7/26/2019 Formulação Valores de Referência Para o SIN-BR

http://slidepdf.com/reader/full/formulacao-valores-de-referencia-para-o-sin-br 1/6

- Formulação básica dos valores de referência para energia elétrica no SIN-BR:

- Ambientes de contratação de energia dos produtores:

-ACR: Ambiente de contratação regulado (oriundo dos resultados de leilões da

ANEEL – energia principal e energia de reserva).

-ACL: Ambiente de contratação livre, realizado direto na CCEE, de forma

bilateral, de acordo com as regras do Mercado Livre de Energia.

-Regras básicas de precificação para contrato de comercialização no ambiente de contratação

regulado (CCACR), também chamado de CCEAR (contrato de comercialização de energia

elétrica no ambiente regulado)

-Modalidade 1: por quantidade de energia elétrica:

São contratos similares aos antigos “contratos iniciais” (antes de 2000) etambém aos antigos “contratos bilaterais de energia” (até 2006), nos quais está previsto que o

ponto de entrega da energia será o chamado “centro de gravidade do submercado” onde esteja

localizado o empreendimento de geração e também considerando que os custos decorrentes

do risco hidrológico do sistema interligado são assumidos unicamente pelo agente vendedor da

energia. O agente vendedor termelétrico é responsável único pela aquisição do combustível

para suas operações, arcando com todos os custos variáveis para as mesmas, mas tem o direito

de receber todo o ganho advindo do benefício da operação interligada que resulta da operação

centralizada do sistema elétrico nacional. Portanto, nesta modalidade contratual, todos os riscos

(ônus e bônus) da operação energética integrada são assumidos pelos agentes geradores, não

necessitando de intermediários, pois a lei determina que todo produtor de energia é

naturalmente um agente de comercialização, sendo-lhe facultado ter toda sua energia

assegurada (garantia física do empreendimento), comercializada nos dois ambientes de

contratação possíveis; entretanto, o volume do empreendimento relacionado a montantes

(MWh) predefinidos em leilão estarão obrigatoriamente vinculados à modalidade ACR.

-Modalidade 2: por disponibilidade de energia elétrica:

Neste caso, os custos decorrentes dos riscos hidrológicos envolvidos na

operação integrada do sistema elétrico nacional serão assumidos pelos agentes compradores

(tomadores da energia). As eventuais exposições financeiras devido à contabilização no

mercado de curto prazo da CCEE, positivas ou negativas (respectivamente, a favor e

desfavorável ao agente produtor), serão assumidas pelos agentes de distribuição, sendo a estesgarantido o repasse pertinente ao consumidor final, conforme estabelecido em resoluções da

ANEEL, através das regras de comercialização homologadas. O agente vendedor termelétrico

continua responsável pela aquisição do combustível necessário às suas operações, sendo que,

quando o ONS (Operador Nacional do Sistema Interligado) emite um comando de despacho para

uma usina termelétrica conectada ao SIN (Sistema Interligado Nacional), este custo da geração

entregue por tal usina será pago pelo consumidor via cálculo de rateio proporcional à medição

de energia nas fronteiras elétricas que definem o mercado consumidor cativo de cada

companhia distribuidora, sendo tal custo denominado Custo Variável Unitário ( CVU), declarado

pelo agente vendedor da energia ao participar do leilão pertinente. Em resumo, nesta

modalidade, os riscos decorrentes da variação da produção do gerador com relação a suagarantia física são alocados aos agentes distribuidores e repassados posteriormente aos

7/26/2019 Formulação Valores de Referência Para o SIN-BR

http://slidepdf.com/reader/full/formulacao-valores-de-referencia-para-o-sin-br 2/6

consumidores regulados (cativos), desde que o agente gerador não tenha incorrido em

descumprimento das regras operacionais do SIN (PR’s – Procedimentos de rede), tais como falsa

declaração de disponibilidade do agente gerador ou falha no cumprimento da programação de

despacho.

OBS:  A ANEEL é quem define ou estabelece, nos requisitos do edital do leilão, qual será amodalidade de contratação de energia elétrica.

Índice de custo-benefício para empreendimentos de geração (ICB)

Em um sistema de geração predominantemente hidrelétrico, o benefício energético da

operação integrada de um empreendimento de geração, seja qual for, pode ser avaliado pelo

acréscimo aproximado observado na energia assegurada do sistema existente devido à inclusão

de tal empreendimento, sendo entendido como o ganho de energia assegurada em MWh em

primeira adição, ou seja, a garantia física calculada à época do leilão, ou, se antes de 2004, o que

tiver sido homologado pela ANEEL.

O custo global do empreendimento compreende, entre outros, o custo de investimento

(incluindo os custos das compensações socioambientais), os juros de financiamento durante a

construção e a parcela fixa dos custos de operação e manutenção, somado ao valor esperado

do custo variável de operação e manutenção e ao valor esperado do custo econômico de curto

prazo.

O índice de custo-benefício é dado em R$/MWh, individualizado para cada unidade

geradora e definido como a razão entre seu custo total e seu benefício energético ao sistema,

calculado em base mensal ou anual, dado pela seguinte expressão:

= =  + ( çã) + ( . )

í  =

  ($)(ℎ)

 

Custos fixos

Representa a parcela da receita requerida pelo investidor, de modo a cobrir o custo total

de implantação do empreendimento, incluindo compensações, licenciamentos, juros e

remuneração; além dos demais custos relativos a operação e manutenção, tais como: os

pagamentos fixos das parcelas de combustível (produto e transporte) associados a um dado grau

de inflexibilidade, custo de conexão à rede básica (a partir da TUST – Tarifa de uso do sistema

de transmissão, em R$/MWmês) ou conexão ao sistema de distribuição (TUSD, em R$/KW),

seguros, custos patrimoniais, etc.

Valor esperado do custo de operação (ECOP)

É função do nível de inflexibilidade no despacho da usina (combustível excedente ao

“take or pay” ) e do custo variável de operação e manutenção declarado pelo empreendedor que

determina sua condição de utilização pelo ONS, conforme o CMO definido pelo mesmo;

portanto, o ECOP é uma variável aleatória, cujo valor esperado é calculado com base em uma

amostra de valores de CMO divulgados pela EPE

7/26/2019 Formulação Valores de Referência Para o SIN-BR

http://slidepdf.com/reader/full/formulacao-valores-de-referencia-para-o-sin-br 3/6

Valor esperado do custo econômico de curto prazo (ECEP)

Resulta das diferenças mensais apuradas entre o despacho efetivo da unidade geradora

e sua garantia física, valor influenciado pelo nível de inflexibilidade e custo variável declarados

pelo gerador. A parcela corresponde ao valor acumulado das liquidações no mercado de curto

prazo, com base no CMO e dentro dos limites mínimo e máximo do PLD estabelecidos pelaANEEL.

Aula do dia 06/06/2016

Garantia física:

Corresponde à Energia Assegurada (em MW médios por hora) do empreendimento de

geração, que também é função do nível de inflexibilidade no despacho da unidade geradora e

do seu custo variável de operação e manutenção, conforme declarados pelo operador da

unidade. No caso do empreendimento em que apenas uma parcela (x) de sua Garantia Física

seja destinada ao ACR, sendo o restante destinado para uso próprio ou para comercialização no

ACL, assim sendo, o ICB será calculado admitindo-se todas as parcelas de custo e benefíciodefinidas acima variem proporcionalmente à fração de GF destinada ao ACR:

= . .

 +. [ + ]

. 

Então

= 

8760. +

[ + ]8760.

 

= 

8760.

 +  

= 

8760. +

[ + ]8760.

 

Sendo:

RF = Receita Física requerida pelo empreendedor, que será relativa a cada lote

(QL) ofertado no ACR, dado em R$/Ano (igual a x.CF)

QL = quantidade de lotes de no máximo 1MW médio ofertado ao ACR, limitado

a GF (igual a x.GF)

K = parcela invariável do índice ICB (R$/MWh), necessária à cobertura de todosos custos variáveis de operação, bem como os custos econômicos no mercado

de longo prazo (CCEE), que é calculada para o empreendimento como um todo,

válido portanto para qualquer valor de “x”, na época de efetivação do resultado

do leilão.

OBS1: Antes do leilão para o ACR, a EPE já calcula um valor teto esperado para o ICB. Assim

sendo, no processo do leilão, recebidas as propostas dos empreendedores, o ICB final é

calculado com o valor da parcela “K” declarada pelos empreendedores.

OBS2: A utilização desta expressão para o ICB, com um fator “x” definido, possibilita uma correta

comparação entre os vários projetos termelétricos. É possível, entretanto, que seja definido um

7/26/2019 Formulação Valores de Referência Para o SIN-BR

http://slidepdf.com/reader/full/formulacao-valores-de-referencia-para-o-sin-br 4/6

valor mínimo para o fator “x” no edital de licitação, ou seja, um percentual mínimo da garantia

física do empreendimento que seja destinado à comercialização no ACR

OBS3: O ICB é, portanto, uma estimativa do quanto custará a energia a ser fornecida por um

empreendimento, total ou parcialmente, aos seus compradores/tomadores (distribuidoras),

durante o prazo de vigência do contrato na modalidade disponibilidade, para o ACR.

Metodologia do cálculo do ICB para usinas termelétricas:

Os custos marginais de operação (CMO) são valores obtidos a partir dos resultados de

simulações da operação eletro-energética mensal do SIN, através do software NEWAVE, sendo

calculado para cada patamar de carga e sub-mercados do sistema, de acordo com bancos de

dados aferidos pela EPE e de acordo com as regras algébricas de mercado e os procedimentos

de rede que são homologados e aprovados pela ANEEL, respectivamente.

De acordo com as condições do sistema, uma termelétrica pode vir a gerar acima do seu

nível de inflexibilidade declarado em duas situações: i) por razões energéticas, quando o CMO

for igual ou maior ao seu Custo Variável Unitário declarado (CVU); ii) por razões elétricas, devido

a alguma restrição ou necessidade do sistema de transmissão ou outro componente da Rede

Básica de Operação (RB), quando então a unidade geradora faz jus a receber a compensação

financeira através do mecanismo denominado ESS (Encargos de Serviços ao Sistema).

Custos de déficit (máximo CMO):

2016

Patamares compulsórios de redução de carga R$/MWh

0 -> 5% 1571

5 -> 10% 3390

10 -> 20% 7084> 20% 8050

Limites do PLD Mín.: 30,25 R$/MWhMáx.: 422,56 R$/MWh

OBS: os custos ou receitas oriundos da operação por razões elétricas não compõem o cálculo do

ICB.

A regra de despacho mensal simulada no cálculo do ICB pelo ONS ou pela EPE é a regra

válida em condições normais de operação: a) quando o custo variável é inferior ao CMO a usina

estará despachada no limite de sua disponibilidade; b) caso contrário, a usina irá gerar o

montante equivalente a sua declaração de inflexibilidade.

Despacho termelétrico Se CMOs,c,m >= CV -> Gera,cm = Dispm Se CMOs,c,m < CV -> Gera,cm = Inflexm 

Onde:

S = índice do submercado onde está situada a usina (1 a 4, S -> N);

C = Índice de cada cenário hidrológico (1 a 2000);

7/26/2019 Formulação Valores de Referência Para o SIN-BR

http://slidepdf.com/reader/full/formulacao-valores-de-referencia-para-o-sin-br 5/6

m = Índice de cada mês (1 a 120);

CMOs,c,m = custo de operação do sumercado onde está localizada a usina, paracada cenáriohidrológico, para cada mês, em R$/MWh;

CV = custo variável unitário declarado pela unidade geradora, em R$/MWh;

Gera,cm = geração da UTE em cada mês, para cada possível cenário hidrológico,em MW/médios;

Inflexm = geração mínima obrigatória da UTE, para cada mês, em MW médios(inflexibilidade);

Dispm = geração máxima mensal da UTE, em MW médio (disponibilidade).

= á  (1−)  (1 − ) 

Sendo:

Pot = Potência instalada, em MW;

FCmáx = fator de capacidade (percentual da potência instalada) que a usina

consegue gerar continuamente, ou seja, em qualquer época do ano;

TEIF = taxa média de indisponibilidade forçada (em percentual, equivale a certo

nº de horas do ano em que haja indisponibilidade por razões intempestivas e

não esperadas ou não programadas);

IP = taxa de indisponibilidade programada (em percentual, equivale ao n° de

horas do ano em que a usina está indisponível por razões pré-determinadas:

manutenção, combustível, desde que sejam planejadas, programadas e

informadas ao ONS no Plano Anual de Operação).

O Custo variável Mensal de Operação leva em conta o gasto adicional da usina,

considerada como um todo, quando ela gerar acima da sua inflexibilidade, compreendendo

custo adicional de combustível e custos incrementais de operação e manutenção, tais como

horas extras, produtos químicos e outros consumíveis diretamente relacionados à

produtividade.

,  = , −   ℎ 

Onde

nhorasm = nº horas (civil) do mês em questão.

OBS: o valor esperado do Custo de Operação COP é calculado multiplicando-se por 12 o seu

valor médio:

=∑ ∑   ,

  12 

, = ,,   − , ℎ 

7/26/2019 Formulação Valores de Referência Para o SIN-BR

http://slidepdf.com/reader/full/formulacao-valores-de-referencia-para-o-sin-br 6/6

OBS: tal forma de cálculo leva ao custo positivo quando a usina tem de comprar energia para

honrar o contato, ou seja, sua geração efetiva foi inferior à sua garantia física. Leva a um custo

negativo na situação contrária.

O valor de CEC de curto prazo é dado por:

= ∑ ∑   ,

  12 

A parta invariante do ICB pode então ser calculado como

= 8760

 [$/ℎ]