado de curto prazo. Assim, a distribuidora não recebe a energia produzida pela usina e fica exposta negativamente ao PLD.

Para adequar o cálculo do CEC às condições contratuais da fonte eólica, propõe-se a metodologia descrita no capítulo a propõe-seguir.

3.

Metodologia

Como a geração das usinas eólicas não tem relação com o PLD no período, pelo fato de depender da disponibilidade de vento, e considerando que o saldo quadrienal em cada mês depende da geração ocorrida nos meses anteriores, é preciso criar cenários de geração de energia para cada usina eólica, no horizonte de quatro anos. Para este estudo, os cenários foram criados a partir dos valores mensais declarados (Produção certificada por mês), da geração anual esperada (Produção certificada anual) e da incerteza declarada. A partir desses dados e das perdas declaradas, são estimados os valores esperados (P50) de geração líquida para cada mês do ano.

Assumindo-se que a geração mensal de energia no parque segue uma distribuição gaussiana, foram gerados valores de energia produzida para cada mês. Uma melhoria – em vez de obter os valores a partir de distribuições gaussianas independentes – seria gerar séries temporais (autorregressivas) de forma a melhor representar possíveis realizações da produção de energia do parque gerador ao longo de um quadriênio.

Com base nas séries geradas, verifica-se mês a mês, durante todo o quadriênio, quanta energia deve ser liquidada no curto prazo pela distribuidora, considerando o saldo existente e os limites de acumulação previstos no CCEAR, conforme explicado no item anterior. Essa energia é valorada pelos PLD dos cenários de preço, a cada mês, do caso simulado para cálculo de garantia física, conforme equação (3).

CEC=

∑

∑

∑

• CEC: Valor esperado do custo econômico de curto prazo, dado em R$/ano; • m: Mês (1=janeiro, 2=fevereiro,..., 12=dezembro);

• v: Cenário de geração eólica;

• N: Número total de cenários de PLD;

• EXm,v: Exposição da distribuidora no cenário v e mês m; • L: Número total de cenários de geração eólica;

• PLDm,c: PLD no subsistema da usina no mês m, cenário c.

A exposição da distribuidora é definida a cada mês, de acordo com a geração dos meses anteriores do quadriênio e os limites de acumulação definidos no CCEAR [3], conforme exemplificado na Figura 1.

4.

Resultados

A partir da metodologia descrita, calculou-se qual seria o CEC das usinas eólicas que participaram do LEN A-3/2014 localizadas no subsistema Nordeste. Esses valores foram comparados com o CEC obtido pela metodologia tradicional, usando os valores de PLD do caso base do LEN A-5/2014. Foram usados 200 cenários de geração por usina, sendo 196 usinas no total. A Tabela 1 apresenta um resumo dos resultados. Como as usinas têm diferentes valores de GF associados, os resultados foram parametrizados e correspondem aos CEC (em R$/ano) divididos pela garantia física de cada usina (em MWh/ano). CEC tradicional (R$/MWh) CEC proposto (R$/MWh) Diferença (R$/MWh)

Média das 196 usinas -5,37 -3,74 1,63

Maior valor entre as 196 usinas 0,12 2,14 6,07

Menor valor entre as 196 usinas -13,14 -12,75 -0,62

Tabela 1: Resumo dos resultados

Observa-se que com a metodologia proposta o valor do CEC passa a ser, em média, 1,6 R$/MWh maior do que calculado pela metodologia atual. Isso mostra que o ICB das eólicas está estimando um benefício ligeiramente maior para as usinas eólicas do que é esperado que elas proporcionem às distribuidoras.

A Figura 2 compara o valor obtido pela metodologia atual e o obtido pela metodologia proposta para cada uma das 196 usinas. A linha verde serve de referência e possui inclinação de 45°, o que mostra que em quase todos os casos o CEC calculado

pela metodologia proposta fica maior do que o valor obtido pela metodologia tradicional. Além disso, é possível observar que em alguns casos o valor do CEC se torna positivo, o que, pela metodologia tradicional e dentro da amostra analisada aqui, só havia acontecido em um dos 196 casos e mesmo assim em um valor muito baixo (0,12 R$/MWh).

Outro aspecto a considerar, é que a competitividade entre as usinas eólicas se altera ao se considerar a nova forma de cálculo, pois alguns pontos estão mais próximos da linha verde e outros estão mais afastados. É possível observar que usinas que possuíam um valor de CEC muito baixo, tendem a manter seu valor, enquanto as que possuíam um valor maior tendem a aumentar ainda mais.

Figura 2: Resultados dos 196 parques avaliados

-14,00 -12,00 -10,00 -8,00 -6,00 -4,00 -2,00 0,00 2,00 -14,00 -12,00 -10,00 -8,00 -6,00 -4,00 -2,00 0,00 2,00 4,00

Comparação entre CEC tradicional e CEC proposto

CEC tradicional (R$/MWh) C EC n o vo ( R $ /M W h )

5.

Conclusão

Conforme mostrado, o cálculo da parcela correspondente ao CEC das usinas eólicas não está adequado à forma de contabilização prevista nos CCEAR da fonte. Desta forma, sugere-se que não seja usado esse parâmetro para essa fonte ou que a metodologia de cálculo do CEC seja aprimorada, ao mesmo tempo que se crie um mecanismo que comprometa a declaração do agente com as características do vento no local.

Verificou-se que a metodologia proposta representa um avanço em relação à metodologia atual, pois reproduz as condições do contrato de energia eólica. Assim, recomenda-se a discussão sobre os aspectos do CEC nos leilões de energia nova para a fonte eólica.

Referências bibliográficas

[1] EPE, “Índice Custo Benefício (ICB) de Empreendimentos de Geração - Leilões de Compra de Energia Elétrica Proveniente de Novos Empreendimentos de Geração - Metodologia de Cálculo”, EPE, Rio de Janeiro, Nota Técnica EPE-DEE-RE-102/2008-r5, fev. 2013. [2] U.S. EIA, “Levelized Cost of Electricity and Levelized Avoided Cost of Electricity

Methodology Supplement”. U.S. Energy Information Administration, jul-2013. [3] Aneel, “CONTRATO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA NO AMBIENTE