Geração Termelétrica a PARTIR DO CARvãO MInERAL – Carvão Mineral
Leilão de Energia Termelétrica -...
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASFaculdade de Engenharia Mecânica
Caroline Ferreira Paulino
Leilão de Energia TermelétricaConciliação da contratação de energia elétrica
e de gás natural
CAMPINAS2018
Caroline Ferreira Paulino
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 UniversidadeEstadual de Campinas como parte dos requisitosexigidos para obtenção do título de Mestra emPlanejamento de Sistemas Energéticos.
Orientador: Prof. Dr. Paulo de Barros Correia
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FI-NAL DA DISSERTAÇÃO DEFENDIDA PELA ALUNACAROLINE FERREIRA PAULINO, E ORIENTADAPELO PROF. DR. PAULO DE BARROS CORREIA
......................................................................ASSINATURA DO(A) ORIENTADOR(A)
CAMPINAS2018
Agência(s) de fomento e nº(s) de processo(s): CNPq, 131172/2017-4; CAPES,33003017
Ficha catalográficaUniversidade Estadual de Campinas
Biblioteca da Área de Engenharia e ArquiteturaLuciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129
Paulino, Caroline Ferreira, 1988- 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 deEngenharia Mecânica. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Thermal power energy auction - conciliation of the contracting ofelectric power and natural gasPalavras-chave em inglês:AuctionThermal powerNatural gasÁrea de concentração: Planejamento de Sistemas EnergéticosTitulação: Mestra em Planejamento de Sistemas EnergéticosBanca examinadora:Paulo de Barros Correia [Orientador]Sergio Valdir BajayEdmilson Moutinho dos SantosData de defesa: 22-02-2018Programa de Pós-Graduação: Planejamento de Sistemas Energéticos
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
COMISSÃO DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIAMECÂNICA
PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ENERGÉTICOS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
Leilão de Energia TermelétricaConciliação 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, PresidenteUniversidade Estadual de Campinas
Prof. Dr. Sergio Valdir BajayUniversidade Estadual de Campinas
Prof. Dr. Edmilson Moutinho dos SantosUniversidade de São Paulo
A Ata de defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo devida acadêmica do aluno.
Campinas, 22 de fevereiro de 2018.
Dedicatória
À minha amada família.
Agradecimentos
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 eobjetivos. 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 alguémcom 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 pudecompartilhar momentos de alegria, ansiedade, estudos, risadas e muita conversa peloscorredores 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 quede alguma forma contribuíram nessa jornada de aprendizado.
Aos professores Waldyr Gallo e Sérgio Bajay pela importante contribuição no exame dequali�cação.
Aos demais amigos e familiares que, não importa a distância, sempre torcem pelo meusucesso.
À Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) e ao ConselhoNacional de Desenvolvimento Cientí�co e Tecnológico (CNPq) pelo apoio �nanceiro.
A genialidade é 1% inspiração e 99% transpiração.Thomas Edison
Resumo
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 signi�cativa 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 diversi�cação 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.
Palavras-chave: Gás Natural, Leilões de Energia, Termelétrica.
Abstract
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 signi�cant 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.
Key-words: Natural Gas, Energy Auction, Thermoelectric.
Lista de Ilustrações
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 Con�guração Topping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
3.5 Con�guração 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
4.4 Leilão fechado de segundo preço de bem único . . . . . . . . . . . . . . . . 53
4.5 Leilão duplo com participantes identi�cados . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
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
6.16 Alocação da demanda de GN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
Lista de Tabelas
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
6.3 Custo Variável para FC=1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
Lista de Siglas e Acrônimos
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
NBP National Balacing Point
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
Sumário
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
4.2.3 Colusão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
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
Referências 90
17
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 subsistemaFonte: ONS (2017b)
Com o desenvolvimento de tecnologias mais e�cientes 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
18
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 grá�co, 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 grá�co da Figura 1.2.
Figura 1.2: Geração de energia em MWmédioFonte: 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 proba-
19
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 residualFonte: 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 picoFonte: 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-de�nidos 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
20
de custo de investimento determinísticas como ilustra a Figura 1.5.
Spot
0 1 2 n
0 1 2 n
Mercados Receita determinıstica
Leilao
wE
(1− w)E
. . .
. . .
⇒
⇒
Receita aleatoria
0 1 2 n
Custo determinıstico
UTE-GN
0 1 2 n
. . .
0 1 2 n
. . .
Custo aleatorio
Spot
Leilao
⇐
⇐
Custo determinıstico
(1− w)G
wG
Figura 1.5: Fluxo de caixa da Termelétrica a GNFonte: 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 di�culdades 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
21
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 e�ciente?
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
22
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.
23
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 di�culdades enfrentadas
por este setor. O presente capítulo também apresenta o conceito de Curva de Duração de
Carga (CDC), que será muito importante na de�nição 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 intensi�cou as ativida-
des de prospecção e exploração do gás natural, o que fez com que houvesse uma expansão
geográ�ca 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).
O GN pode ser classi�cado como convencional e não convencional. O gás
24
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 classi�cadas como provadas, prováveis e possíveis.
Cada classi�cação 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
signi�cativo, como é possível ver na Figura 2.1.
Figura 2.1: Evolução do volume das reservas provadas de GN no BrasilFonte: Adaptado de (MME, 2007; ANP, 2016)
25
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 BrasilFonte: 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.
26
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 operaçãoFonte: 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.
27
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 2016Industrial 1376 3.867 9.274 9.504Setor energético 814 2.066 3.875 6.559Transportes 2 275 1.767 1.593Não energético 895 731 1.453 677Residencial 4 100 255 357Comercial 3 76 262 177Perdas distribuição 0 -232 -433 -387Consumo �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 desa�o. Por conta de sua geogra�a 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.
28
Tabela 2.2: Matriz elétrica brasileira em 2018
Capacidade instaladaNúmero de usinas kW %
Hidráulica 1308 100.270.550 60,69Biomassa 546 14.503.243 8,78Térmica - Gás Natural 167 13.020.311 7,88Eólica 502 12.329.44 7,46Térmica - Diesel 2265 10.137.510 6,13Importação - 8.170.000 4,94Térmica - Carvão Mineral 26 3.727.470 2,26Nuclear 2 1.990.000 1,20Solar 81 935.325 0,57Térmica - Outros Fósseis 1 147.300 0,09Total 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
29
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 di�culdade
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 abastecimento 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 de�nida 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
diversi�cação 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
30
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
geográ�ca destas usinas.
Figura 2.4: Maiores usinas termelétricas a GN do BrasilFonte: Elaboração própria
Uma di�culdade enfrentada pelas UTGN's está na operação do gás natural.
Isso porque embora seja possível estocar GN em reservatórios naturais ou arti�ciais, 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
31
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).
32
Figura 2.5: Sistema de transmissãoFonte: 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.
33
Figura 2.6: Dilema do operadorFonte: 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 hidrográ�ca, a operação da usina a montante irá interferir diretamente na operação
das usinas a jusante, ou seja, as usinas apresentam acoplamento operativo entre si.
34
Outro aspecto que pode afetar a operação ótima do sistema é a incerteza das
vazões a�uentes 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 energéticaFonte: 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 a�uên-
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).
35
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 a�uentes e de�uentes dos reservatórios, a in�exibilidade 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 programação 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%,
a�nal 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 grá�cos é a mesma, pois
apesar da maneira com a qual estão dispostos os dados ser diferente, os dados presentes
nos dois grá�cos são os mesmos.
36
Figura 2.8: Curva de duração de cargaFonte: 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
de�nido e explicado a curva de triagem, e no capítulo 6, onde é feito um estudo de caso.
37
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 de�nição 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
38
termelétrica que opera segundo o ciclo Rankine.
Legenda: TV (turbina a vapor).
Figura 3.1: Componentes básicos de uma usina termelétrica a vaporFonte: EPE (2016a)
Este tipo de usina possui uma e�ciência teórica entre 42% e 44%. Esta e�ci-
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.
39
Figura 3.2: Componentes de uma termelétrica operando segundo o ciclo BraytonFonte: 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 con�abilidade
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 con�abilidade e maior e�ciência. 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 especi�cações da aplicação.
As usinas de ciclo Brayton possuem a desvantagem de possuir uma e�ciên-
cia baixa quando comparada as outras tecnologias de geração termelétrica. A e�ciência
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
40
gerar energia elétrica adicional.
O princípio de funcionamento do ciclo combinado é baseado nos ciclos Brayton
e Rankine. Existem três con�gurações 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 simpli�cados destes três tipos de ciclo combinado.
Figura 3.3: Ciclo combinado em série, paralelo e série/paraleloFonte: 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 e�ciência 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).
41
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 con�gurações de sistemas de cogeração com turbinas a vapor, o
topping e o bottoming (MME, 2007). Na con�guração 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 con�guração 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 simpli�cados destas duas con�gurações são apresentados nas
Figuras 3.4 e 3.5.
Figura 3.4: Con�guração ToppingFonte: MME (2007)
42
Figura 3.5: Con�guração BottomingFonte: 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 geográ�ca 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 térmicas 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.
43
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 7.171Sul 13 1.403Nordeste 36 3.285Norte 10 529Total 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
RegiãoCiclo
Brayton(MW)
Ciclo combinado(MW)
Motor decombustão
interna (MW)
Cogeração(MW)
Sudeste/Centro-oeste 1.980 4.227 204 1.657Sul - 1.403 - 19Nordeste 1.281 3.285 - 672Norte 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 e�cientes 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 especi�ca
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,
44
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 NuclearTempo departidaquente
40 a 60 min <20 min 1 a 12 horas 1 a 10 min13 a 24horas
Taxa derampa (Ramp
rate)
5%a 10%por minuto
20% a 30%por minuto
1% a 5%por minuto
20% a 100%por minuto
1% a 5%por minuto
Tempo dezero a 100%da carga
1 a 2 horas <1 hora 2 a 12 horas <10 minutos15 a 24horas
Fator decapacidademínimo
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.
45
Legenda: CV- custo variável; CF- custo �xo.
Figura 3.6: Curvas de triagemFonte: 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
46
curva de duração de carga.
Figura 3.7: Curvas de triagem e curva de duração de cargaFonte: 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.
47
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 de�nido como ummecanismo e�ciente
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 classi�cados 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
48
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 duploFonte: Adaptado de (SILVA, 2011)
Há ainda a classi�cação 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.
49
Figura 4.2: Leilão uniforme e discriminatórioFonte: 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 ascendentes, 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
50
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 e�ciente
seria uma onde todos os participantes do leilão estivessem participando.
Um método utilizado para garantir a e�ciência 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.
51
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 classi�cados 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 múltiplosFonte: Elaboração própria, adaptado de (SILVA, 2011)
Nesse leilão cada participante submete um lance fechado bi para 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 > maxj 6=(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,
52
Πi = 0 se bi < maxj 6=(i)bj (4.2)
Para o caso de haver empate entre dois ou mais competidores, ou seja, bi =
maxj 6=(i)bj, será feito um sorteio do bem com iguais probabilidades para cada participante
empatado (KRISHNA, 2010).
No leilão de primeiro preço a condição de equilíbrio é, de certa forma, compli-
cada. Isto deve-se ao fato que se o participante der um lance cujo valor é igual ao valor
do bem, o seu ganho será nulo. Fixando o comportamento dos outros competidores em
lances que não irão nem ganhar nem perder, o participante defronta uma simples troca.
Um aumento no seu lance irá aumentar sua probabilidade de ganhar ao mesmo tempo que
irá diminuir seu ganho no caso de uma vitória (KRISHNA, 2010). O equilíbrio simétrico
das estratégias é apresentado na Equação 4.3.
βI(x) = E[Y1|Y1 < x] (4.3)
onde, x é o maior lance, Y1 é o segundo maior lance e E[Y1|Y1 < x] é o valor esperado do
maior lance.
O pagamento esperado no leilão de primeiro preço é apresentado na Equação
4.4 (KRISHNA, 2010).
mI(x) = G(x) · E[Y1|Y1 < x] (4.4)
onde, G(x) é a probabilidade de x ser o maior lance.
4.3.2 Segundo preço
O leilão fechado de segundo preço (Figura 4.4) também é conhecido como
leilão de Vikrey. Neste formato de leilão, ganha quem tiver o melhor lance, porém,
diferentemente do leilão de primeiro preço, o valor a ser pago pelo bem é o segundo
melhor lance ofertado.
53
Figura 4.4: Leilão fechado de segundo preço de bem únicoFonte: Elaboração própria, adaptado de (SILVA, 2011)
Nesse leilão um dado participante i submete um lance fechado bi para 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 do lance do
concorrente j, ou seja,
Πi = xi −maxj 6=(i)bj se bi > maxj 6=(i)bj (4.5)
Caso o participante i dê um lance menor que o do participante j, o benefício
do participante i será zero, ou seja,
Πi = 0 se bi < maxj 6=(i)bj (4.6)
Se houver empate entre dois ou mais competidores, ou seja, bi = maxj 6=(i)bj,
será feito um sorteio com iguais probabilidades para cada participante empatado (KRISHNA,
2010).
O pagamento esperado no leilão de segundo preço é apresentado na Equação
4.7.
mII(x) = G(x) · E[Y1|Y1 < x] (4.7)
onde Y1 é o maior lance dos N − 1 concorrente restantes, E[Y1|Y1 < x] é o valor esperado
do segundo maior lance e G(x) é a probabilidade de x ser o maior lance.
54
4.4 Leilão Aberto
4.4.1 Ascendente
O leilão aberto ascendente é também conhecido como leilão inglês. Neste
formato, o leiloeiro começa o leilão com um valor de lance baixo e vai aumentando-o
gradualmente. A cada rodada o participante indica quantas unidades ele está disposto a
comprar àquele preço. A medida que o preço vai aumentando, a demanda de cada um
dos participantes vai diminuindo. O leilão acaba quando a demanda dos participantes é
exatamente igual a K e o preço da venda será o valor da rodada quando a demanda total
passa de K + 1 para K (KRISHNA, 2010).
A formação de preço �nal do leilão inglês de bens múltiplos se assemelha a do
leilão fechado de preço uniforme, e o leilão inglês de bem único indivisível se assemelha a
do leilão fechado de segundo preço. Entretanto, essa é uma equivalência fraca, uma vez
que as informações de um participante pode afetar a maneira com a qual o bem é avaliado
pelos outros participantes (KRISHNA, 2010).
4.4.2 Descendente
O leilão aberto descendente é também conhecido como leilão holandês. Neste
formato, o leiloeiro começa o leilão com um valor de lance alto su�ciente para que nenhum
participante esteja disposto a comprar nenhuma unidade a este preço. O preço é então
diminuído a cada rodada até que algum participante esteja disposto a comprar uma uni-
dade. Será então vendida uma unidade àquele participante e o leilão continua, reduzindo
o preço até haver outro participante disposto a comprar outra unidade. O leilão termina
quando todas as K unidades forem vendidas.
A formação de preço �nal do leilão holandês de bens múltiplos se assemelha a
do leilão fechado de preço discriminatório, e o leilão holandês de bem único indivisível se
assemelha a do leilão fechado de primeiro preço. Entretanto, pelo mesmo motivo falado
para o leilão inglês, essa é uma equivalência fraca.
55
4.5 Leilão Combinatório
Em um leilão combinatório os participantes podem dar lances em um único
lote ou em um pacote constituído por uma combinação desses lotes, podendo estes lotes
serem complementares ou substitutos. Se os lotes forem complementares o valor de um
determinado pacote será superior a soma dos valores individuais de cada lote que constitui
este pacote. Logo, se VL1 é o valor do lote 1, VL2 é o valor do lote 2 e VL1 U L2 é o valor
do pacote constituído pelos lotes 1 e 2, tem-se que VL1 U L2 > VL1 + VL2. No entanto, se
os lotes forem substitutos, tem-se que VL1 U L2 < VL1 + VL2.
O leilão combinatório pode permitir que os participantes deem lances em qual-
quer combinação de lotes ou apenas em opções restritas. Restringir as opções de pacotes
possíveis pode ser uma alternativa para diminuir a sua complexidade computacional que
cresce rapidamente com o aumento do número de lotes disponíveis. Em um leilão onde
há n lotes disponíveis, o número de combinações de lotes possíveis é 2n − 1 (SALANT,
2014). Se n for um número muito grande, o problema pode se tornar infactível.
A metodologia básica deste tipo de leilão é começar o leilão com lances em
lotes individuais e em sua última rodada permitir lances em pacotes. Se o lance dado
por um pacote for maior que os lances nos lotes individuais deste pacote, vencerá aquele
que deu lance no pacote. Caso contrário, vencerá aqueles que deram lance nos lotes
individuais (SILVA, 2015). Isto é feito pois o objetivo principal é alocar os lotes de maneira
a maximizar a receita do leiloeiro. No entanto, o fato de haver muitas possibilidade de lotes
a serem combinados em pacotes torna a determinação do vencedor no leilão combinatório
um verdadeiro desa�o.
Algumas das modalidades do leilão combinatório são o fechado de primeiro
preço, fechado de segundo preço (Vickrey-Clarke-Groves), aberto progressivo com PAUSE
e com clock combinatório. A escolha da modalidade irá determinar qual será a regra de
pagamento do leilão.
4.6 Leilão Duplo
Em um leilão duplo há interação entre agentes que desejam vender bens e
agentes que desejam comprar bens. Como já foi dito anteriormente, neste tipo de leilão
vence o vendedor com o menor lance de oferta e o comprador com maior lance de demanda,
respeitando a restrição que o lance do vendedor deve ser menor que o lance do comprador.
56
O pagamento do lance será um valor contido no intervalo entre o lance ganhador de venda e
o lance ganhador de compra, respeitando regras pré-estabelecidas do leilão (SILVA, 2003).
O leilão duplo pode ocorrer por intermédio de um leiloeiro ou diretamente
entre os compradores e vendedores. O leilão duplo apresentado na Figura 4.1 ilustra um
leilão com participantes não identi�cados, enquanto o da Figura 4.5 apresenta um leilão
com participantes identi�cados.
Figura 4.5: Leilão duplo com participantes identi�cadosFonte: Elaboração própria
No leilão com participantes não identi�cados cabe ao leiloeiro identi�car os
vencedores de cada um dos lados e agrupá-los de maneira coerente com o objetivo do
leilão.
De maneira geral, o objetivo de um leilão duplo é casar os lances feitos pelos
vendedores e pelos compradores, de modo a maximizar a receita do leiloeiro. Logo, a
função objetivo pode ser descrita como:
max∑i
∑j
cj − vi (4.8)
Sujeito a:
cj > vi para i = 1, 2, . . . , n; j = 1, 2, . . . ,m (4.9)
cj ≥ 0 para j = 1, 2, . . . ,m (4.10)
vi ≥ 0 para i = 1, 2, . . . , n (4.11)
57
4.7 Leilão Simultâneo
Neste tipo de leilão são leiloados múltiplos bens divisíveis de forma simultânea.
Este modelo de leilão foi utilizado pela primeira vez nos leilões de espectro da Comissão
Federal de Comunicações dos Estados Unidos na década de 1990. Desde então, este
formato já foi utilizado diversas vezes, não só em leilões de espectro, mas também em
leilões de energia elétrica e gás (CRAMTON; SHOHAM; STEINBERG, 2006).
O leilão simultâneo pode ser considerado uma generalização do leilão aberto
para a venda de diversos bens. Todos os bens são leiloados simultaneamente e os par-
ticipantes podem dar lances em qualquer item. O leilão termina quando não há mais
participantes dispostos a aumentar sua aposta em nenhum dos itens. Vencem os parti-
cipantes que deram o maior lance em cada item, e o valor a ser pago é o próprio lance
de cada um. Um dos quesitos interessantes neste leilão é que por se tratar de um lei-
lão aberto, os participantes tem acesso aos valores de lance dos demais. Desta maneira,
o participante pode moldar seus lances em função da informação que lhe está disponí-
vel (CRAMTON; SHOHAM; STEINBERG, 2006). Entretanto, em casos onde há pouca
competição, a receita do leiloeiro pode ser bastante reduzida.
Normalmente os leilões simultâneos permitem apenas lances em lotes individu-
ais, não sendo permitidos lances em pacotes. A vantagem deste tipo de abordagem é que
simpli�ca, por parte do leiloeiro, a preci�cação dos lotes. Por outro lado, não permitir lan-
ces em pacotes pode diminuir a e�ciência do leilão. Participantes podem querer dar lances
em lotes que possuem uma sinergia entre si, aumentando seus lances para conseguir todos
os lotes. Porém, se não conseguirem obter lotes fundamentais da combinação desejada,
ele acabará pagando um valor superior àquele que de fato vale o lote individualmente.
58
5 Revisão dos Leilões de Energia Atuais
Os leilões praticados no setor elétrico utilizam os formatos explicados no 4.
Neste capítulo serão listados os leilões de energia nova, energia existente, energia de
reserva e de ajuste já ocorridos no Brasil e serão expostos seus resultados. Será dada uma
atenção maior aos leilões que tiveram empreendimentos termelétricos a gás natural como
vencedores.
5.1 Introdução
A lei de No 10.848 de março de 2004 estabeleceu que concessionárias, permis-
sionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia do SIN deveriam,
através de leilões, atender integralmente seu mercado no Ambiente de Contratação Re-
gulada (ACR). Desde então, os leilões têm sido o principal mecanismo de contratação de
energia elétrica no Brasil(CCEE, 2017a).
Os leilões são muito importantes para o setor elétrico pois promovem compe-
tição de mercado, estimulando a diminuição dos preços de venda de energia. Eles são
regulados e realizados pela ANEEL, podendo ser promovidos diretamente pela mesma ou
por intermédio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
É através dos leilões que são negociados contratos de suprimento de energia
elétrica em um prazo futuro, pré-estabelecido em cada edital, de modo que o parque
gerador possa expandir conforme a futura demanda esperada. Os leilões podem ser para
negociar linhas de transmissão, novas usinas de geração elétrica ou renovar contratos de
usinas que já estão em funcionamento. Este trabalho trata com um pouco mais de detalhe
os leilões de energia nova, de energia existente, de energia de reserva e de ajuste.
Os contratos de comercialização de energia podem ser de duas modalidades:
por quantidade ou por disponibilidade. O contrato por quantidade determina que seja
fornecido uma quantidade �xa de energia a um determinado preço. Neste modelo, mais
utilizado em usinas hidrelétricas, os geradores são suscetíveis aos riscos de falta ou exce-
dente de energia, sendo os mesmos responsáveis pelos custos referentes ao fornecimento
da energia contratada (ABRADEE, 2017; CCEE, 2017a).
Por outro lado, o contrato por disponibilidade determina um pagamento �xo
ao gerador, independente da quantidade de energia de fato gerada. O valor �xo a ser
59
pago é designado para cobrir os custos �xos da disponibilidade da usina que deve estar
pronta para ser despachada quando necessário. Neste modelo, os custos decorrentes dos
riscos hidrológicos são assumidos pelas distribuidoras, podendo estes serem repassados ao
consumidor �nal no momento de reajuste tarifário de acordo com mecanismo estabelecido
pela ANEEL (ABRADEE, 2017; CCEE, 2017a).
Tendo em vista a lei No 10.848, que dispõe sobre a comercialização de energia
elétrica, o decreto de No 5.163 de julho de 2004 (reformulado pelo decreto No 9.143
de agosto de 2017) regulamenta a comercialização de energia elétrica e o processo de
outorga de concessões e de autorizações de geração de energia elétrica. Neste decreto foi
de�nido como 'A' o ano previsto para início do suprimento de energia proveniente dos
empreendimentos vencedores. O leilão realizado no ano "A-N"é aquele que foi realizado
no enésimo ano anterior ao ano base 'A'. O decreto No 9.143 determina que a partir de
2017 os leilões de energia nova poderão ser promovidos nos anos "A-3", "A-4", "A-5"e "A-
6"; os leilões de energia existente nos anos "A", "A-1", "A-2", "A-3", "A-4"e "A-5"; e os
leilões de fontes alternativas nos anos "A-1", "A-2", "A-3", "A-4", "A-5"e "A-6"(Figura
5.1).
Figura 5.1: Calendário dos leilões de energia elétricaFonte: (ANEEL, 2004a; SILVA, 2015)
5.2 Leilão de Energia Nova
No Leilão de Energia Nova (LEN) é contratada energia de novos empreendi-
mentos com o objetivo de atender o aumento de carga das distribuidoras. Entende-se por
novos empreendimentos usinas em projeto ou em construção que ainda não entraram em
60
operação, e também energia provinda da ampliação de capacidade de geração de usinas
já existentes (ANEEL, 2004b).
Essa modalidade de leilão considera energia gerada pelas fontes hidrelétrica,
termelétrica (gás natural, carvão e biomassa), eólica e solar. É importante ressaltar que
para poder participar dessa modalidade de leilão, os empreendimentos de geração terme-
létrica a gás natural devem apresentar documentos de comprovação de disponibilidade
de combustível para operação contínua (MME, 2017b). O suprimento de energia elétrica
provinda de novos empreendimentos é de no mínimo quinze anos e no máximo trinta e
cinco anos (ANEEL, 2004b).
O primeiro leilão de energia nova foi realizado em dezembro de 2005 e negociou
energia de fonte hidroelétrica com trinta anos de duração e de fonte termoelétrica com
quinze anos de duração, com início de suprimento de energia nos anos 2008, 2009 e 2010.
Desde então já foram realizados vinte e três leilões, tendo o último sido realizado em abril
de 2016. Um resumo do resultado desses leilões é apresentado na Tabela 5.1.
Tabela 5.1: Resultado dos leilões de energia nova
Leilão Data Tipo FonteDuração
(anos)
Lotes con-
tratados*
PMVA
(R$/MWh)
1 12/2005 A-3 Hidroelétrica 30 71 205,78
A-4 Hidroelétrica 30 46 219,89
A-5 Hidroelétrica 30 889 221,35
A-3 Termoelétrica 15 561 254,48
A-4 Termoelétrica 15 855 248,71
A-5 Termoelétrica 15 862 233,20
2 06/2006 A-3 Hidroelétrica 30 1028 238,86
A-3 Termoelétrica 15 654 249,45
3 10/2006 A-5 Hidroelétrica 30 569 227,18
A-5 Termoelétrica 15 535 258,35
4 07/2007 A-3 Termoelétrica 15 1304 245,23
5 10/2007 A-5 Hidroelétrica 30 715 233,08
A-5 Termoelétrica 15 1597 231,70
6 09/2008 A-3 Termoelétrica 15 1076 218,71
7 09/2008 A-5 Hidroelétrica 30 121 167,72
A-5 Termoelétrica 15 3004 246,95
8 08/2009 A-3 Hidroelétrica 30 1 235,34
A-3 Termoelétrica 15 10 236,32
10 07/2010 A-5 Hidroelétrica 30 327 155,48
61
11 12/2010 A-5 Hidroelétrica 30 968 103,02
12 08/2011 A-3 Hidroelétrica 30 2093 149,12
A-3 Biomassa 20 917 149,72
A-3 Eólica 20 4842 145,59
A-3 Termoelétrica 20 8664 150,97
13 12/2011 A-5 Hidroelétrica 30 818 130,90
A-5 Biomassa 20 210 147,92
A-5 Eólica 20 4524 150,87
15 12/2012 A-5 Hidroelétrica 30 1506 127,11
A-5 Eólica 20 1516 119,60
16 08/2013 A-5 Hidroelétrica 30 3160 149,71
A-5 Biomassa 25 3748 177,30
17 11/2013 A-3 Eólica 20 3325 160,88
18 12/2013 A-5 Hidroelétrica 30 5257 122,66
A-5 Biomassa 25 842 171,96
A-5 Eólica 20 9896 153,04
19 06/2014 A-3 Hidroelétrica 30 1296 149,18
A-3 Eólica 20 2656 158,69
20 11/2014 A-5 Hidroelétrica 30 237 196,34
A-5 Termoelétrica 25 23037 249,40
A-5 Eólica 20 4151 164,95
21 04/2015 A-5 Hidroelétrica 30 2011 212,24
A-5 Termoelétrica 25 9455 321,95
22 08/2015 A-3 Hidroelétrica 30 331 229,78
A-3 Termoelétrica 20 434 238,45
A-3 Eólica 20 2378 203,02
23 04/2016 A-5 Hidroelétrica 30 1170 185,33
A-5 Biomassa 25 815 248,74
A-5 Termoelétrica 20 33 271,98
*Um lote de energia é equivalente a 0,1MW médio.
Fonte: Elaboração própria com dados de CCEE (2017a)
Os leilões 9 e 14 foram cancelados e por isso não constam na Tabela 5.1. Os
leilões 1, 2, 3, 5, 7, 12, 20, 21, 22 e 23 foram os únicos nos quais houveram empreendi-
mentos de termelétrica a gás natural entre os vencedores, somando um total de 37.509
lotes negociados, ou 3.750,90MW médios. O Preço Médio de Venda Atualizado (PMVA)
apresentado na Tabela 5.1 foi corrigido pelo IPCA para setembro de 2017.
62
O LEN é um leilão híbrido composto de duas fases. A primeira fase é uma
sequência de leilões fechados de primeiro preço, como foi estudado na seção 4.3.1. E a
segunda fase tem uma primeira etapa, chamada de etapa uniforme, no formato de leilão
aberto simultâneo com clock descendente, como estudado na seção 4.4.2, e uma segunda
etapa, chamada de etapa discriminatória, no formato de leilão fechado discriminatório,
como apresentado na seção 4.3.
5.3 Leilão de Energia Existente
O leilão de energia existente consiste na contratação de energia gerada por
usinas que já foram construídas e já estão em operação, cujos contratos de suprimento
estejam próximo ao �m. Por conta de seus investimentos já terem sido amortizados, seu
custo deve ser inferior ao da contratação de energia elétrica de novos empreendimentos.
O primeiro leilão de energia existente ocorreu em dezembro de 2004 e leiloou
produtos com oito anos de duração e início de abastecimento em 2005, 2006 e 2007.
Desde então foram realizados um total de dezesseis leilões de energia existente, tendo
sido o último realizado em dezembro de 2016. A partir do oitavo leilão passou a existir
uma separação entre os produtos por quantidade e por demanda, sendo os produtos por
quantidade voltados para a energia gerada por hidroelétricas e os por demanda para a
energia gerada por termoelétricas (bagaço de cana, biomassa e gás natural). Um resumo
do resultado desses leilões é apresentado na Tabela 5.2.
Tabela 5.2: Resultado dos leilões de energia existente
Leilão Data Produto DuraçãoLotes
contratados
PMVA
(R$/MWh)
1 12/2004 2005-08 8 anos 9054 117,53
2006-08 8 anos 6782 137,60
2007-08 8 anos 1172 152,97
2 04/2005 2008-08 8 anos 1325 165,60
3 10/2005 2006-03 3 anos 102 122,70
4 10/2005 2009-08 8 anos 1166 185,00
5 12/2006 2007-08 8 anos 204 195,62
8 11/2009 2010-Q05 5 anos 83 160,94
2010-D05 5 anos 1 129,87
9 12/2010 2011-Q03 3 anos 97 160,71
63
2011-D03 3 anos 1 166,89
10 11/2011 2012-QTD03 3 anos 195 115,40
12 12/2013 2014-QTD12M 12 meses 1654 246,10
2014-QTD18M 18 meses 98 212,10
2014-QTD36M 36 meses 819 192,84
13 04/2014 2014-QTD05 5 anos 1471 337,67
2014-DIS05 5 anos 575 326,69
14 12/2014 2015-QTD03 3 anos 352 242,53
2015-DIS03 3 anos 270 231,67
15 12/2015 2016-QTD03 3 anos 1680 160,90
2016-DIS03 3 anos 24 141,17
2016-DIS01 1 ano 250 177,45
16 12/2016 2017-QTD02 2 anos 21 120,62
Fonte: Elaboração própria com dados de CCEE (2017a)
A nomenclatura dos produtos apresentados na Tabela 5.2 indicam o ano de
início do fornecimento de energia elétrica, a duração do contrato e a modalidade de for-
necimento (quantidade ou disponibilidade). Por exemplo, o produto 2011-Q03 indica que
o fornecimento será na modalidade quantidade, terá três anos de duração e irá começar
em 2011.
Os leilões 6, 7 e 11 não tiveram produtos negociados e por isso não constam
na Tabela 5.2. Os leilões 13, 14 e 15 foram os únicos que tiveram entre os vencedores
empreendimentos térmicos a gás natural, tendo sido negociados um total de 958 lotes. O
PMVA apresentado na Tabela 5.2 foi corrigido pelo IPCA para setembro de 2017.
O Leilão de Energia Existente (LEE) é um leilão híbrido composto de duas
etapas. A primeira etapa, chamada de etapa uniforme, tem o formato de leilão aberto
simultâneo com clock descendente, como estudado na seção 4.4.2. A segunda etapa,
chamada de etapa discriminatória, tem o formato de leilão fechado discriminatório, como
estudado na seção 4.3.
5.4 Leilão de Energia de Reserva
A noção de leilão de energia de reserva começou na Lei No 10.848. Porém,
diferente dos leilões de energia nova e de energia existente que ocorreram pela primeira
64
vez nos anos de 2005 e 2004, respectivamente, o leilão de energia reserva teve sua primeira
edição apenas no ano de 2008. O que estimulou a implementação deste leilão neste ano
foi que o volume de energia acumulado entre 2006 e 2007 não foi o bastante para suprir
a demanda do período seco de 2007, levando em conta o risco hidrológico existente. Este
fato acabou acarretando em um acionamento maior que o previsto de usinas termelétricas,
aumentando o custo de geração de energia (CASTRO, 2008).
O objetivo do leilão de energia de reserva é aumentar a segurança do supri-
mento de energia elétrica do SIN através de usinas novas ou já existentes especialmente
contratadas para este �m (CCEE, 2017a). Como já foi citado anteriormente, o primeiro
leilão de energia de reserva ocorreu em agosto de 2008 e leiloou produtos com quinze anos
de duração com início de suprimento em 2009 e 2010. Desde então foram realizados um
total de dez leilões desta modalidade, tendo o último sido realizado em setembro de 2016.
As fontes leiloadas nestes dez leilões foram hidráulica, biomassa, eólica e solar.
Um resumo dos resultado dos leilões é apresentado na 5.3.
Tabela 5.3: Resultado dos leilões de energia de reserva
Leilão Data Produto DuraçãoLotes
contratados
PMVA
(R$/MWh)
1 08/2008 2009-ER15 15 84 130,94
2010-ER15 15 1204 100,27
2 12/2009 2012-EOL20 20 753 239,92
3 08/2010 2011-BIO15 15 2057 240,91
2012-BIO15 15 858 227,14
2013-BIO15 15 1544 210,11
2013-PCH30 30 217 204,27
2013-EOL20 20 2551 191,70
4 08/2011 2014-QTDER20 20 9208 145,63
5 08/2013 2015-QTDER20 20 6755 144,51
6 10/2014 2017-QTDUES-ER20 20 2021 261,99
2017-QTDUEE-ER20 20 3332 173,36
7 08/2015 2017-QTDUES-ER20 20 2315 338,25
8 11/2015 2018-QTDUEE-ER20 20 2626 224,46
2018-QTEUES-ER20 20 2453 328,48
10 09/20162020-QTDHIDRO-
ER3030 9540 232,97
Fonte: Elaboração própria com dados de CCEE (2017a)
65
O leilão 9 deveria ser um leilão que negociaria apenas energia de termelétrica
a gás natural, com início de suprimento em 2016 com duração de vinte anos. Porém, não
teve nenhum produto negociado e por isso não ele não foi listado na Tabela 5.3. O PMVA
apresentado na Tabela 5.3 foi corrigido pelo IPCA para setembro de 2017.
O Leilão de Energia de Reserva (LER) é um leilão híbrido composto de duas
fases. A primeira fase é uma sequência de leilões fechados de primeiro preço, como foi
estudado na seção 4.3.1. A segunda fase tem uma primeira etapa, chamada de etapa
uniforme, no formato de leilão aberto simultâneo com clock descendente, como estudado
na seção 4.4.2, e uma segunda etapa, chamada de etapa discriminatória, no formato de
leilão fechado discriminatório, como apresentado na seção 4.3. A estrutura do LER é
bastante similar a do LEN.
5.5 Leilão de Ajuste
O leilão de ajuste é um processo licitatório com �nalidade de complementar a
carga de energia elétrica necessária ao atendimento do mercado consumidor das distribui-
doras, até o máximo de 1% do mercado de cada distribuidora (MME, 2017a), podendo ser
realizado com no máximo cinco anos de antecedência. Neste leilão são �rmados contratos
de curta duração, com duração de três meses até dois anos.
O primeiro leilão de ajuste deveria ter ocorrido em agosto de 2005, porém, por
ausência de comprador, nenhum produto foi negociado. O segundo leilão de ajuste, que
aconteceu em junho de 2006 foi então o primeiro a de fato ocorrer. Do ano de 2005 até
agora houve um total de dezoito leilões de ajuste, tendo sido consolidado treze deles. O
último leilão ocorreu em janeiro de 2015.
Tabela 5.4: Resultado dos leilões de energia de ajuste
Leilão Data DuraçãoLotes
contratados
PMVA
(R$/Mwh)
2 06/2006 3 e 6 meses 35 79,72
3 09/2006 3 meses 20 139,31
4 03/2007 4 e 9 meses 378 99,37
6 09/2007 3 e 12 meses 339 249,16
7 06/2008 3 e 6 meses 218 242,91
8 09/2008 3 e 12 meses 466 280,64
9 02/2009 4, 7 e 10 meses 3072 243,60
66
10 02/2011 4 e 10 meses 621 165,69
11 09/2011 3 e 12 meses 433 85,78
12 03/2012 9 meses 27 201,41
13 06/2012 3 e 6 meses 207 173,45
14 09/2012 3 meses 128 184,13
18 01/2015 3 e 6 meses 4210 463,44
Fonte: Elaboração própria com dados de CCEE (2017a)
Os leilões 1, 5, 15, 16 e 17 não tiveram produtos negociados, por isso não
constam na Tabela 5.4. No total já foram negociados 10.154 lotes, tendo sido boa parte
deles comercializados nos leilões 9 e 18. O PMVA apresentado na Tabela 5.4 foi corrigido
pelo IPCA para setembro de 2017.
O leilão de ajuste é um leilão híbrido composto de rodadas uniformes e rodadas
discriminatórias. As rodadas uniformes têm o formato de leilão aberto simultâneo com
clock descendente, como apresentado na seção 4.4.2. As rodadas discriminatórias possuem
o formato de leilão fechado, como apresentado na seção 4.3.
5.6 Termelétricas a Gás Natural nos Leilões Realizados
Como já foi mencionado anteriormente, as termelétricas a GN marcaram pre-
sença nos leilões de energia nova e nos de energia existente. Entre os anos de 2005 a
2016 vinte e seis empreendimentos UTGN foram vencedores nos leilões de energia nova,
como mostra a Tabela 5.5. Dentre este empreendimentos, vale destacar os vencedores do
06oLEN e do 07oLEN, ambos realizados em 2008, que possuem como fonte o GNL.
Tabela 5.5: UTGN nos leilões de energia nova
Leilão Data Empreendimento Fonte EC* GF** PVA***
01oLEN 12/2005 Cubatão GN 141,00 205,6 227,95
01oLEN 12/2005 Eletrobolt GN 278,00 343,00 248,85
01oLEN 12/2005 Termoceará GN 64,00 205,80 239,00
01oLEN 12/2005 Termoceará GN 77,00 205,80 239,00
01oLEN 12/2005 Termorio GN 352,00 986,60 251,15
01oLEN 12/2005 Termorio GN 352,00 986,60 251,15
01oLEN 12/2005 Três Lagoas GN 127,00 335,80 230,04
02oLEN 06/2006 Termopernambuco GN 10,00 491,10 242,20
67
03oLEN 10/2006 Macaé Merchant GN 200,00 674,30 258,54
05oLEN 10/2007 Santa Cruz Nova(1 e 2) GN 351,00 401,20 232,74
06oLEN 09/2008 José de Alencar GNL 169,00 173,30 223,27
06oLEN 09/2008 Linhares GNL 96,00 98,70 220,83
07oLEN 09/2008 Cacimbaes GNL 64,00 66,20 246,31
07oLEN 09/2008 Escolha GNL 18,00 194,10 245,46
07oLEN 09/2008 Maranhão IV GNL 225,00 233,30 248,00
07oLEN 09/2008 Maranhão V GNL 225,00 233,30 248,00
12oLEN 08/2011 Baixada Fluminense GN 416,40 430,20 152,58
12oLEN 08/2011 Maranhão III GN 450,00 470,70 148,43
20oLEN 11/2014 Mauá 3 GN 484,40 507,20 245,55
20oLEN 11/2014 Novo Tempo GN 610,90 611,90 249,17
20oLEN 11/2014 Rio Grande GN 604,21 605,20 249,17
21oLEN 04/2015 Porto de Sergipe I GN 867,00 867,00 319,46
22oLEN 08/2015 Prosperidade I GN 22,70 23,30 239,59
23oLEN 04/2016 Oeste de Canoas 1 GN 3,30 3,40 270,33
*Energia contratada(MW médio); **Garantia física(MW médio);
***Preço de venda atualizado(R$/MWh)
Fonte: Elaboração própria com dados de CCEE (2017a)
Os valores de preço de venda expostos na Tabela 5.5 foram corrigidos para
setembro de 2017 de acordo com o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo
(IPCA). O valor médio ponderado do PVA dos empreendimentos UTGN leiloados nos
LEN's foi de R$242,19.
Entre os anos 2013 e 2015 foram sete empreendimentos UTGN vencedores nos
leilões de energia existente, como mostra a Tabela 5.6. O empreendimento Governador
Leonel Brizola esteve presente no 12oLEE, no 13oLEE e no 15oLEE.
68
Tabela 5.6: UTGN nos leilões de energia existente
Leilão Data Empreendimento Fonte EC GF PVA12oLEE 12/2013 Gov. Leonel Brizola GN 10,00 986,60 244,1013oLEE 04/2014 Barbosa Lima Sobrinho GN 58,00 343,00 324,5113oLEE 04/2014 Euzébio Rocha GN 56,00 205,60 324,5113oLEE 04/2014 Gov. Leonel Brizola GN 253,00 986,60 324,5113oLEE 04/2014 Luis Carlos Prestes GN 207,00 335,80 324,5114oLEE 12/2014 Aureliano Chaves GN 175,00 178,90 229,8714oLEE 12/2014 Rômulo Almeida GN 95,00 115,30 229,8815oLEE 12/2015 Celso Furtado GN 85,00 134,60 180,6715oLEE 12/2015 Gov. Leonel Brizola GN 29,00 986,60 180,65
Fonte: Elaboração própria com dados de CCEE (2017a)
Os valores de preço de venda expostos na Tabela 5.6 também foram corrigidos
para setembro de 2017 de acordo com o IPCA. O valor médio ponderado do PVA dos
empreendimentos UTGN leiloados nos LEE's foi de R$280,34.
Com base nas tabelas 5.1, 5.2, 5.5 e 5.6 foi elaborado o grá�co da Figura 5.2
que apresenta a energia contratada das UTGN negociadas nos leilões de energia nova e
de energia existente por ano.
Figura 5.2: UTGN negociadas - Energia contratada por anoFonte: Elaboração própria com dados de CCEE (2017a)
Ainda, de acordo com EPE (2016a), diante de uma oferta diária estimada de
GN de 60 milhões de m3, existe um potencial de expansão do parque térmico a GN de
cerca de 27.000MW para um fator de capacidade de 0,3 e de cerca de 3.000MW para um
fator de capacidade de 0,7, como apresenta a Figura 5.3.
69
Figura 5.3: Potencial de expansão da geração termelétrica a GNFonte: EPE (2016a)
70
6 Leilão de Termelétrica a Gás Natural
Desde o início dos anos 2000 há uma busca pela expansão da geração de energia
elétrica por termelétricas a gás natural. Com o desenvolvimento das turbinas de ciclo
combinado passou-se a ver essas termelétricas como opção para diversi�car e expandir a
matriz elétrica brasileira (LOSEKANN, 2015). Além disso, viu-se a possibilidade de criar
uma demanda para o gás provindo da Bolívia que chega ao Brasil pelo GasBol e para a
oferta de GN provindo do Pré-Sal.
Com o aumento da penetração das fontes intermitentes, principalmente da
eólica, é necessário que haja uma fonte capaz de assegurar o fornecimento de energia
elétrica no país, e é neste cenário que a termelétrica a GN entra em cena. Como já
foi citado antes, as usinas térmicas movidas a GN poluem muito menos que as térmicas
movidas a carvão ou a óleo. No entanto, embora a geração termelétrica a GN tenha
uma participação relevante na matriz energética nacional, cerca de 8% (ANEEL, 2017),
existem ainda alguns entraves que têm limitado a sua expansão.
Um destes obstáculos é a maneira como é conciliada a contratação de energia
elétrica e de gás natural. De um lado desta negociação está a termelétrica que é contra-
tada por disponibilidade e não tem conhecimento de quanto de energia irá de fato gerar
durante o ano. Na contratação por disponibilidade as usinas recebem uma receita �xa
para cobrir os seus custos �xos (investimento e O&M �xo), independente da quantia de
energia gerada, e quando são despachadas, recebem das distribuidoras os custos variáveis
relativos a quantidade de energia gerada, sendo este custo variável repassado ao consumi-
dor �nal (ABRADEE, 2017). Logo, se a usina é pouco despachada seu custo em R$/MWh
tende a um número muito alto.
Se, por um lado, existem incertezas na geração de energia da termelétrica,
do outro lado estão os contratos de gás natural com cláusulas take-or-pay, que exigem
que a termelétrica adquira uma quantidade mínima de gás. Assim, além dos gastos �xos
citados, a termelétrica acaba tendo que arcar com os gastos �xos de combustível.
Como é possível observar na Figura 1.2, a geração termelétrica representava
cerca de 6% da geração total entre os anos 2000 e 2012, enquanto entre 2013 e 2017 essa
porcentagem subiu para aproximadamente 20%. Em outras palavras, pode-se dizer que
não só a geração de energia termelétrica cresceu, como também a sua relevância na matriz
elétrica brasileira aumentou. Isto faz com que seja re�etido se a maneira com a qual a
energia termelétrica vem sido comercializada é de fato a melhor maneira diante do cenário
energético atual.
Neste capítulo é proposto um novo modelo de leilão de energia nova, exclusivo
71
para termelétricas a gás natural, um leilão duplo modi�cado na modalidade quantidade.
O leilão estudado consegue conciliar a contratação de energia elétrica e de gás natural,
peça chave neste tipo de leilão.
Para determinar os produtos deste leilão são utilizados dois conceitos. O pri-
meiro conceito é o de curvas de triagem, estudado na seção 3.3, onde é possível comparar
para quais fatores de capacidade cada tecnologia de geração é a mais econômica. Neste
trabalho são analisados três diferentes modelos de termelétrica, sendo uma de Ciclo Bray-
ton com turbinas industriais (CS), uma de Ciclo Brayton com turbinas aeroderivativas
(CSA) e uma de Ciclo Combinado (CC). O segundo conceito utilizado é o de curva de
duração de carga, estudado na seção 2.3, que permite determinar quais blocos de energia
serão comercializados no leilão. Além disso, será apresentada a sistemática detalhada do
26o LEN, realizado em dezembro de 2017, para um melhor entendimento da estrutura
atual dos leilões de energia nova e compreensão das mudanças propostas. As etapas do
26o LEN são caracterizadas como leilão fechado ou aberto, conceitos apresentados no
Capítulo 4.
6.1 Custos da Termelétrica a Gás Natural
Neste trabalho foram analisadas plantas termelétricas com as seguintes turbi-
nas: ciclo Brayton com turbinas industriais modelo 1x0 7F.05, ciclo Brayton com turbina
aeroderivativa modelo LMS100 e ciclo combinado com turbina a gás modelo 1x1 7F.05.
As características das usinas termelétricas consideradas são apresentadas na Tabela 6.1.
Tabela 6.1: Características das usinas termelétricas
UTGN
Ciclo
Simples
UTGN Ciclo
Simples
Aeroderiv.
UTGN Ciclo
Combinado
Potência (MW) 241 112 376
Fator de capacid. máximo (FCmáx) (%) 100 100 100
Indisp. forçada (TEIF) (%) 2 2 2
Indisp. Programada (IP) (%) 2,5 2,5 2,5
Perdas (%) 2 2 2
Disponibilidade (MWmédio) 224,51 104,88 352,08
In�exibilidade (%) 50 50 50
In�exibilidade (MWmédio) 112,26 52,44 176,04
Heat rate (BTU/kWh) 8570 7869 5660
72
E�ciência ISO da UTGN (%) 39,8 44,1 60,7
O&M Fixo (US$/kW/ano) 6,40 6,50 8,10
O&M Variável (US$/MWh) 23,00 10,10 2,50
Preço do GN CVU (US$/MMBtu) 8,00 8,00 8,00
Investimento (US$/kW) 570 880 1.405
Prazo contratual (anos) 25 25 25
Taxa de depreciação (%) 4 4 4
Capital próprio investido (%) 30 30 30
TIR (%) 12 12 12
Financiamento (%) 70 70 70
Taxa de juros do �nanc. (%) 8 8 8
Período de pgmto. do �nanc. (anos) 25 25 25
Construção (meses) 24 24 36
Carência do �nanciamento (anos) 1 1 2
Taxa de câmbio (R$/US$) 3,2954 3,2954 3,2954
Impostos (%) 25 25 25
Deduções por encargo (%) 3,5 3,5 3,5
Energia destinada ao ACR (%) 70 70 70
Energia destinada ao ACL (%) 30 30 30
Receita �xa (Milhões de R$/ano) 420 415 1.250
Preço do GN (US$/MMBtu) 8 8 8
Fonte: Elaboração própria
A potência, o heat rate, a e�ciência, o O&M �xo e variável e os custos de
investimento da termelétrica de ciclo Brayton com turbina industrial e de ciclo combinado
foram encontrados na �cha informativa da GEPower (2017a) e da termelétrica de ciclo
Brayton com turbina aeroderivativa na �cha informativa da GEPower (2017b). Os valores
de fator de capacidade, de Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada (TEIF) e de
Indisponibilidade Programada (IP) foram determinados tomando como referência valores
reais das termelétricas encontrados no EPE (2016b). Foram assumidas, ainda, perdas
adicionais no valor de 2% em todas as usinas e in�exibilidade de 50%.
A taxa de depreciação de 4% foi obtida de ANEEL (2016). Foi estimado
um prazo contratual de 25 anos e o número de meses de construção foi encontrado no
EPE (2016a). Foi estabelecido um valor de Taxa Interna de Retorno (TIR) de 12%, que
70% do investimento seria �nanciado e os restantes 30% seriam de capital próprio. Foi
determinada uma taxa de juros de �nanciamento de 8%, carência do �nanciamento de 1
ano para as usinas de CS e CSA e de 2 anos para a usina de CC, taxa de imposto de 25%
73
sobre o lucro anual subtraído da depreciação anual e deduções por encargo de 3,5% sobre
a receita bruta anual.
Foi estimado que 70% da energia será destinada ao ACR e 30% será destinada
ao Ambiente de Contratação Livre (ACL). Assim, o empreendimento terá a opção de
vender 30% da energia gerada de acordo com o valor do PLD e comprar GN conforme o
preço do mercado spot. Por �m, foi determinado um preço de GN de 8 US$/MMBtu e
uma taxa de câmbio de 3,2954 R$/US$.
A Figura 6.1 apresenta os valores de PLD mês a mês, em R$/MWh, de cada
submercado entre janeiro de 2004 e setembro de 2017. Como pode ser observado na
Figura, no ano de 2014 o PLD teve um grande salto, chegando ao valor de R$804,54
nos submercados nordeste e norte em novembro de 2014, e ao valor de R$822,83 nos
submercados sudeste/centro-oeste e sul nos meses de fevereiro, março e abril de 2014.
Embora depois de 2014 os valores não tenham chegado a um patamar tão elevado, a
média do PLD entre os anos de 2014 a 2017 foi de cerca de R$336,30, enquanto entre os
anos de 2004 a 2014 foi de cerca de R$90,12.
Figura 6.1: PLD por submercado em R$/MWhFonte: CCEE (2017b)
A Figura 6.2 mostra os valores mês a mês do preço spot Henry Hub do GN, do
preço spot do GNL, do GN importado da Bolívia, do GN russo na fronteira da Alemanha,
do National Balacing Point (NBP), que é o preço do GN no Reino Unido, e do preço do
GN nacional na nova política modalidade �rme, todos em US$/MMBtu.
74
Figura 6.2: Histórico de preço do GN em US$/MMBtuFonte: MME (2017a)
Como é possível observar na Figura 6.2 o preço do GN no Brasil de 2011 para
2017 diminuiu quase para a metade. E o preço do GNL spot, embora tenha tido um pico
em novembro de 2016, parece também ter reduzido de 2011 para 2017. A Figura 6.3
apresenta uma previsão dos preços de GNL em US$/MMBtu no Brasil entre os anos de
2016 a 2026. A Figura 6.4 apresenta o valor médio do câmbio do dólar de 2004 até 2017
e uma projeção do valor do dólar de novembro de 2017 até setembro de 2019.
Figura 6.3: Projeção do preço de GN em US$/MMBtuFonte: EPE (2017b)
75
Figura 6.4: Valor médio do câmbioFonte: Elaboração própria com dados de AC (2017) e EFA (2017)
Com base nos valores dispostos nos grá�cos das Figuras 6.1, 6.2, 6.3 e 6.4 o
empreendedor da usina termelétrica pode decidir se os 30% de energia disponíveis para
serem vendidos no ACL é economicamente atrativo. Como a análise econômica da venda
de energia ACL foge do escopo deste trabalho, a mesma não é abordada de maneira mais
aprofundada.
Como já foi mencionado anteriormente, o principal objetivo desta seção é ela-
borar curvas de triagem para comparar as diferentes tecnologias de geração termelétrica
a gás natural. Para elaborar as curvas de triagem são necessários os seguintes dados:
heat rate (Btu/kWh), investimento (US$/kW), O&M �xo (US$/kW/ano), O&M variável
(US$/MWh), preço de GN (US$/MMBtu), número de horas considerado na análise, taxa
de câmbio (R$/US$), TIR (%) e número de anos para o pagamento do investimento. Os
valores destes dados são apresentados na Tabela 6.1.
A curva de triagem é composta de uma parcela de custo �xo e uma de custo
variável, onde o custo �xo é composto do valor de investimento em US$/kW/ano e do valor
de O&M �xo em US$/kW/ano e o custo variável é composto do custo de GN em US$/kW
e do valor de O&M variável em US$/kW. Para encontrar os valores nestas medidas foram
feitos os cálculos apresentados nas equações a seguir.
Invest.anual(US$/kW/ano) = Invest.(US$/kW)× i× (1 + i)n
(1 + i)n − 1(6.1)
onde i é a taxa de retorno desejada e n é o número de anos.
76
CFIXOtotal = Invest.anual(US$/kW/ano) + O&Mfixo(US$/kW/ano) (6.2)
onde CFIXOtotal é o custo �xo total em US$/kW/ano.
CustoGN(US$/kW)(FC = 1) = heat rate(Btu/kWh)×PreoGN(US$/MMBtu)× h (6.3)
onde FC é o fator de capacidade e h é 8.760 horas, o número de horas quando o fator de
capacidade é igual a um.
CustoO&M varivel(US$/kW)(FC = 1) =O&Mvarivel(US$/MWh)
103× h (6.4)
CV ARFC=1 = CustoGN FC=1 + CustoO&M varive; FC=1 (6.5)
onde CV ARFC=1 é o custo variável quando o fator de capacidade é igual a um e, neste
caso, onde o número de horas é 8.760, é dado em US$/kW/ano.
Considerando a taxa de câmbio de 3,2954 apresentada na Tabela 6.1, os custos
�xos das três tecnologias de geração termelétrica a GN são apresentados na Tabela 6.2 e
os custos variáveis para fator de capacidade igual a um são apresentados na Tabela 6.3.
Tabela 6.2: Custo Fixo
Tecnologia CS CSA CCInvest. (R$/kW/ano) 239,49 369,74 590,33O&M �xo (R$/kW/ano) 21,09 21,42 26,69CFIXO 260,58 391,16 617,02
Fonte: Elaboração própria
Tabela 6.3: Custo Variável para FC=1
Tecnologia CS CSA CCGN (R$/kW/ano) 1979,17 1788,18 1307,13O&M variável (R$/kW/ano) 663,96 259,81 72,17CVAR 2643,13 2047,99 1379,30
Fonte: Elaboração própria
77
De posse dos valores apresentados nas Tabelas 6.2 e 6.3 é possível traçar as
curvas de triagem para as três tecnologias, como é mostrado na Figura 6.5
Figura 6.5: Curvas de triagem para o preço de GN de 8 US$/MMBtuFonte: Elaboração própria
Analisando as curvas de triagem da Figura 6.5, a tecnologia CS vai ser a mais
econômica para 0 < FC < 0, 22, a tecnologia CSA vai ser a mais econômica 0, 22 < FC <
0, 338 e a tecnologia CC vai ser a mais econômica para 0, 338 < FC < 1. Se for analisado
apenas o �uxo de caixa elaborado para cada uma das tecnologias, a mais econômica é a
usina CC, seguido da usina CSA e, por �m, a usina CS. O custo de geração de energia em
cada usina vai depender do quanto de energia será gerada em cada uma. Quanto maior
for o FC, menor será o custo de geração.
Se forem observadas as medidas das características das usinas na Tabela 6.1
é possível notar que o preço do gás natural é peça fundamental na formação dos custos
da termelétrica. Por este motivo, foi feita uma sensibilidade no preço do gás natural para
observar como as curvas de triagem seriam alteradas.
Se o preço do GN passa a ser de 6 US$/MMBtu, como mostra a Figura 6.6,
a tecnologia CS passa a ser mais econômica para FC < 0, 24, a CSA passa a ser mais
econômica para 0, 24 < FC < 0, 412 e a CC passa a ser mais econômica para FC > 0, 412.
No entanto, se o preço do GN passa a ser de 10 US$/MMBtu, como mostra a Figura
6.7, a tecnologia CS passa a ser mais econômica para FC < 0, 204, a CSA passa a ser
mais econômica para 0, 204 < FC < 0, 286 e a CC passa a ser mais econômica para
FC > 0, 286.
78
Figura 6.6: Curvas de triagem para o preço de GN de 6 US$/MMBtuFonte: Elaboração própria
Figura 6.7: Curvas de triagem para o preço de GN de 10 US$/MMBtuFonte: Elaboração própria
Observando as Figuras 6.5, 6.6 e 6.7 é possível ver que mais do que apenas
alterar as faixas onde cada tecnologia será a mais econômica, o preço do GN tem bastante
impacto no custo da geração elétrica. Vale ainda ressaltar que estes valores podem mudar
para outros modelos de termelétrica, pois cada uma terá características diferentes.
Considerando o caso base apresentado na Figura 6.5 e a curva de duração
de carga apresentada na �gura 1.4 presente na seção 1.1, a melhor opção seria que os
79
produtos do leilão sejam blocos de 1.500 horas, 2.500 horas e 6.000 horas de venda de
energia elétrica por ano, como é apresentado na Figura 6.8.
Figura 6.8: Produtos do leilão de termelétrica a GN
Como é possível notar na Figura 6.8 a curva de duração de carga não é com-
pletamente preenchida com os blocos de produtos do leilão. Isto foi feito para permitir
que haja a possibilidade de negociar esses espaços por instrumentos de comercialização
mais �exíveis.
6.2 Sistemática do 26o Leilão de Energia Nova
A portaria No293 de 04 de agosto de 2017 estabeleceu as diretrizes dos leilões
de energia nova que foram realizados no �nal do ano de 2017. Foram realizados dois
leilões, um "A-4"e um "A-6". O leilão "A-4"negociou quatro produtos: empreendimentos
hidrelétricos na modalidade quantidade com duração de trinta anos e empreendimentos de
geração a partir da biomassa, eólica e solar fotovoltaica na modalidade disponibilidade com
duração de vinte anos. O leilão "A-6"também negociou quatro produtos: empreendimen-
tos hidrelétricos na modalidade quantidade com duração de trinta anos; empreendimentos
eólicos na modalidade disponibilidade com duração de vinte anos; e empreendimentos de
geração termelétrica a partir da biomassa, carvão mineral e gás natural na modalidade
disponibilidade com duração de vinte e cinco anos (MME, 2017b).
Assim como na realização dos últimos leilões de energia nova que tiveram como
80
produto a termelétrica a GN, o 26o LEN estipulou que os empreendimentos térmicos a
GN devem apresentar documentos que comprovem a disponibilidade de combustível para
operação contínua. De acordo com parágrafo dez da portaria No102 de 22 de março
de 2016, o termo de compromisso de compra e venda de GN deve conter o valor de
e�ciência do empreendimento, a quantidade máxima de GN mensal a ser utilizado e uma
cláusula que estabeleça a penalidade no caso de falta de GN. Ainda, no parágrafo onze
da mesma portaria é exigida a comprovação da origem e das características das reservas
de GN que irão fornecer o volume de gás a ser contratado pelo empreendimento, e, no
caso de o gás ser movimentado em Terminal de GNL, o empreendedor deve comprovar a
capacidade de regasei�cação do volume contratado no respectivo terminal. A comprovação
de disponibilidade de GN deve ter um período mínimo de dez anos, com período adicional
de no mínimo cinco anos (MME, 2016b; MME, 2017b).
A portaria No293 determinou que não seriam habilitados empreendimentos de
geração termelétrica que possua CVU superior a R$280,00/MWh. Também não seriam
habilitados empreendimentos termelétricos com CVU diferente de zero com in�exibilidade
anual maior que cinquenta por cento. A Figura 6.9 apresenta um esquema geral da
sistemática do 26oLEN.
Figura 6.9: Sistemática do 26oLENFonte: Elaboração própria com dados de MME (2017b)
Na primeira fase do leilão participam os empreendimentos hidrelétricos caso
1, que são aqueles com potência superior a 50MW, na modalidade quantidade. A etapa
inicial da primeira fase tem a estrutura de um leilão fechado. Nesta etapa é dado um único
lance pelos empreendedores, devendo este ser menor ou igual ao preço de referência do
empreendimento. Vai para a etapa contínua o empreendedor que tiver ofertado o menor
lance e os empreendedores cujos lances tenham sido iguais ou no máximo cinco por cento
maior que o menor lance da etapa inicial. A etapa contínua segue o modelo de um leilão
aberto descendente e é iniciada com o preço igual ao menor lance dado na etapa inicial, e
cada empreendedor pode dar um lance menor ou igual ao preço corrente subtraído de um
decremento mínimo. A etapa contínua é encerrada quando após o tempo para inserção de
lances, o preço corrente continua o mesmo. São selecionados para a etapa discriminatória
81
aqueles empreendedores que ofertaram um lance com o último preço corrente da etapa
contínua. A etapa discriminatória é a última da primeira fase e segue a estrutura de um
leilão fechado. Nesta última etapa os empreendedores devem dar um lance de valor igual
ou menor ao último preço corrente da etapa contínua. Essa etapa é encerrada depois de
passar um minuto após todos os empreendedores darem seus lances. O sistema, então,
calcula a quantidade demandada da primeira fase e ordena os lances por ordem crescente,
classi�cando os lotes ofertados como lotes atendidos ou não atendidos.
Participam da segunda fase do leilão usinas eólicas e térmicas a biomassa,
carvão e gás natural, na modalidade disponibilidade, e os empreendimentos hidrelétricos
caso 2, na modalidade quantidade. O sistema recebe lances para modalidade quantidade
e disponibilidade simultaneamente. A etapa inicial da segunda fase tem a estrutura de
um leilão fechado. Nesta etapa são dados lances únicos para cada empreendimento. Os
lances dados devem ter valor menor ou igual ao preço inicial do produto. Os lotes dos
empreendimentos que não submeteram lances na etapa inicial da segunda fase são consi-
derados lotes excluídos. Antes de dar início a etapa contínua da segunda fase o sistema
calcula a quantidade demandada de cada produto. A etapa contínua segue o modelo do
leilão aberto descendente. Nesta etapa os empreendedores submetem lances, associados
a quantidade de lotes ofertados na etapa inicial da segunda fase, de valor igual ou menor
que o preço corrente ou seu último lance subtraído de um decremento mínimo. A etapa
contínua é encerrada quando passa um tempo para submissão dos lances sem ser ofertado
nenhum lance. O sistema então ordena os lotes por ordem crescente de preço de lance, e
classi�ca os lotes como atendidos ou não atendidos.
6.3 Proposta de mudança no leilão de termelétrica a gás natural
Conforme foi apresentado neste trabalho, empreendimentos térmicos a GN são
sempre leiloados na modalidade por disponibilidade e, até a presente data, não houve
nenhum leilão especí�co para fonte termelétrica a gás natural. O único leilão que deveria
ter negociado exclusivamente empreendimentos térmicos a GN foi o nono LER, porém o
mesmo não teve nenhum produto negociado. Com o aumento da penetração da energia
eólica e a insegurança acerca da geração hidrelétrica por conta dos baixos níveis de volume
de água armazenados, as termelétricas a GN podem ser uma opção bastante interessante
para trazer mais segurança no abastecimento de energia elétrica no país.
As termelétricas que antes atuavam pontualmente, hoje representam uma ge-
nerosa fração da geração de energia. No entanto, mesmo com essa mudança drástica no
cenário energético brasileiro, pouco foi alterado no formato dos leilões de termelétrica
82
desde o primeiro leilão até o mais recente. Dentre as fontes fósseis utilizadas na geração
termelétrica, o GN é a fonte mais importante, representando, no ano de 2017, 7,94% da
capacidade instalada da matriz energética brasileira, seguida do petróleo, com 6,13%, e
do carvão com 2,27%. Além de ser a fonte fóssil mais representativa, a única fonte com
capacidade instalada maior que o GN é a hídrica, que representa 61,13%. Ainda assim,
como foi apresentado na Figura 5.3, ainda existe um grande potencial de expansão de
geração termelétrica a GN.
A proposta deste trabalho é que a comercialização de energia elétrica produzida
por novos empreendimentos termelétricos a GN seja feita através de um leilão duplo
modi�cado de compra de gás natural e venda de energia elétrica. Esse formato de leilão
tenta solucionar alguns dos principais problemas na comercialização deste tipo de energia.
Este leilão seria realizado na modalidade quantidade e teria como produtos pacotes de
fornecimento de energia por um pré-determinado número de horas, como mostra o exemplo
da Figura 6.10.
Figura 6.10: Estrutura do leilão propostoFonte: Elaboração própria
No exemplo apresentado na Figura 6.10 os produtos são 1.500, 2.500 e 6.000
83
horas de fornecimento de energia elétrica. De um lado deste leilão estão as distribuidoras
de GN dispostas a vender um volume de GN por 1.500 horas, 2.500 horas e/ou 6.000
horas e do outro lado estão os empreendedores de térmica a GN dispostos a comprar um
determinado volume de GN e a vender energia elétrica por 1.500 horas, 2.500 horas ou
6.000 horas. O leilão ocorreria da seguinte maneira, para cada um dos produtos do leilão
vai haver um preço mínimo de venda de GN e um preço teto de venda de energia elétrica.
A compra de GN será através de leilão fechado ascendente e a venda de energia elétrica
será através de leilão fechado descendente e os lances de compra de gás natural e de venda
de energia elétrica terão clock simultâneo.
Cada um dos três produtos que estão sendo negociados foram idealizados para
uma tecnologia de geração térmica a GN diferente, conforme a análise feita das curvas
de triagem das tecnologias. O produto "1.500 horas" foi projetado para usinas de ciclo
Brayton com turbina a gás industrial, o produto "2.500 horas" foi projetado para usinas
de ciclo Brayton com turbinas aeroderivativas e o produto "6.000 horas" foi projetado
para usinas de ciclo combinado. Desse modo, cada produto terá uma curva de demanda
de GN e uma curva de oferta de energia elétrica, como apresenta a Figura 6.10, e um
ponto ótimo que equilibra as duas curvas.
O leilão terá apenas uma fase composta de uma etapa contínua e uma etapa
discriminatória, como ilustram as Figuras 6.11 e 6.12. Na etapa contínua os participantes
têm que dar simultaneamente um lance de venda de energia elétrica e um lance de compra
de gás natural. A cada rodada da etapa contínua o preço corrente de venda de energia
elétrica será subtraído de um decremento mínimo e o preço corrente de compra de gás
natural sera adicionado de um incremento mínimo. A medida que o valor de venda de
energia elétrica diminui e o preço de compra de GN aumenta, os participantes podem
manter ou diminuir o número de lotes de energia elétrica e de GN que estão dispostos
a vender e comprar, respectivamente. Uma vez que a quantidade de lotes esteja entre a
demanda e uma margem pré-determinada, a etapa contínua é encerrada e é dado início a
etapa discriminatória.
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Preçode EE
Quantidade
Demanda
Etapa contínua
Etapadiscriminatória
Figura 6.11: Etapas inicial e discriminatória - venda de energia elétricaFonte: Elaboração própria
Preçode GN
Quantidade
Demanda
Etapa contínua
Etapadiscriminatória
Figura 6.12: Etapas inicial e discriminatória - compra de GNFonte: Elaboração própria
Na etapa discriminatória os participantes devem submeter um lance de venda
de energia elétrica de valor igual ou menor ao preço �nal da etapa contínua e um lance
de compra de gás natural de valor igual ou superior ao preço �nal da etapa contínua,
mantendo o número de lotes de seu último lance. Após o último participante submeter
seus lances, a etapa discriminatória será encerrada. Para cada produto, os lances de venda
de energia elétrica serão então ordenados em ordem crescente e divididos em patamares
de valor, como mostra a Figura 6.13.
85
Figura 6.13: Lances vencedoresFonte: Elaboração própria
Esses patamares de valor serão limitados da seguinte maneira:
p0 ≤ li, ∀li ∈ L (6.6)
onde li é o lance de venda de energia elétrica do participante i e L é o conjunto composto
dos lances �nais de venda de energia elétrica da etapa contínua.
Patamar1 = {li|li ≥ ( p0 + α%) , ∀li ∈ L} (6.7)
ou seja, Patamar1 é o conjunto de lances que estão dentro da faixa {p0, (p0 + α%)}. Deforma geral,
pn ≤ li, ∀li ≥ pn−1 + α%, li ∈ L (6.8)
Patamarn+1 = {li|li ≥ ( pn + α%) , li ∈ L} (6.9)
Para cada patamar de valor de lances de venda de energia elétrica, começando
pelo patamar1, serão alocados primeiro aqueles que tiverem dado lance de compra de GN
maior. Por exemplo, supondo que os participantes verde, vermelho e azul sejam os únicos
no patamar1 da Figura 6.13 e que eles tenham dado os lances de preço de gás natural
apresentados na Figura 6.14. O participante vermelho, que ofereceu comprar o GN a um
valor maior entre os três participantes, seria o primeiro a ter seus lotes alocados, seguido
86
do participante verde e do participante azul, como mostra a Figura 6.15.
Figura 6.14: Lances de preço de GN do patamar1Fonte: Elaboração própria
Figura 6.15: Alocação dos lotes do patamar1Fonte: Elaboração própria
As alocações de lote serão feitas para cada produto em ordem crescente de
patamar, do patamar1 até o patamarn+1, priorizando os participantes de cada patamar
que estão dispostos a comprar GN a um valor maior, até que a demanda de cada produto
seja satisfeita.
Após o término do leilão caberá aos órgãos responsáveis pela sua organização
alocar nas distribuidoras de gás as demandas de GN de cada empreendedor, como ilustra
a Figura 6.16. Essa alocação será feita através de contratos bilaterais, respeitando que a
quantidade de GN demandada pelos empreendimentos térmicos será igual a quantidade
87
contratada de GN e que o preço a ser pago pelo GN pelos empreendedores será o valor
de seu lance na etapa discriminatória.
D1
D2
D3
Dm
...
E1
E2
E3
En
...
Figura 6.16: Alocação da demanda de GNFonte: Elaboração própria
O principal intuito deste formato de leilão é promover a competição no preço
de gás natural, que como foi apresentado anteriormente, tem grande impacto no custo de
geração da térmica a GN e minimizar a incerteza que existe tanto no lado do empreendedor
de térmica a GN como no lado da distribuidora de GN acerca do número de horas de
geração de energia e necessidade de uso de GN.
88
7 Conclusão
Diante do aumento da penetração de fontes renováveis como eólica e solar, além
da, já existente, majoritária participação das hidrelétricas na matriz energética brasileira,
as termelétricas a gás natural se destacam como uma fonte capaz de trazer segurança no
abastecimento de energia elétrica. Dentre as fontes fósseis, o GN é a menos poluente.
Além disso, com o desenvolvimento da tecnologia de ciclo combinado a e�ciência da usina
térmica a GN quase dobrou, comparada com a de ciclo Brayton ou ciclo Rankine.
No entanto, mesmo que tenha uma e�ciência muito superior as outras tecnolo-
gias de geração a GN, a usina de ciclo combinado possui um custo de investimento muito
maior. Por isso, quando utilizada em um fator de capacidade baixo, possui um custo de
geração de energia (R$/MWh) mais alto que as demais. Deste modo, as curvas de triagem
são uma boa metodologia de análise de custos preliminar, comparando os custos anuais
de produção de energia das tecnologias de acordo com o fator de capacidade da mesma.
Neste trabalho foram comparados os custos de geração de três tecnologias de
geração térmica a GN: ciclo Brayton com turbina a gás industrial CS, ciclo Brayton com
turbinas aeroderivativas CSA e ciclo combinado CC. A usina de ciclo Brayton com turbina
a gás industrial possui a menor e�ciência entre as três, porém, é a que possui menor custo
de investimento, o que justi�ca o fato de que para um fator de capacidade baixo, ela
é a tecnologia mais econômica. A usina de ciclo Brayton com turbinas aeroderivativas
tem e�ciência apenas um pouco maior que a de ciclo simples, porém, tem um custo de
investimento superior, sendo a tecnologia mais econômica das três apenas em uma pequena
faixa do fator de capacidade. Por �m, a usina de ciclo combinado é a que tem o maior
tempo de construção e que demanda o maior valor de investimento, mas ela possui uma
e�ciência muito maior que as outras duas tecnologias e é a melhor opção para um fator
de capacidade elevado.
O cenário energético brasileiro mudou muito nos últimos anos, principalmente
do ano de 2010 para o ano de 2017. As termelétricas passaram a ser acionadas por um
período maior de tempo, atuando não só em demandas de pico, mas também na base. En-
tretanto, a sistemática dos leilões de comercialização de energia elétrica não acompanhou
estas mudanças. Embora geração termelétrica a GN tenha grande representatividade na
nossa matriz elétrica, esta fonte possui um grande potencial de crescimento.
Além de aumentar a segurança do abastecimento de energia elétrica, o aumento
da geração termelétrica a GN estimula o mercado interno de gás natural no país. O
atual modelo de leilão de comercialização de energia térmica a GN pouco incentiva novos
empreendimentos no setor, pois traz muitas incertezas para os dois lados da negociação.
89
Um dos grandes problemas é a falta de competitividade nos preços de venda do gás
natural para as termelétricas, pois os mesmos são feitos através de contratos prévios
acordados entre a distribuidora de GN e o empreendedor. Outro grande problema é que
as térmicas a GN são contratadas por disponibilidade, e nesse tipo de contratação não há
uma determinação exata de quanto de energia elétrica as usinas irão, de fato, gerar por
ano. Essa incerteza também é re�etida nos contratos de gás, pois as distribuidoras acabam
impondo cláusulas de take-our-pay que determinam a contratação e o pagamento de uma
quantidade mínima anual de GN ainda que o mesmo não seja utilizado por completo.
Este trabalho propõe uma nova maneira de comercializar energia térmica a
GN, capaz de conciliar a contratação de gás natural e de energia elétrica e promover a
competitividade dos preços de GN. Diferente das outras termelétricas, a térmica a gás
natural requer uma coordenação em tempo real do gás, já que o mesmo é difícil de ser
armazenado. Comercializar a energia térmica através de um leilão duplo com contrato
por quantidade torna o abastecimento de gás mais previsível e o suprimento de energia
térmica a GN mais seguro. Ainda, o método de determinação do vencedor do leilão
proposto consegue estimular o mercado de gás sem deixar de lado a modicidade tarifaria,
pois dá prioridade aos participantes que estão dispostos a vender energia elétrica a um
preço menor e a comprar o gás natural a um preço maior.
7.1 Trabalhos futuros
Como recomendação para trabalhos futuros, sugere-se:
• Realizar simulações computacionais do leilão de termelétrica a gás natural estudado.
• Fazer uma melhor análise dos critérios de determinação do vencedor para que se
atinja a máxima e�ciência econômica do leilão
• Fazer uma análise de sensibilidade com os dados dos três modelos de usina ter-
melétrica utilizados no estudo deste trabalho, ou comparar diferentes modelos de
termelétrica.
• Elaborar uma interface grá�ca para inserção dos dados das termelétricas e geração
automática das curvas de triagem.
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