Contratos por disponibilidade de usinas termelétricas: uma análise dos resultados econômicos de operação

• Main Author: Murcia Neto, Emilio
• Other Authors: Barros, Virginia Parente de
• Format: Others
• Language: pt
• Published: Biblioteca Digitais de Teses e Dissertações da USP 2016
• Subjects: Availability Contracts; Contrato por Disponibilidade; Cost-Benefit Index; Electric Energy; Energia Elétrica; Energy Matrix; Energy Planning; Gás Natural; Índice de Custo Benefício; Matriz Energética; Natural Gas; Oils from Petroleum.; Óleos Combustíveis.; Planejamento Energético
• Online Access: http://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/106/106131/tde-13072016-103610/

Esta dissertação busca analisar a eficiência econômica da forma de classificação das usinas geradoras nos leilões de contratação de energia elétrica por disponibilidade. Historicamente, o Brasil tem apresentado uma matriz de geração de energia elétrica predominantemente hídrica, que, embora mais econômica do que as matrizes de geração prevalentemente térmicas, pode resultar em déficits de geração em períodos de escassez hidrológica. O ano de 2001 evidenciou tal perigo. Nele, uma série de baixas afluências hidrológicas, sem o prévio incremento adequado do parque gerador, resultou no Programa de Redução do Consumo e, através desse, num decréscimo de 20% na demanda por energia elétrica à época, acentuando a preocupação pela incorporação de empreendimentos termelétricos para diversificar a matriz de geração do País. Entre as modificações realizadas, destaca-se a alteração da estrutura de comercialização de energia elétrica no Brasil visando a favorecer à expansão da oferta termelétrica, concebendo-se a modalidade de contratação por disponibilidade. Tal modalidade transfere o risco da operação e do preço do combustível dos ombros do gerador para os do consumidor. Contudo, fez-se necessário, para viabilizar tal modalidade de contratação, o uso de ferramental diferenciado para classificação dessa nova oferta de energia nos leilões, e a ferramenta adotada foi o Índice de Custo Benefício (ICB). Nesse contexto, o objetivo deste trabalho é analisar os resultados econômicos decorrentes do uso do ICB na contratação de usinas termelétricas por disponibilidade, verificando se ele se mostrou ou não adequado a tal fim. Para isso, analisam-se os resultados dos leilões para a contratação da energia de novos empreendimentos, destacando a participação de cada fonte energia e os valores financeiros exercidos por meio dos preços, das receitas fixas e dos respectivos ICBs. Além disso, é feita uma análise das operações das usinas termelétricas após a contratação. Dessa forma, são utilizados os anos operativos de 2014 e 2015, nos quais foi registrada uma profunda escassez hidrológica, como base na comparação de cenários de geração de energia elétrica com diferentes participações entre empreendimentos termelétricos a óleos derivados do petróleo e a gás natural. Os cenários utilizados são quatro: dois com composição real entre as dessas duas fontes termelétricas (óleos derivados do petróleo e a gás natural) para os anos de 2014 e 2015; e dois simulados, com 100% da geração termelétrica sendo realizada apenas a gás natural para os mesmos anos. Os resultados financeiros encontrados indicam que a potencial economia no custo da energia elétrica gerada no cenário simulado comparado ao cenário real seria da ordem de 6 bilhões de reais nos anos de 2014 e 2015. Assim, considerando as 59 usinas que integraram o universo da análise, o resultado que indica ineficiência no uso ICB, o qual apontou vantagem econômica de certos empreendimentos no momento de suas contratações que não se concretizaram nos cenários testados de baixa hidrologia. Ademais, fica clara a necessidade de aprimorar a metodologia de classificação de empreendimentos de geração de modo que tal metodologia leve em conta os efeitos de eventuais anos de baixa hidrologia, buscando tornar a contratação de energia elétrica no Brasil mais econômica e mais aderente à volatilidade hidrológica do País. === This thesis seeks to analyze the economic efficiency of the classification method for power plants in power availability contracts. Historically Brazil has presented a predominantly hydroelectric power generation matrix, which, though more economical than predominantly thermal generation matrix, can result in the generation deficits in hydrological scarcity periods. The year 2001 showed such danger. In it a number of low hydrological inflows, without adequate prior increase in generating capacity, resulted in rationing of 20% in demand for electricity at the time, stressing the concern by incorporating thermal power projects to diversify the country generation matrix. Among the changes made, it altered the electricity market structure in Brazil in order to favor the expansion of the thermoelectric supply, creating the availability contracts modality. This mode transfers the risk of the operation and the price of fuel from generator to the consumer. However, it was necessary to enable this type of contract, the use of different tools for classification in the auctions, and the tool adopted was the Cost Benefit Index (CBI). The objective of this study is to analyze the economic results from the use of CBI in hiring thermoelectric plants using availability contracts, checking if was or not suitable for this purpose. In this sense, we analyze the results of the auctions for new energy projects, highlighting the contribution of each energy source and the financial figures exercised through prices, the fixed income and ICBS. Moreover, it is also made an analysis of the operations of power plants after hiring. Thus, operating years used were 2014 and 2015, in which it was registered a profound hydrological shortage, based on the comparison of electricity generation scenarios with different interests between thermal power projects to petroleum oils and natural gas. The scenarios used were four: two with real composition between these two thermal sources for the years 2014 and 2015, petroleum oils and natural gas; and two simulated, with 100% of thermal generation with natural gas for the same years. The financial results indicate that the potential savings in the cost of the electricity generated in the simulated scenario compared to the real scenario would be around 6,1 billion reais in the years 2014 and 2015. Thus, considering the 59 plants that integrated the universe of analysis, the result indicates the inefficiency of the use ICB, which pointed out the economic advantage contracts that were not hired in low hydrology scenario tested. In addition, it is a clear the need to improve the classification methodology for generation projects in a way that takes into account the effects low hydrology year, trying to make the electricity contracts more economical to Brazil and more adherent to hydrological volatility of the country.