edp energias do brasil - aneel c… · 4.1 impossibilidade da limitação ao icb proposto na nt ......
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EDP – Energias do Brasil
Contribuição à Consulta Pública ANEEL nº 14/2016:
Obter subsídios para discussão e aprimoramento das
metodologias para majoração e/ou recomposição da
estrutura do CVU de usinas termoelétricas
São Paulo, 10 de fevereiro de 2017
Sumário Executivo
Ao longo dos últimos anos, as usinas termoelétricas têm desempenhado papel fundamental no
setor elétrico, passando de uma atuação coadjuvante e complementar à geração hidroelétrica, para
um despacho constante, de modo a evitar o deplecionamento dos reservatórios de acumulação.
Além disso, com o crescimento significativo da geração a partir de fontes intermitentes, em especial
na Região Nordeste do país, as usinas termoelétricas têm sido chamadas a operar de forma a
compensar a variação de tal geração, agregando segurança elétrica e energética ao Sistema
Interligado Nacional – SIN.
Entretanto, o atual cenário vivenciado pelas usinas termoelétricas, de intenso despacho, era
inimaginável até a última década e, exatamente por tal motivos, a maioria desses empreendimentos
não foi dimensionado – seja sob o aspecto técnico, seja sob o econômico e financeiro – para uma
geração em, praticamente, 100% do tempo, atuando algumas termoelétricas na base do sistema,
dado seu baixo custo variável de operação.
A notoriedade dos benefícios proporcionados por esta forma de geração na base do sistema já
foram objeto de consideração, pela EDP, em outras oportunidades e, neste momento, faz-se, não
somente pertinente, como comprova o cenário demonstrado à ocasião em que pontuado, sendo,
dessa forma, reiterado no presente documento.
É realmente louvável, portanto, a postura da ANEEL com a abertura do assunto à discussão do Setor
Elétrico – e à sociedade como um todo – possibilitando com isso o diálogo e o constante
aprimoramento setorial.
Nesse cenário, cabem algumas ponderações à proposta apresentada nesta CP 14/2017, em especial
à premissa de manutenção do Índice Custo Benefício – ICB, considerando que o atual contexto
elétrico, energético e normativo das usinas termoelétricas difere, em muito, daquele considerado à
época dos leilões realizados há uma década ou mais e dos quais a maior parte dos empreendimentos
que ora pedem por uma solução consensual para a situação – dentre eles a EDP – sagraram-se
vencedores.
O reconhecimento de que, de fato, há um desbalanceamento na equação custo- despacho de uma
usina termoelétrica constitui um enorme passo rumo à continuidade de tais empreendimentos, mas
a limitação a um item de desempate de leilão somente faria sentido se permanecesse verdadeiro
todo o cenário no qual os empreendedores se encontravam à época dos respectivos leilões.
Assim, a proposta da EDP busca viabilizar uma existência sustentável das usinas termoelétricas, de
modo a permitir que os custos adicionais incorridos por tais geradores – ao garantir a continuidade
do atendimento do mercado consumidor de energia elétrica – possam ser suportados pelos
Encargos de Serviço do Sistema, bem como pelo próprio CVU, por meio da revisão de seus valores.
A EDP acredita que, a partir das premissas acima, poder-se-á chegar à solução do atual problema
enfrentado pelo setor de geração termoelétrica de forma consensual e estruturada, com um setor
elétrico fortalecido e com bases normativas aprimoradas.
1
1 Sumário 2 Introdução ................................................................................................................................... 2
3 Das UTEs de Base ........................................................................................................................ 4
3.1.1 Fator de Carga da Usina .............................................................................................. 5
4 Necessária consideração dos custos adicionais incorridos pelas usinas termoelétricas ............ 7
4.1 Impossibilidade da limitação ao ICB proposto na NT .......................................................... 7
4.2 Dos custos adicionais incorridos pelas usinas termoelétricas e sua necessária consideração
9
4.2.1 Caldeira própria ......................................................................................................... 10
4.2.2 Sistema de Ar e Gás ................................................................................................... 12
4.2.3 Sistema de Combustão .............................................................................................. 13
4.2.4 Sistema de Clarificação e Desmineralização ............................................................. 14
4.2.5 Bombas de Água de Alimentação ............................................................................. 14
4.2.6 Bacia de Estocagem de Cinzas ................................................................................... 15
4.2.7 Operação e Manutenção da Usina ............................................................................ 15
4.2.8 Sistema de Descarregamento ................................................................................... 19
4.2.9 Sistema de Transporte de Carvão ............................................................................. 22
4.2.10 Custos decorrentes de despacho em carga reduzida: incremento de custos em
condições não especificadas no edital do leilão ....................................................................... 25
4.2.11 Custos adicionais em virtude do Despacho fora da Ordem de Mérito Econômico .. 31
5 Conclusões................................................................................................................................. 36
Índice das Conclusões Relevantes
Conclusão Relevante 1 – UTEs de baixo CVU proporcionam benefícios pela geração na base sem
terem reconhecimento dos custos adicionais em suas receitas ......................................................... 6
Conclusão Relevante 2 – ausência de razoabilidade na manutenção do ICB .................................... 9
Conclusão Relevante 3 – Despacho na base requerem, comprovadamente, custos adicionais na
operação e manutenção das usinas termoelétricas ......................................................................... 25
Conclusão Relevante 4 – A alteração na forma de despacho é realidade que imputam custos
superiores àqueles que poderiam ser previstos e precificados ........................................................ 35
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2 Introdução Motivadas pelo cenário adverso vivenciado pelo setor elétrico brasileiro nos últimos anos e nas
mudanças estruturais implantadas em prol da segurança energética, a Associação Brasileira dos
Produtores Independentes de Energia Elétrica – APINE e a Associação Brasileira das Empresas
Geradoras Termelétricas – ABRAGET formularam à ANEEL, em 2016, pedido de adoção de medidas
que revisassem o CVU, com base na necessária manutenção de equilíbrio contratual.
Em resposta, a Superintendência de Regulação da Geração – SRG elaborou a Nota Técnica n.o
158/2016-SRG /ANEEL, de 23/12/2016 (“NT”), apresentando entendimento a respeito do assunto e
sugerindo a abertura de consulta pública, o que foi realizado por meio de aviso publicado no Diário
Oficial da União em 28/12/2016.
A NT foi estruturada, essencialmente, nas seguintes conclusões da SRG (i) o Fator de Conversão
declarado pelo próprio agente à Empresa de Pesquisa e Estudos Energéticos – EPE considerava outra
frequência de despacho mensal esperada pelo agente; (ii) motores consomem mais combustível
quando operando em “rampas” do que ao operar com a potência estabilizada; (iii) despachos em
nível de potência inferior à máxima força maiores gastos com combustíveis, em situação semelhante
ao item (ii); (iv) a Geração Termelétrica Fora da Ordem de Mérito – GFOM foi prevista na Resolução
do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE n.o 8/2007, substituída pela Resolução CNPE
n.o 3/2013, sendo, portanto, de há muito conhecida pelos agentes; (v) o ICB tem a função de
comparar economicamente os empreendimentos de geração e de ordená-los nos leilões para
definição dos vencedores, além de representar estimativa do custo da energia aos compradores;
(vi) pela razão conceitual apresentada no item (v), sugere-se que o tratamento regulatório para
atendimento aos tipos de operação demandados pelo ONS e para cobertura de overhauls leve em
conta a preservação do ICB resultante do leilão de cada usina termoelétrica, mantendo a ordem de
vencedores do leilão e o equilíbrio entre pagadores e recebedores definidos nesses mesmos leilões.
A partir de tais conclusões, a NT apresenta uma formulação matemática que representa proposta
para redeclaração de custos para cada tipo de operação fora da ordem de mérito, com a definição,
pela ANEEL, de parâmetros para definição das probabilidades de modo a emitir sinal regulatório de
extraia dos geradores valores de custos mais próximos da realidade operativa.
Nesse contexto, a presente contribuição da EDP demonstrará que há, de fato, um problema a ser
solucionado, carecendo de razoabilidade e proporcionalidade as conclusões da NT e, sem se limitar
a tão somente realizar uma crítica vazia, a EDP apresenta sua proposta.
O desafio que se coloca é o de se encontrar uma proposta de encaminhamento com um desenrolar
que permita ao setor elétrico como um todo – seus agentes e consumidores –a sair fortalecido e
com um sistema normativo aprimorado.
Nesse sentido, a EDP propõe a adoção de medida cujas bases são (i) consideração dos reais custos
decorrentes do despacho imprevisto tanto fora da ordem de mérito, como dentro da ordem de
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mérito; (ii) exclusão da limitação do resultado da formulação algébrica ao ICB; (iii) reavaliação dos
custos decorrentes do despacho imprevisto pelos agentes pela revisão do CVU, bem como via
recuperação por meio dos Encargos de Serviço do Sistema - ESS.
A demonstrar o cabimento e a pertinência da solução ora proposta, a EDP contratou estudo para
avaliar os custos de operação incorridos por sua geradora termoelétrica UTE Pecém I em função de
seu despacho na base do sistema durante praticamente toda sua existência, desde o início de sua
operação comercial. As conclusões demonstram custos expressivamente superiores àqueles
cobertos pelo reduzido CVU do citado empreendimento.
Nesse contexto, o caminho seguido pela NT não parece ser o mais lógico e razoável, pois confere
tratamento – inadequado – a apenas parte de um problema.
Assim, cabe uma reflexão imparcial e ponderada a respeito dos fatos que se mostram para que, de
forma conjunta, se possa alcançar uma solução viável e, considerando o atual cenário, menos
onerosa a todos os agentes – geradores e consumidores - sustentável e permanente, sob o ponto
de vista do sistema elétrico.
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3 Das UTEs de Base A inclusão de térmicas de baixo custo variável, despachadas em 100% do tempo, integradas à base
do Sistema Elétrico, é tendência que, na prática, já vem ocorrendo. Entretanto, carece de modelo
estruturado para tanto.
A matriz energética brasileira mudou e a tendência é a de aumento do despacho de outras fontes,
em detrimento daquelas de origem hídrica, conforme demonstra o gráfico a seguir:
Figura 1 – Evolução da matriz energética [Fonte: EPE]
As térmicas de baixo custo variável possuem um custo variável que se relaciona negativamente com
o custo variável das usinas hidroelétricas:
Em períodos de chuvas intensas, as termoelétricas de baixo CVU apresentam um custo, e as
hidroelétricas apresentam receita de energia secundária;
Em períodos secos, as termoelétricas de baixo CVU apresentam receitas oriundas da venda
de energia no mercado de curto prazo, e as hidroelétricas apresentam custo devido ao GSF
inferior a 100%.
Trata-se de um hedge físico e financeiro que, estruturalmente, promoverá equilíbrio ao Sistema
Elétrico Brasileiro.
Entretanto, as termoelétricas de baixo CVU atualmente existentes e que já atuam, de fato, na base
do sistema elétrico, não foram concebidas para operarem nesse regime. Nesse cenário, a despeito
dos benefícios proporcionados por tais usinas, há custos por estas incorridos e que não são
recuperados, considerando a atual sistemática de cálculo do CVU.
Uma das evidências das consequências adversas ocasionadas pela intensificação do despacho das usinas termoelétricas é a perda de disponibilidade desta ao longo dos últimos anos. O gráfico abaixo foi extraído a partir de dados extraídos do site eletrônico do ONS:
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
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Evolução da capacidade instalada por fonte de geração
Solar
Eólica
Biomassa
UTE
Nuclear
PCH
UHE
5
Figura 2 – queda evidente na disponibilidade das usinas termoelétricas
De forma a subsidiar os exemplos citados nesta contribuição, bem como para dar suporte na
argumentação, utilizam-se dos dados operacionais da UTE Porto do Pecém I – “Usina”, cuja
propriedade é de 100% da EDP.
3.1.1 Fator de Carga da Usina
A Usina entrou em operação comercial em dezembro de 2012 e, como é usual, passou praticamente
o ano de 2013 operando com um fator de capacidade abaixo de 65%, com um despacho de 100%.
Esse valor é o obtido por qualquer usina dessa tecnologia durante o período de “aprendizagem”,
onde há paradas frequentes devido à necessidade de ajustes dos equipamentos e correções de
falhas de fabricação e montagem.
Se consideradas tanto a média mensal quanto a média móvel de 12 meses do fator de capacidade
da Usina (Figura 3), a partir de maio de 2014, conclui-se que a Usina praticamente operou na base.
Nesses períodos, o fator de capacidade médio ficou acima de 80% e, desde 2015, está acima de 90%.
Esses números demonstram que a Usina, desde a sua entrada em operação comercial, sempre foi
despachada pelo ONS na base, levando a operação a executar suas inspeções periódicas sob
condições não equilibradas, tanto do ponto de vista operacional, quanto financeiro, em virtude das
regras de ressarcimento e penalidades por indisponibilidade atualmente vigentes. O gráfico abaixo
demonstra que a usina nunca deixou de gerar energia para o sistema:
84,8%79,5%
74,4%
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
100,0%
2014 2015 2016
Disponibilidade térmicas
6
Figura 3 – fator de capacidade da Usina
Conclusão Relevante 1 – UTEs de baixo CVU proporcionam benefícios pela geração na base, sem terem reconhecimento dos custos adicionais em suas receitas
Em períodos de chuvas intensas, as termoelétricas de baixo CVU apresentam um custo, e as
hidroelétricas apresentam receita de energia secundária, ao passo que, em períodos secos,
as termoelétricas de baixo CVU apresentam receitas oriundas da venda de energia no MCP,
e as hidroelétricas apresentam custo devido ao GSF inferior a 100%. Trata-se de um hedge
físico e financeiro que, estruturalmente, promoverá equilíbrio ao Sistema Elétrico Brasileiro.
Embora tais usinas de baixo CVU já se encontrem, de fato, operando na base do sistema
elétrico, não foram, originalmente, concebidas para tanto, incorrendo em custos que,
atualmente, não são cobertos por suas receitas de venda.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
abr-12 ago-13 dez-14 mai-16 set-17
FC média móvel (12m)
FC média móvel (12m)
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4 Necessária consideração dos custos adicionais incorridos
pelas usinas termoelétricas
4.1 Impossibilidade da limitação ao ICB proposto na NT De acordo com a NT, considerando que o ICB é utilizado para ordenação econômica de
empreendimentos de geração termoelétrica na contratação por disponibilidade de energia elétrica,
sendo, ainda, uma estimativa do custo da energia a ser fornecida pelo empreendimento, durante o
prazo de vigência do Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR,
propõe-se a preservação desse ICB no tratamento regulatório a ser dado ao CVU das usinas
termoelétricas para atendimento aos tipos de operação demandadas pelo ONS e para cobertura de
overhauls. Segundo a NT, tal premissa garantiria a manutenção de equilíbrio entre pagadores e
recebedores definido no leilão.
Tal premissa seria válida se todo o contexto fático e normativo permanecesse inalterado.
Exatamente para a manutenção do equilíbrio buscado pela ANEEL é que se faz necessária a
consideração de custos decorrentes da alteração na forma de despacho das usinas termoelétricas
que, reconhecidamente, foi alterado pelo ONS.
Parece não haver lógica em reconhecer-se a comprovada alteração no cenário de despacho das
usinas termoelétricas, conforme manifestado pelo próprio ONS, com a consequente proposta de
alteração na estrutura de custos do CVU, sem o reconhecimento de um desequilíbrio intrínseco a
ser reposto e que, evidentemente, não será alcançado se se limitar as alterações ao nível do ICB.
Se é verdade que foi o empreendedor quem declarou o Fator de Conversão, assim o fez
considerando o cenário que se mostrava à época e aquele passível de ser previsto, a partir de
cálculos probabilísticos. E, dentro das probabilidades, era remotíssima a probabilidade de despacho
em 100% do tempo, como tem ocorrido.
De fato, a partir das informações extraídas dos modelos computacionais da época e disponibilizadas
pela EPE para cálculo do ICB do 5º LEN 2007, a previsão de despacho termoelétrico era de,
aproximadamente, 36% do tempo, ao passo que a realidade que se mostra é a de despacho em
tempo integral, desde dezembro de 2012, no caso da Usina, quando esta entrou em operação
comercial. A Figura 4 a seguir ilustra o cenário de despacho previsto e o real:
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Figura 4 – Despachabilidade da Usina com dados do leilão considerando o CVU declarado de 82 R$/MWh. Dos 96 mil cenários simulados pelos modelos computacionais para o período de Jan/12 (início do CCEAR 5 LEN 2007) até dez/15 (final do horizonte de estudo da modelagem) 34511 cenários apresentaram CMO >= a 82 R$/MWh
Figura 5 – Despacho real: desde o início de sua operação comercial a Usina foi despachada na base. Mesmo nos raros momentos onde o PLD teve valores inferiores ao CVU da Usina, esta permaneceu
ligada, fora da ordem de mérito de preço.
Assim sendo, se é verdade que ao empreendedor é atribuída uma parcela de risco em suas análises,
jamais poder-se-ia prever um cenário de despacho em 100% do tempo como tem ocorrido com a
Usina e tantos outros empreendimentos. Tais premissas alteram, evidente e significativamente, o
cenário considerado à época do leilão, sendo, no mínimo, pouco razoável pretender manter-se
9
inalterado o ICB do leilão quando todas as demais premissas não permanecem verdadeiras ou foram
realizadas.
E a Usina, um empreendimento que proporcionou, somente em 2016, uma economia ao
consumidor da ordem de R$ 1,8bilhões [modicidade tarifária], tem sido penalizada com o despacho
na base, com custos superiores àqueles que sua receita pode suportar – e com o consequente
desgaste de maquinário e equipamentos – sem a devida contrapartida.
Conclusão Relevante 2 – ausência de razoabilidade na manutenção do ICB
O atual cenário das usinas termoelétricas é bastante distinto daquele considerado à época
dos seus respectivos leilões. É pouco razoável, portanto, reconhecer-se a comprovada
alteração no cenário de despacho das usinas termoelétricas, conforme manifestado pelo
próprio ONS, com a consequente proposta de alteração na estrutura de custos do CVU, sem
o reconhecimento de um desequilíbrio intrínseco a ser reposto e que, evidentemente, não
será alcançado se se limitar as alterações ao nível do ICB.
4.2 Dos custos adicionais incorridos pelas usinas termoelétricas e sua
necessária consideração Diante do crescente e oneroso cenário de despacho na base, a EDP realizou estudo desenvolvido a
partir da avaliação teórica do aumento dos custos, considerando o desgaste dos equipamentos e a
perda de eficiência do conjunto. Essa avaliação foi realizada a partir das especificações e
recomendações dos fabricantes dos principais equipamentos da UTE Pecém I, tais como a caldeira,
seus auxiliares e o turbo-gerador a vapor.
No que se refere à caldeira, alguns dos equipamentos auxiliares estão sendo afetados pela operação
contínua. Aqueles que mais apresentam desgaste nessa condição operacional são os ventiladores e
o sistema de combustão (moinhos e tubulação).
O dessulfurizador é o equipamento que tem apresentado mais problemas com a operação continua.
Os reatores necessitam paradas mais frequentes para limpeza e têm demandado maior atenção,
fazendo com que sempre haja uma equipe dedicada a esse equipamento.
A operação contínua tem determinado, ainda, significativo aumento no consumo de água dada a
característica intrínseca do processo de geração da Usina.
A bacia de estocagem de cinzas tem capacidade para estocar volumes suficientes durante 2 anos,
considerando um percentual de 60% de operação anual. Na carga base, praticamente tem-se 80%
de sua capacidade comprometida, fazendo com que o custo operacional de estocagem e de
manuseio aumente.
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Quanto ao sistema de tratamento de efluentes, há um aumento no consumo anual de produtos
químicos para neutralização destes e no serviço de lançamento no mar por meio de emissário
marítimo, que representa um gasto anual maior do que o previsto com o despacho original.
O descarregamento e transporte do carvão tem apresentado os maiores desafios. Com a entrada
de uma siderúrgica na região vizinha, o problema foi agravado. Considerado uma divisão de 50%
para cada empreendimento nesse berço, a usina poderia descarregar 3 navios nesse berço e 1 no
berço 2, o que resulta um custo operacional muito mais elevado.
Na operação e manutenção da usina, pode-se destacar o aumento de operadores para atendimento
à operação contínua e, na manutenção, a necessidade de uma maior quantidade de peças de
reposição em estoque. Ambos os casos implicando aumento no custo de operação.
O aumento na operação tem reflexo no desgaste das peças móveis e na sua reposição, o que pode
ser comprovado quando se observam os relatórios dos reparos e das manutenções realizadas nos
últimos 12 meses na Usina.
A operação contínua também provocou um aumento no consumo de óleo diesel para partidas e
paradas que, em caso do despacho de 60%, não teria ocorrido. O mesmo ocorre para a deposição
de cinzas e dos efluentes gerados.
Somente em 2016, o aumento de custos de O&M decorrente do despacho na base, quando
comparados com o despacho de 60%, foi de 85%. Isso, sem se considerar os custos adicionais
ocasionados pela elevação das paradas emergenciais que o despacho intenso acaba por provocar,
pois, nessas circunstâncias, as contratações ocorrem igualmente de forma emergencial e, portanto,
a custos mais elevados.
4.2.1 Caldeira própria
A caldeira é um equipamento de troca térmica estática onde a maior parte do calor é transmitida
por convecção entre o gás produzido na queima do carvão mineral e a água ou vapor dentro dos
tubos. O gás produzido pela queima carrega uma quantidade muito grande de cinzas, composta em
grande parte por silício. Os setores mais sensíveis ao acúmulo de cinzas e ao desgaste por erosão
estão indicados na Figura 6. Quanto maior o tempo de operação, maior o acumulo de cinzas nos
elementos de convecção tais como superaquecedor, reaquecedor, economizador, dutos de gás,
ventilador de tiragem induzido, etc. afetando a troca térmica e consequentemente a eficiência da
Caldeira.
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Figura 6 – Bollet Steam & Water System
O acúmulo nas paredes da fornalha, em forma de cinza fundida, e nas superfícies de convecção, na
forma de cinzas volantes provocam a redução da área efetiva de troca de calor do tubo e assim
reduzindo a eficiência da caldeira como todo.
Para evitar esse acumulo, a caldeira conta com sopradores localizados na zona dos queimadores na
fornalha, nos superaquecedores, reaquecedor e economizador.
A primeira região que sofre com as cinzas está na região próxima aos queimadores. Nesta região a
turbulência do processo de queima e a alta temperatura favorecem a ocorrência de formação de
cinzas fundidas que aderem a parede da fornalha. Nesta área existe sopradores tipo retrateis
especialmente para a limpeza dos tubos dessa região.
O processo de sopragem minimiza o acumulo de cinzas, mas não limpa a superfície como uma
limpeza manual mecânica como seria feita durante uma parada longa de 4 meses.
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Após a fornalha vem os superaquecedores que são equipamentos que absorve a maior quantidade
de calor dos gases por convecção, a limpeza da superfície é importante para o controle eficaz da
temperatura do vapor.
O superaquecedor da fornalha (secundário) é do tipo tubos tangentes (“platten”) com grande
espaçamento entre os painéis. Esse tipo de construção é motivado pela existência de muita cinza
ainda fundida nesta região, que adere facilmente sobre a superfície dos tubos.
Os sopradores de fuligem instalados na caldeira têm as seguintes características:
Figura 7 – Caldeira e sistema de água (vista lateral)
Para manter a eficiência da Caldeira em níveis aceitáveis, a fabricante DOOSAN sugeriu uma
operação de sopragem no mínimo uma vez ao dia, o que levaria a um consumo de 1,6 t/h de vapor.
Mas devido ao excessivo despacho, que inviabiliza programações de parada para limpeza mecânica
interna da fornalha, em um horizonte de curto prazo, a operação de sopragem tem sido continua
resultando em um consumo muito alto de vapor.
4.2.2 Sistema de Ar e Gás
O sistema de ar e gás é formado pelos seguintes equipamentos:
Ventilador de Ar Forçado;
Ventilador de Tiragem Induzida;
Pré-aquecedor de Ar a Gás tipo Regenerativo;
Dutos de Ar e Gás.
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4.2.2.1 Ventilador de Ar Forçado (FDF)
O fabricante recomenda uma parada programada de 876 h por ano para inspeção e manutenção.
Tal parada era contemplada ao se considerar um despacho de 60%, entretanto, com o despacho em
100% do tempo, a manutenção em tal equipamento é realizada em condições não equilibradas,
tanto do ponto de vista operacional, quanto financeiro, em virtude das regras de ressarcimento e
penalidades por indisponibilidade atualmente vigentes. Além disso, no caso de postergações para
atendimento do despacho, pode haver danos maiores ao equipamento, com o consequente
aumento do custo de manutenção.
Diante disso, têm sido realizadas inspeções visuais mais intensas de modo a detectar qualquer
anormalidade e evitar, assim, uma parada forçada.
4.2.2.2 Ventilador de Ar Induzido (IDF)
Este ventilador é do tipo Axial, rotação contínua e controle de vazão pela regulagem de passo e é o
equipamento que mais sofre os efeitos de uma operação continua. Ela está localizada entre o filtro
de mangas e a chaminé.
Conforme o manual recomenda-se uma parada anual de 760 h para realização de inspeção e
manutenção, ou seja, 8000h de operação continua. Também recomenda inspeções semanais,
mensais e anuais e um overhaul a cada 2 anos de operação continua, ou seja, 16.000 hs de operação.
Nessas condições, a usina deverá antecipar o ovehaul do equipamento e continuar a realizar
inspeções visuais continuas para evitar as paradas forçadas, como no FDF.
4.2.3 Sistema de Combustão
O sistema de combustão é formado por 4 conjuntos de silo de alimentação, alimentador de carvão,
moinho, tubulação e queimadores. Possui também um sistema de queima auxiliar a diesel que não
deve ser utilizado durante a operação normal. Em operação normal, 3 sistemas são suficientes e
assim 1 sistema completo ficaria de reserva.
Os moinhos desse tipo normalmente podem operar cerca de 5.000 h em regime contínuo, sem
comprometer a eficiência da usina e sem comprometer a operação do moinho. Com o despacho em
100% do tempo, a manutenção em tal equipamento é realizada em condições não equilibradas,
tanto do ponto de vista operacional, quanto financeiro, em virtude das regras de ressarcimento e
penalidades por indisponibilidade atualmente vigentes. Além disso, no caso de postergações para
atendimento do despacho, pode haver danos maiores ao equipamento, com o consequente
aumento do custo de manutenção. Portanto, a operação continua faz com que essas manutenções
sejam antecipadas elevando o custo de manutenção nesse mesmo ano.
As tubulações também sofrem desgaste mais acelerado pela erosão na operação contínua. A vida
útil dessa tubulação seria de 2 anos de operação e que na operação contínua também deveria ser
antecipada.
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4.2.4 Sistema de Clarificação e Desmineralização
A água de alimentação da caldeira passa por um sistema de clarificação com capacidade de 180
m3/h composto por:
Sistema de coagulação/floculação (2 x 50%)
Filtro multimídia e;
Espessador e desaguador de lodo.
Deste sistema a água é transferida para 2 (dois) tanques de armazenamento de água clarificada e
deste para o sistema de Desmineralização.
Os tanques possuem 6.500 m3 de volume cada, sendo que 1.050 m3 destinados a combate a
incêndio. O restante do volume de água garante a operação da Usina por 48 h de operação máxima
continua incluindo o sistema de dessulfurização.
O sistema de desmineralização da P1 tem capacidade de projeto é de 135 m3/h que é formado por:
Filtro de carvão ativado (2 x 50%);
Desmineralizador Catiônico e Aniônico (2 x 100%);
Leito misto (2 x 100%);
Sistema de dosagem química,
Unidade de regeneração ácido/caustico e;
Sistema de neutralização (2 x 100%).
A qualidade do vapor é controlada pelo tratamento na água da caldeira que é feita pela injeção de
produtos químicos e pela descarga continua do tubulão de vapor. A descarga contínua é a maior
responsável pelas perdas de água dentro do ciclo térmico.
O volume de descarga continua de projeto foi de 3% da geração de vapor ou 71,3 t/h para as duas
caldeiras. Em condições normais de operação a descarga prevista é de 1%, ou seja, 12 t/h para as
duas caldeiras.
Pode-se concluir, portanto, que há um consumo anual maior de produtos químicos pelo despacho
na base.
4.2.5 Bombas de Água de Alimentação
O sistema conta com bombas de alimentação com 3 x 50% de capacidade.
De acordo com o manual de manutenção das bombas a manutenção geral deverá ser feita após 8
anos de operação. A cada 2.500 h é recomendado realizar uma verificação na qualidade do óleo
lubrificante e se necessário substituir, e a cada 8.000 h é recomendado realizar uma verificação geral
incluindo sinais de corrosão, desgaste e qualidade do óleo.
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Assim, com a operação continua, a manutenção em tal equipamento é realizada em condições não
equilibradas, tanto do ponto de vista operacional, quanto financeiro, em virtude das regras de
ressarcimento e penalidades por indisponibilidade atualmente vigentes. Além disso, no caso de
postergações para atendimento do despacho, pode haver danos maiores ao equipamento, com o
consequente aumento do custo de manutenção. Dessa forma, há necessidade de antecipação das
revisões recomendadas pelo fabricante das bombas acarretando um aumento anual de operação,
principalmente pelo consumo de lubrificantes.
4.2.6 Bacia de Estocagem de Cinzas
De acordo com a especificação técnica a bacia de estocagem deve ter capacidade para acumular
todas as cinzas produzidas na caldeira e no Dessulfurizador, no total de:
Caldeira: 240 t/dia
Resíduo do Dessulfurizador: 500 t/dia
Total: 740 t/dia
O projeto deveria considerar um despacho de 60% ou 438 dias de operação em carga base,
considerando uma densidade média de 1,55 t/m3, resulta em um volume de 367.480 m3.
Se for considerada a carga base, ter-se-á um volume de 306.129 m3/ano o que praticamente satura
a capacidade operacional do pátio no ano e faz antecipar o transporte para um aterro externo o que
deve aumentar o custo operacional.
4.2.7 Operação e Manutenção da Usina
4.2.7.1 Overhauls
O despacho intenso das usinas termoelétricas – em patamares significativamente diferentes
daqueles originalmente previstos pelo empreendedor – também tem demandado aumento de
custos com as manutenções profundas, antecipando em vários anos a sua realização.
Como se pode depreender das tabelas a seguir, especificamente para a Usina, tendo-se por base o
CCEAR, ter-se-ia um tempo de operação das duas unidades geradoras que totaliza 85.280 horas. Tal
valor é obtido a partir dos dados oficiais disponíveis à época que, como já afirmado, sinalizavam um
despacho em 36% do tempo. A partir dessa informação, consideraram-se o número de horas do ano
[8760], o índice de disponibilidade de referência da Usina [90,14] e chega-se a 42.640 horas de
operação de uma turbina. Considerando que a Usina conta com duas unidades geradoras, alcançam-
se as 85.280 horas de operação ao longo da vigência do CCEAR. Vê-se, entretanto, que tal número
de horas é atingido já em 2018, quando considerado o despacho em 100%.
Fazendo-se a correlação com a quantidade de overhauls que se fazem necessários, a partir das horas
em operação de cada equipamento, vê-se claramente que a antecipação e o aumento dos overhauls
16
necessários, não só são antecipados, como são substancialmente aumentados a depender da
frequência de despacho.
Figura 8 – horas em operação x frequência de despacho
17
Tabela 1 - necessidade de manutenções menores e overhauls frente a quantidade de horas em operação e a quantidade de overhauls a serem realizados a depender da frequência de despacho
Despacho 36% Despacho 60% Despacho 100%
Inspections
Minor 8.000 5 9 15
Major 35.000 1 2 3
Inspections
Minor 8.000 5 9 15
Major 75.000 1 1 2
Inspections
Minor 8.000 5 9 15
Major 70.000 1 1 2
Inspections
Minor 6.000 7 12 20
Major 12.000 4 6 10
Inspections
Minor 44.000 1 2 3
Major 88.000 0 1 1
Inspections
Minor 8.000 5 9 15
Major 35.000 1 2 3
Inspections
Minor 8.000 5 9 15
Major 24.000 2 3 5
Inspections
Minor 9.000 5 8 13
Major 36.000 1 2 3
Inspections
Minor 9.000 5 8 13
Major 36.000 1 2 3
Inspections
Minor 9.000 5 8 13
Major 36.000 1 2 3
Inspections 8.640 5 8 14
Minor
Major 25.920 2 3 5
Inspections
Minor 9.000 5 8 13
Major 36.000 1 2 3
Inspections 8.000 5 9 15
Minor
Major 35.000 1 2 3
Válvulas Críticas (por
unidade)
Bombas de Água PAC/LAC
(por unidade)
AAR (por unidade)
Torres de Resfriamento
(por unidade)
Compressores
Ventiladores Induzidos
(2 ventiladores - por
unidade)
Ventiladores Forçados
(2 ventiladores - por
unidade)
Ventiladores Ar Primário
(2 ventiladores - por
unidade)
FGD - Filtros Manga
(por unidade)
Turbina (por unidade)
Gerador (por unidade)
Caldeira (por unidade)
Moinho (referente a 01
moinho)
Análise da Frequência de Overhaul Manutenção de Equipamento por Horas de
OperaçãoNúmero de Overhauls por Equipamento
Tipo Manutenção Horas Ope (hr)Equipamento
18
A proposta apresentada na NT é a de possibilitar ao agente a redeclaração de seu custo de operação
– COP, com a transferência dos custos de overhaul da receita fixa do ICB para o COP, mantendo-se
o ICB do leilão. A partir daí, foi apresentada uma formulação matemática que reflete tal premissa.
Como acima já pontuado e demonstrado, parece não haver muita lógica em reconhecer-se a
existência de custos que não poderiam ser previstos à época do leilão e pretender-se manter
premissa do leilão que não mais reflete a atual realidade de custos das usinas termoelétricas.
Nesse contexto, propõe-se que o delta entre o custo efetivamente incorrido pelo agente – diante
do despacho intensificado – e aquele previsto por cada agente seja recuperado por meio dos ESS,
dentro ou fora da ordem de mérito, já que, dado o reduzido CVU da Usina, além de ter sido
despachada praticamente em tempo integral desde a sua entrada em operação, houve raríssimas
situações nas quais houve despacho na condição fora do mérito econômico.
4.2.7.2 Operação
A equipe da usina foi originalmente foi formada por 5 turnos de 11 operadores. Devido ao aumento
no despacho, a equipe teve que ser aumentada para 19 operadores por turno. Um aumento de mais
de 70% em seu efetivo, contra um aumento de cerca de 50% na geração de energia.
Também há um aumento no consumo de insumos como a água bruta, óleo diesel, lubrificantes,
produtos químicos, disposição de cinzas e de efluentes.
Os produtos químicos são utilizados principalmente no tratamento de água e de efluentes. Com a
operação continua, o volume de água e de efluentes tem um aumento considerável.
O consumo de óleo diesel também foi impactado pela demanda da operação continua. Nos casos
em que a Usina está despachada fora da ordem de mérito, os custos de partida não têm
compensação, considerando que tal forma de despacho não era previsível à época do leilão, sendo
que, quando do despacho nesta modalidade, a usina presta um serviço ao sistema. Nesse contexto,
as partidas devem ser ressarcidas por meio dos ESS.
Outro efeito da operação contínua é o aumento no volume de resíduos sólidos e de efluentes. Houve
uma necessidade de antecipar a destinação final desses resíduos sólidos. Os custos dessa
movimentação somaram R$ 2,54 milhões em 2016. Considerando os despachos previstos de 60% e
38%, esse gasto representou um aumento de R$ 1,17 milhões e R$ 1,67 milhões, respectivamente.
Os efluentes líquidos, quando do despacho em 100%, representam um custo de R$ 6,79 milhões em
2016. Considerando os despachos previstos de 60% e 38%, esse gasto representou um aumento de
R$ 3,12 milhões e R$ 4,47 milhões, respectivamente.
4.2.7.3 Manutenção
A operação contínua também levou a um aumento na aquisição de peças sobressalentes,
aumentando o investimento anual com essas peças de reposição.
19
Também para se manter a usina em operação, as paradas estão sendo feitas divididas em PARADAS
EMERGENCIAIS quando ocorre um problema que impede a operação e necessita de uma
manutenção do equipamento antes de reiniciar a operação. A outra parada é a de URGENCIA
quando o problema que ocorreu não impede o reinicio da operação, mas é necessário programar
uma parada mais longa para a solução definitiva do problema.
Ambas as paradas têm como principal causa o excesso de despacho que não permite uma
programação de manutenções preditivas e preventivas que podem antever problemas como
desgastes de algum equipamento impedindo assim paradas emergenciais e as paradas de urgência
para correção desses problemas.
As paradas preventivas têm custos mais baixos do que as emergenciais pois pode-se adquirir as
partes necessárias para reposição junto ao fornecedor em prazo normal sem pagar por entrega em
emergência. O outro custo adicional é a de mão de obra pois apesar de a usina contar com contratos
tipo “guarda-chuva”, para mobilização de pessoal em urgência é cobrado um adicional.
Assim, devido ao excesso de despacho, a usina teve uma despesa extra de R$ 23,44 milhões em
2015 a 2016, além de gastar mais cerca de R$ 19 milhões em 2015 com peças de reposição do
estoque.
Tabela 2 - Gastos Adicionais na Manutenção no Período de Jun/15 a Out/16
4.2.8 Sistema de Descarregamento
O sistema de descarregamento de Navios carvão para a Usina é composta de:
Berço de Atracação de Navios tipo Panamax (75.000 ton.);
Um descarregador contínuo de navios (CSU) com capacidade nominal de descarregamento
de 2.400 t/h;
Um sistema de transporte por correia tubular de 2.400 t/h.
20
A operação e manutenção deste sistema está sendo feita pela empresa PPTM (Porto de Pecem
Transportes Marítimos) de propriedade da EDP e ENEVA. Com a entrada em operação da
siderúrgica, o Porto de Pecem decidiu entregar o contrato de O&M da esteira desde a operação de
descarregamento até a torre de transferência TT4 a empresa VLI, pertencente a Vale do Rio Doce.
De acordo com a equipe de O&M da PPTM, o tempo para a movimentação do fundeadouro até a
atracação, para liberação, para o descarregamento e finalmente a desatracação no canal, seriam
conforme a tabela abaixo:
Tabela 3 – Dados da Operação Portuária
Nessas condições, o Berço estaria com a sua capacidade limitada a receber apenas 5 navios por mês
de 75.000 t o que é insuficiente para atender a demanda das duas companhias.
O projeto original do Porto previa que o sistema de descarregamento deveria ter capacidade
nominal de aproximadamente 2.400 t/h considerando a disponibilidade do sistema. Com essa
capacidade, o berço poderia movimentar cerca de 7,9 milhões de toneladas de carvão por ano o
que seria suficiente para o atendimento da Usina e da Siderúrgica.
21
Tabela 4 – Capacidade de Movimentação
De acordo com a empresa operadora do berço de carvão, o sistema de descarregamento não está
conseguindo atingir esse desempenho. Seja por problemas de equipamento, seja por problemas na
atracação devido a variação muito alta da maré.
O tempo médio de descarregamento está na ordem de 5 dias com o navio atracado. Com essa
produtividade o berço só tem capacidade de receber somente 5 navios/mês, ou 4,5 milhões t/ano
de carvão o que é praticamente a demanda da Usina em operação contínua – 4 navios.
Tabela 5 – Custos de demanda portuária
22
Assim, se for considerado uma divisão de 50% para cada empreendimento nesse berço, a Usina
poderia descarregar 3 navios nesse berço e 1 no berço 2 o que resultaria em um custo operacional
muito mais elevado.
De acordo com a PPTM o custo do descarregamento de carvão para Usina é de:
Custo Fixo: R$ 2.656.000,00/Mês
Custo Variável: R$ 1,62/ton. (Descarregado)
Como a Usina operando na base necessita de 4 navios por mês, é necessário receber o carvão em
outro berço. O custo para descarregamento do navio de 75.000 t no TMUT (informado pela Usina)
é de R$ 1.762.500,00/navio. Esse valor é o que a Usina paga ao Porto pela operação. O transporte
por caminhão é pago a uma outra empresa e está informado no item seguinte.
4.2.9 Sistema de Transporte de Carvão
O transporte do carvão para a Usina é realizado através de correias transportadoras construídas em
parte pelo Governo e parte pela Usina. O trecho do governo vai até a Torre de Transferência 4 e a
da Usina segue dessa torre até o pátio de carvão dentro da Usina.
A operação e a manutenção desse trecho estão ainda sobre a responsabilidade da empresa PPTM e
d e acordo com ela, esse trecho tem apresentado muitos problemas e é um dos motivos da baixa
produtividade no descarregamento.
A taxa média de operação desse sistema, considerando a produção obtida e a de projeto está em
39,2% quando o ideal seria em torno de 65%. Assim, se o Governo do Estado conseguir resolver este
problema, o descarregamento poderá ser feito somente pela correia evitando um custo mensal
adicional de R$ 1.534.500,00/navio pelo transporte de carvão por caminhão do porto até o pátio da
Usina.
4.2.9.1 Custo do Carvão entregue na Usina na Carga Base
Com a produtividade atual de descarregamento e transporte, a Usina é obrigada a utilizar mais um
berço no Porto para descarregamento de 1 (um) navio por mês para atendimento a operação na
base.
O berço utilizado (TMUT) não possui equipamentos específicos para esse serviço e assim a Usina
tem que pagar pela locação de descarregadores móveis (MHC) e caminhões para transporte até a
Usina.
A produtividade desse sistema é muito baixa e assim o descarregamento nesse berço leva cerca de
10 dias para ser completado.
Na tabela abaixo estão apresentados os custos para descarregamento praticados pela PPTM e pelo
Porto para atendimento a demanda da Usina.
23
Tabela 6 – custos do descarregamento de carvão atual
Um dos efeitos negativos da baixa produtividade do sistema de transporte foi o esvaziamento do
pátio de carvão na Usina.
Normalmente o pátio tem armazenado carvão suficiente para operar 60 dias na carga nominal. Com
a Usina sendo demandada para operação na base, a reserva no pátio tem sido reduzida. Hoje está
em torno de 20 dias de operação continua.
Nas condições atuais de operação, onde a capacidade de atendimento do descarregador continua
já se encontra totalmente comprometido, será necessário realizar o descarregamento pelo TMUT o
que acarretará em um custo adicional para recuperar a capacidade do pátio na ordem de R$
2.511.500,00, considerando a diferença de custo entre descarregar um navio com o descarregador
contínuo e no TMUT.
4.2.9.2 Sistema de Armazenamento e Manuseio de Carvão na Usina
O serviço de manuseio de carvão na Usina é feito pela PPTM também. Era responsabilidade dela até
o início de 2016 os seguintes serviços:
Operar o descarregador contínuo;
24
Operar a correia transportadora do Governo do porto até a Torre de Transferência no. 4
(TT4);
Operar a correia transportadora do TT4 até o pátio na usina;
Operar os Stacker&Reclaimers (STRs);
Operar os transportadores do pátio até os silos de alimentação das caldeiras.
A partir deste ano, ela será responsável apenas pelo manuseio do carvão desde o TT4 até o silo das
caldeiras. O Governo, através de sua contratada, passa a ser responsável pela entrega do carvão
para a PPTM no TT4.
Os equipamentos para movimentação de carvão trabalham sob condições muito severas, pois estão
em contato continuo com o carvão e particulados o que provoca desgastes em vários pontos,
principalmente nas partes rotativas. Assim, para se manter os equipamentos operando
continuamente, para atender a operação continua da Usina, faz se necessário uma continua
inspeção para realizar inspeções preventivas resultando em um número maior de operadores.
Os Stacker&Reclaimer´s (STRs) são os equipamentos mais complexos dentre os que fazem parte
deste sistema. Tem inúmeras partes rodantes que em contato com os finos do carvão podem
provocar sérios problemas no equipamento. Assim faz-se necessário realizar inspeções frequentes
para evitar uma série de defeitos, garantir um bom funcionamento e consequentemente aumentar
a vida útil do equipamento.
A frequência dos controles dos trabalhos de manutenção correspondentes é orientada conforme a
duração de funcionamento e a possíveis desgastes de peças da máquina, chapas de desgaste e peças
de borracha.
Neste sentido, é importante ser aplicado o Plano de Manutenção Preventiva (PMP). Essa
manutenção é importante para evitar as paradas por quebras de peças que provocam uma parada
mais longa, interrompendo a operação e consequentemente interferindo na operação da Usina.
É informado pelo fornecedor do equipamento que a aplicação do PMP pode resultar em uma
economia de custo de aproximadamente 12%.
Com a operação contínua está muito difícil aplicar o PMP e assim aumentando demasiadamente o
custo de manutenção deste equipamento.
Hoje os STR’s apresentam uma taxa de disponibilidade de 96% nos últimos 3 meses de operação
continua o que é uma média muito boa.
25
Conclusão Relevante 3 – Despacho na base requerem, comprovadamente, custos adicionais na operação e manutenção das usinas termoelétricas
O estudo apresentado comprova, com fatos, as consequências adversas e o acréscimo de
custos ocasionados pelo despacho intenso a que a UTE Pecém – assim como grande parte
das usinas termoelétricas – tem sido submetida, propondo-se, dessa forma, o incremento
do CVU, em percentual que viabilize a continuidade da operação de tais empreendimentos,
sem comprometimento da continuidade da geração, bem como da integridade física da
usina. Já para a cobertura dos custos adicionais com overhauls, igualmente decorrente do
despacho na base, propõe-se ressarcimento por meio dos ESS.
4.2.10 Custos decorrentes de despacho em carga reduzida: incremento de custos em
condições não especificadas no edital do leilão
A alteração na forma de despacho das usinas termoelétricas não somente caracteriza-se pela
intensidade no despacho, mas na modificação da forma como tais usinas, por vezes, são
despachadas. Situações conjunturais têm determinado o despacho em patamares de carga reduzida
e, em situações menos frequentes no caso de usinas termoelétricas de baixo custo variável – como
é o caso da UTE Pecém – o despacho fora da ordem de mérito.
Tais situações, assim como no caso da intensificação do despacho, oneram tais empreendimentos
com custos adicionais, decorrentes de cenários cuja ocorrência não poderia ser prevista,
considerando que, sequer os modelos computacionais sinalizavam despachos no formato como
têm, na prática, ocorrido.
A despeito da redução do custo marginal de operação observado no decorrer do ano passado, já
havia expectativa de manutenção do despacho da usina até o término do ano de 2016 ou além, o
que tem se confirmado até os dias de hoje, considerando questões conjunturais do subsistema
Nordeste:
Energia afluente vem se verificando em 20% a 30% da média histórica;
Geração hidrelétrica tem sido ditada pela vazão mínima;
Geração eólica, bastante representativa, com característica intermitente e sazonal;
Importação de energia das demais regiões maximizada.
Ademais, como o CVU da Usina é muito inferior ao valor limite da bandeira tarifária verde (R$
211,28/MWh), já se espera a manutenção de seu despacho de forma estrutural, seja por ordem de
mérito econômico ou por motivo de segurança energética, uma vez que:
26
Há necessidade de maior despacho térmico para atender às exigências sazonais e de
modulação da carga;
Existem restrições elétricas e energéticas ao atendimento à demanda máxima;
Utiliza-se a geração termelétrica – sobretudo a de baixo custo – para compensar a falta de
expansão hidrelétrica com reservatório de regularização e também para compensar as
oscilações de produção das fontes renováveis.
Nestas condições, situações de estresse hidrológico, aliadas à mudança da matriz energética,
indicam a necessidade de rediscutir os papeis das usinas térmicas e a melhor forma de contratação
desta energia, como acima já relatado e demonstrado.
Até que se avaliem as questões estruturais concernentes à contratação das centrais térmicas, cabe
destacar a necessidade frequente de despacho da UTE Pecém fora da condição técnico-econômica
ótima da planta.
Isto ocorre quando o Operador requer seu despacho em carga parcial, o que é possível com a
redução da geração a patamares de carga muito baixos em relação à potência total do
empreendimento. Esta flexibilidade operativa explorada pelo ONS permite que tal operador
disponha do despacho da usina em um patamar mais elevado durante o período da ponta de
consumo ou menor geração das fontes intermitentes (carga plena), podendo, em outros momentos,
reduzir essa geração para um patamar menor (carga reduzida).
Para efeito do cálculo do Índice de Custo Benefício – ICB quando da participação no leilão do qual
Porto do Pecém sagrou-se vencedora para implantação e exploração da UTE Pecém, de acordo com
o relatório da Empresa de Pesquisas Energéticas – EPE (EPE-DEE-RE-052/2007-r0) anexo ao edital
do leilão, adotou-se o que se dizia ser o mesmo critério de despacho das usinas termelétricas usado
pelo ONS, tendo em vista a otimização da operação energética integrada do SIN, conforme definido
nos Procedimentos de Rede, aprovados pela ANEEL.
Cumpre lembrar que uma usina termelétrica pode vir a gerar acima de sua inflexibilidade declarada
em duas situações:
(1) por razões energéticas, quando o CMO for maior que seu custo variável;
(2) por razões elétricas, devido a alguma necessidade do sistema de transmissão, quando
então faz jus a receber Encargos por Serviços ao Sistema.
Devido à sua imprevisibilidade, os custos e/ou receitas advindas da geração por razões elétricas,
situação (2), não foram considerados no cálculo do ICB.
Assim, a regra de despacho mensal simulada no cálculo do ICB seria a regra válida em condições
normais, ou seja, na situação (1):
27
quando seu Custo Variável (CV) for inferior ao CMO, a usina estará despachada no limite de
sua disponibilidade (Disp);
caso contrário, a usina irá gerar o equivalente à sua inflexibilidade (Inflex).
Em termos matemáticos, pode-se escrever que:
𝑆𝑒 𝐶𝑀𝑂𝑠,𝑐,𝑚 ≥ 𝐶𝑉 → 𝐺𝑒𝑟𝑎𝑐,𝑚 = 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑚
𝑆𝑒 𝐶𝑀𝑂𝑠,𝑐,𝑚 < 𝐶𝑉 → 𝐺𝑒𝑟𝑎𝑐,𝑚 = 𝐼𝑛𝑓𝑙𝑒𝑥𝑚
onde,
s corresponde ao índice de cada submercado (por exemplo, 1 a 4);
c corresponde ao índice de cada cenário hidrológico (por exemplo, 1 a 2000);
m corresponde ao índice de cada mês (por exemplo, 1 a 120);
CMOs,c,m é o custo marginal de operação do submercado onde está localizada a usina para cada
cenário, para cada mês, em R$/MWh;
CV é o custo variável unitário da usina termelétrica, em R$/MWh;
Gerac,m é a geração da usina termelétrica em cada mês, para cada possível cenário, em MWmédios;
Inflexm é o nível de inflexibilidade de despacho (ou geração mínima obrigatória) da usina
termelétrica, para cada mês, em MWmédios;
Dispm é a disponibilidade (ou geração máxima mensal) da usina termelétrica, em MWmédios.
A disponibilidade média mensal de uma usina termelétrica é dada por:
𝐷𝑖𝑠𝑝 = 𝑃𝑜𝑡 𝑥 𝐹𝐶𝑚𝑎𝑥 𝑥 (1 − 𝑇𝐸𝐼𝐹)𝑥 (1 − 𝐼𝑃)
onde,
Pot é a potência instalada da usina em MW;
FCmax é o percentual da potência instalada que a usina consegue gerar continuamente;
TEIF corresponde a taxa média de indisponibilidade forçada;
IP corresponde a taxa de indisponibilidade programada.
Nesse cenário, conclui-se que a modulação da carga deveria ser realizada com usinas hidrelétricas,
dada a sua predominância na matriz energética e a mais rápida e segura resposta ante aos
transientes de demanda. O mesmo se diga quanto às consequências da intermitência das outras
28
fontes renováveis, sendo necessária a constante manutenção da frequência do sistema no patamar
de equilíbrio de 60 Hz.
No entanto, o fato de a afluência do Nordeste encontrar-se abaixo da normalidade por longo
período de tempo, aliado aos baixos níveis de armazenamento apresentados por esse mesmo
subsistema, há um consequente comprometimento da rápida e efetiva resposta das hidrelétricas
frente à modulação da carga e a inconstância da geração eólica, já significativa no Nordeste. O
requisito de despachabilidade tão necessário neste cenário já é provido pelos recursos térmicos,
principalmente os que operam com um custo variável reduzido.
Assim, o despacho da Usina em carga reduzida tem se mostrado bastante relevante. A exigência de
um despacho complementar de geração térmica somente em determinados períodos pode ser
observada nas Figuras 11 e 12, que trazem a geração bruta horária por unidade geradora no mês de
março de 2016 e a programação horária de despacho para o referido mês.
Figura 11 – Geração verificada por unidade geradora em março de 2016
Na Figura 11 as colunas discretizam dias do mês e as linhas caracterizam as horas do dia. Assim as
células em verde traduzem a geração a plena carga, em amarelo evidenciam geração em carga
reduzida e em vermelho a não geração da planta devido a indisponibilidades contempladas nos
índices TEIF e IP.
CEUTPC-UG1-01 (B)01/03/2016 02/03/2016 03/03/2016 04/03/2016 05/03/2016 06/03/2016 07/03/2016 08/03/2016 09/03/2016 10/03/2016 11/03/2016 12/03/2016 13/03/2016 14/03/2016 15/03/2016 16/03/2016 17/03/2016 18/03/2016 19/03/2016 20/03/2016 21/03/2016 22/03/2016 23/03/2016 24/03/2016 25/03/2016 26/03/2016 27/03/2016 28/03/2016 29/03/2016 30/03/2016 31/03/20161 298 256 236 360 346 254 285 290 353 292 263 352 349 353 298 343 256 265 288 297 221 354 360 353 356 249 245 240 347 0 02 240 243 235 357 258 236 234 239 351 243 241 353 351 351 244 271 223 243 237 208 243 351 359 351 354 241 320 238 318 0 03 242 241 234 357 327 243 234 239 348 240 309 353 350 350 241 237 236 243 240 133 243 350 356 349 295 242 344 238 259 0 04 242 240 233 357 358 236 236 238 348 239 344 351 349 352 243 238 236 244 242 127 245 348 356 350 242 245 344 237 215 0 05 243 238 233 359 356 237 235 239 350 239 297 351 351 355 242 239 237 244 246 130 247 352 357 348 242 246 340 237 149 0 06 242 238 233 358 357 246 235 239 357 238 291 353 355 348 242 241 237 245 250 130 248 354 359 350 243 245 341 238 132 0 07 242 238 232 357 357 343 238 240 357 240 293 351 353 346 242 241 237 245 251 130 245 353 361 350 243 244 342 240 89 0 08 291 237 232 357 355 353 247 303 358 297 306 349 353 348 241 302 266 281 249 130 293 351 358 355 243 246 342 260 0 0 09 352 237 235 357 356 355 339 356 361 355 349 354 355 342 245 338 321 296 306 131 355 353 358 358 242 295 340 348 0 0 0
10 350 247 263 356 357 356 358 355 359 356 359 356 353 332 300 318 338 297 353 133 353 356 357 357 243 355 343 356 0 0 011 348 329 340 354 356 355 356 356 353 356 357 355 349 337 347 298 335 329 355 134 354 360 355 359 240 354 339 350 0 0 012 350 346 351 354 358 351 352 357 355 353 359 354 348 339 346 298 335 345 357 135 351 360 357 358 239 351 337 348 0 0 013 353 348 355 353 354 354 352 355 361 356 360 353 352 337 348 312 338 347 357 135 353 359 360 356 239 341 340 359 0 0 014 353 350 355 352 352 359 352 358 357 358 359 355 355 336 347 326 339 347 350 135 354 354 362 356 240 262 339 360 0 0 015 351 353 354 350 351 358 350 354 357 354 358 352 353 343 340 330 333 348 342 134 358 355 360 354 242 239 339 359 0 0 016 353 353 354 352 353 359 352 355 360 357 355 352 355 348 340 326 331 346 341 136 358 355 361 353 242 238 338 360 0 0 017 350 354 357 352 355 354 355 356 355 357 357 351 355 344 343 322 328 347 348 136 357 357 357 353 257 237 338 350 0 0 018 347 353 357 350 356 355 351 356 357 358 356 351 357 347 344 322 328 351 349 142 357 358 350 353 344 236 337 350 0 0 019 346 349 354 350 355 357 351 355 357 358 357 350 356 346 343 329 330 352 351 181 358 355 354 351 358 238 336 351 0 0 020 347 350 357 349 354 357 353 353 352 356 358 346 355 343 344 340 330 346 352 213 357 351 354 350 360 238 337 352 0 0 021 348 353 357 350 356 358 354 354 347 359 354 342 353 342 345 344 330 342 351 218 356 352 355 351 360 237 332 343 0 0 022 347 351 357 352 356 344 354 351 345 359 355 341 352 344 343 346 326 334 349 221 355 352 354 349 359 238 241 345 0 0 023 349 342 358 358 352 296 354 350 347 358 357 341 354 344 338 321 324 331 342 223 355 354 355 353 356 238 239 349 0 0 024 334 305 360 358 346 299 353 349 351 349 354 342 353 351 337 318 323 330 342 214 359 358 355 357 345 240 240 346 0 0 0
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10 345 250 0 0 127 343 358 361 360 358 359 359 357 130 298 355 352 352 358 347 355 350 361 356 245 357 141 354 353 340 36011 342 330 0 0 179 344 359 360 359 358 360 356 354 130 356 353 350 347 356 349 356 354 356 357 245 354 140 355 336 345 35812 342 343 0 0 221 342 359 359 358 356 350 358 354 124 357 357 353 346 357 349 354 356 357 356 242 353 144 356 240 344 31213 343 345 0 0 223 342 358 359 360 359 358 358 356 124 358 356 355 347 357 348 354 360 358 359 241 343 140 354 238 344 33314 343 346 0 0 227 345 356 361 357 360 357 358 355 124 357 354 358 349 351 347 356 360 359 357 240 257 139 355 238 343 35915 343 348 0 0 228 345 355 361 361 356 356 358 355 125 354 349 333 351 343 344 356 357 359 355 242 239 138 354 237 342 35916 343 345 0 0 226 344 353 361 362 355 354 356 356 130 354 271 343 352 338 345 356 357 359 355 243 240 140 351 236 341 35917 341 345 0 0 230 345 355 359 359 354 354 356 356 187 356 121 350 354 346 345 356 356 354 352 256 240 138 354 254 343 35418 342 346 0 0 230 347 352 360 360 354 357 356 357 323 356 118 351 358 356 346 356 357 350 348 342 240 136 357 334 351 25019 343 345 0 0 229 357 356 359 355 353 361 356 357 354 354 118 355 357 355 335 350 354 352 348 361 239 137 357 346 352 24320 345 342 0 0 231 356 359 354 354 354 357 357 356 353 357 119 356 357 359 286 345 351 353 349 358 240 141 357 346 351 31421 348 342 0 0 228 356 357 355 355 356 347 354 355 354 356 121 357 360 359 272 343 336 353 354 361 240 149 356 347 351 27622 350 343 0 0 226 344 357 355 353 360 356 354 355 355 355 121 354 359 355 271 342 209 354 354 360 239 226 355 347 353 31123 352 344 0 0 227 300 358 357 355 358 357 356 355 354 352 159 355 358 354 267 331 240 353 359 358 238 242 353 346 353 31524 336 278 0 0 226 302 359 357 357 351 359 356 344 355 352 243 354 354 350 267 318 347 351 361 352 238 244 352 342 355 305
29
Figura 12 – Geração programada da Usina em março de 2016
A despeito da relevância do despacho em carga reduzida a que a Usina tem sido submetida,
percebe-se um custo adicional em razão do aumento do consumo específico de combustível
(eficiência energética) e o fato de que o custo variável da usina é função, principalmente, desta
variável.
Apesar de o ONS respeitar os valores de potência mínima declarados pela UTE no Cadastro de Dados
Operacionais de Equipamentos dos Manuais de Procedimentos da Operação, o despacho em carga
reduzida não considera o custo diferenciado de geração decorrente da perda de eficiência da usina,
uma vez que esta consome mais combustível quando despachada em configuração diferente da
potência máxima. Este aumento do custo operacional é suportado exclusivamente pelo agente
gerador, sem qualquer contrapartida do sistema.
Sob outra ótica, a modulação de termoelétricas com CVU abaixo do PLD onera o sistema e, por
conseguinte o consumidor cativo, uma vez que impõe-se o despacho reduzido em detrimento da
fruição de toda disponibilidade da planta despachada na ordem de mérito econômico. A título de
exemplo, as reduções de geração da Usina por solicitação do Operador no mês de março de 2016
representaram um custo adicional de cerca de 9 milhões de reais, excluindo-se as indisponibilidades
da usina contempladas nos índices TEIF e IP.
Diante desse contexto, na tabela 7 apresenta-se o consumo específico por tipo de carvão, de acordo
com o poder calorífero inferior – PCI, em função do patamar de despacho da usina. Os valores
constam nos dados de projeto obtidos de manuais de fabricantes.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
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3/16
01
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3/16
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3/16
05
02/0
3/16
19
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3/16
09
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3/16
23
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3/16
13
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3/16
03
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17
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3/16
07
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3/16
21
07/0
3/16
11
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3/16
01
08/0
3/16
15
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3/16
05
09/0
3/16
19
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3/16
09
10/0
3/16
23
11/0
3/16
13
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3/16
03
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3/16
17
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3/16
07
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3/16
21
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3/16
11
15/0
3/16
01
15/0
3/16
15
16/0
3/16
05
16/0
3/16
19
17/0
3/16
09
17/0
3/16
23
18/0
3/16
13
19/0
3/16
03
19/0
3/16
17
20/0
3/16
07
20/0
3/16
21
21/0
3/16
11
22/0
3/16
01
22/0
3/16
15
23/0
3/16
05
23/0
3/16
19
24/0
3/16
09
24/0
3/16
23
25/0
3/16
13
26/0
3/16
03
26/0
3/16
17
27/0
3/16
07
27/0
3/16
21
28/0
3/16
11
29/0
3/16
01
29/0
3/16
15
30/0
3/16
05
30/0
3/16
19
31/0
3/16
09
31/0
3/16
23
30
Dados de Projeto
M006-WB-VD-001-
1191
Potência [MW]
360 270 180 144
Consumo de carvão PCI
6300(Kg/s) 34,4 28,1 19,9 16,1
Consumo de carvão PCI
6300(tc/h) 123,9 101,2 71,7 57,8
Consumo específico PCI
6300(tc/MWh) 0,3442 0,3748 0,3982 0,4013
Tabela 7 – Consumo específico de carvão para diversos patamares de despacho
Como consequência do menor rendimento acima demonstrado, na tabela 8 calcula-se o valor da
parcela CCOMB do CVU, em R$/MWh, a partir do consumo específico do combustível, em tc/MWh,
valorado ao patamar de despacho, em MW, e ao custo do carvão, em R$/t. Em seguida, estima-se
o incremento do custo quando da operação em patamar reduzido em relação à máxima potência
da planta.
Dados de Projeto
M006-WB-VD-001-
1191
Potência [MW]
360 270 240 180 144
Consumo de carvão PCI
6300(tc/h) 123,9 101,2 93,3 71,7 57,8
Aumento do CCOMB em
função da relação entre
eficiência da operação
a plena carga (360MW)
e da operação em carga
reduzida
- 8,9% 13,0% 15,7% 16,6%
Tabela 8 – Custo de combustível para diversos patamares de despacho
31
Figura 13 – Consumo específico teórico
Cabe destacar que a presente solicitação já foi objeto de análise por essa ANEEL no processo
48500.005532/2007-11, que resultou na aprovação de pedido formulado pela Petróleo Brasileiro
S.A. para o estabelecimento de valores alternativos de CVUs de suas UTEs, em função de despacho
em cargas reduzidas.
Propõe-se, portanto, o aumento do CVU devido à operação com carga reduzida, de acordo com os
incrementos da parcela CCOMB , assim derivando os seguintes incrementos na composição do CVU
dispostos na Tabela 9.
Referência Despacho [MW]
360 270 240 180 144
Incremento no CCOMB - 8,9% 13,0% 15,7% 16,6%
Tabela 9 – Incremento nas parcelas do CVU para diversos patamares de despacho
Desta forma, uma vez que o CVU mais elevado é função da relação entre a eficiência da usina a
plena carga e em cargas parciais, é conveniente que se estabeleça uma sistemática que evite a
necessidade de nova análise a cada alteração do CVU, cujo reajuste permanecerá ocorrendo
conforme indexadores sujeitos a variação mensal e pré-estabelecidos no Contrato de
Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, com o qual a usina está
comprometida.
4.2.11 Custos adicionais em virtude do Despacho fora da Ordem de Mérito Econômico
Logo após o racionamento de energia elétrica ocorrido na segunda metade do ano de 2001, foi
instaurado no planejamento da operação energética do Sistema Interligado Nacional a partir de
2002, por determinação da Resolução da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica n°109, de
24 de janeiro de 2002, um instrumento de gestão operativa que representa a evolução ao longo do
8,9%
15,7%16,6%
y = -4E-06x2 + 0,0011x + 0,0964R² = 1
0%
5%
10%
15%
20%
140 160 180 200 220 240 260 280
Incr
em
en
to c
on
sum
o c
arvã
o
Geração (MW)
Consumo específico teórico (t/MWh)
Incremento (%) Polinômio (Incremento (%))
32
tempo dos requisitos mínimos de armazenamento de energia de cada subsistema necessários ao
atendimento pleno da carga, sob hipóteses pré-definidas de afluências, intercâmbios inter-regionais
e carga e com a geração térmica despachada na base, de forma a se garantir níveis mínimos
operativos ao longo do período, denominado Curva de Aversão ao Risco – CAR.
Em março de 2004, com a Lei nº 10.848, estabeleceu-se que a operação do sistema se desse segundo
mecanismos de segurança operativa, em especial aqueles que incluíssem curvas de aversão ao risco
de déficit de energia. Ou seja, dentre as restrições clássicas do problema de otimização de sistemas
hidrotérmicos de geração de energia, conferiu-se especial ênfase àquela que inclui o balanço entre
oferta e demanda, notadamente à variável déficit, sendo que, indiretamente, a redação legal
pressupôs ações de valoração do déficit de energia para além da dimensão econômica strito sensu.
Foi nesse contexto regulatório e operativo que a Usina, em 26 de junho de 2007, efetivou lance
vencedor no Leilão 001/2007 ou 5° Leilão de Energia Nova, denominado Leilão “A-5”.
No momento do referido certame, o deck oficial do modelo de despacho hidro-térmico Newave
previa uma frequência de despacho da planta de apenas 36%. Isto porque a contratação de centrais
termelétricas é fundamentada pela expectativa de que elas serão despachadas com baixa
frequência na maior parte dos cenários hidrológicos.
Posteriormente à adoção da CAR no modelo de despacho Newave, com o objetivo de garantir maior
segurança no abastecimento e minimizar os riscos de racionamento, o Conselho Nacional de Política
Energética – CNPE estabeleceu, por meio da Resolução CNPE n°8, de 20 de dezembro de 2007, que,
extraordinariamente, com vistas à garantia do suprimento energético, o ONS poderia despachar
recursos energéticos das usinas térmicas fora da ordem do mérito econômico ou mudar o sentido
do intercâmbio entre submercados, por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico –
CMSE. Determinou ainda que o despacho de recursos para recuperar o nível de segurança (CAR)
não seria computado na formação do PLD.
Aprovou-se então uma sistemática para a determinação do acionamento extraordinário de usinas
térmicas por razão de segurança energética, chamados de Procedimentos Operativos de Curto
Prazo - POCP, os quais se baseiam na definição de níveis meta para o mês de novembro de cada
ano, nas regiões SE/CO e NE.
Criou-se assim duas novas modalidades de despacho: por razões de suprimento energético e por
acionamento por ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco – CAR.
Já em 2013, no dia 06 de março, por meio da Resolução nº3, o Comitê Nacional de Política Energética
determinou a internalização de mecanismo de aversão a risco nos programas computacionais para
estudos energéticos (planejamento) e formação de preço (operação).
Nos modelos anteriores, o problema de otimização do despacho hidrotérmico foi concebido com o
critério de mínimo custo total, onde o objetivo é obter uma política de operação que minimize o
valor esperado da geração térmica e eventuais cortes de carga, a qual é avaliada para um dado
conjunto de possíveis cenários de afluências futuras aos reservatórios. O impacto de cenários
33
hidrológicos mais severos na política de operação é considerado de maneira indireta, por meio de
sua contribuição para o valor esperado (média) dos custos operativos. Em decorrência, não há
garantia de proteção para os eventos de maior arrependimento que correspondem à ocorrência de
séries hidrológicas críticas (muito secas) e à violação de níveis desejáveis de segurança.
Em virtude da mudança, foi implementado, portanto, o mecanismo de aversão a risco CVaR que visa
dar maior importância aos cenários hidrológicos mais críticos no cálculo da política de operação,
uma vez que a função objetivo, além de minimizar o valor esperado do custo total de operação com
um determinado peso ʎ-1, considera também uma parcela adicional referente ao custo dos α
cenários hidrológicos mais críticos, com um peso ʎ.
Em que pese a Resolução CNPE nº 08/2007 ter sido revogada pela Resolução CNPE nº 03, de 06 de
março de 2013, as modalidades de despacho fora da ordem de mérito econômico foram mantidas,
conforme disposto no Art. 2º do CNPE 03/2013.
Tabela 10 – Evolução dos mecanismos de aversão ao risco e suas características
Conforme descrito na Tabela 10, a operação energética do sistema interligado nacional evoluiu e
sofreu alterações à medida que mecanismos de aversão ao risco foram implantados no modelo,
além do viés de segurança energética do operador que prevalece em relação ao despacho
otimizado, o que amplia sobremaneira o distanciamento entre o que foi estabelecido nas premissas
do leilão e a atual realidade operativa.
34
Ademais, a forma de operação do SIN reflete uma premissa que permeia toda a gestão do Sistema
e que foi desenvolvida ao longo da história do setor, que é o fato de que todo o planejamento da
expansão e operação do setor elétrico brasileiro se baseia na otimização com minimização de custos
e atendimento a critérios de risco.
Assim, o cálculo de todos os itens abaixo é feito em estrito atendimento à ordem de mérito para o
despacho termelétrico:
• dimensionamento do parque gerador futuro nos Planos Decenais de Expansão;
• cálculo de garantias físicas de usinas hidráulicas e térmicas;
• cálculo do fator K para participação de usinas térmicas com despacho antecipado em leilões
regulados;
• cálculo do COP e do CEC de usinas térmicas em leilões regulados;
• cálculo do PLD.
O despacho fora da ordem de mérito, ainda que legalmente possível, não é incorporado em
nenhuma etapa desde o planejamento até a operação diária, pois não é possível de ser previsto. E,
mesmo
Além da premissa de otimização, a evolução institucional e regulatória do setor convergiu para uma
necessidade de transparência e reprodutibilidade nas decisões do Operador.
Os agentes de geração avaliam os riscos hidrológicos futuros e definem suas estratégias comerciais
diante de cenários que consideram diferentes possibilidades em termos de pluviosidade e energia
afluente. Primordialmente, consideram as regras de despacho da geração hidroelétrica e
termelétrica atendendo ao critério de segurança/custo, inserido no contexto dos modelos de
otimização da operação eletroenergética disponíveis para tal definição. Os agentes não fazem suas
projeções considerando a questão da segurança, a qualquer custo, como vem ocorrendo desde que
a UTE Porto do Pecém I entrou em operação comercial, já que essa não é a forma de operação
estabelecida no arcabouço regulatório.
O despacho termoelétrico intenso e prolongado era um evento de probabilidade pouco provável
nos cenários utilizados nos leilões que contrataram os empreendimentos hoje em operação. Esta
situação representa um problema para os geradores na medida em que as usinas enfrentam
restrições técnicas de operação e manutenção, tornando a produção dentro dos níveis de
disponibilidade declarada um grande desafio técnico e financeiro.
Em suma, o despacho fora da ordem de mérito não está contemplado no Contrato de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, mas deve ser acatado pelo gerador em
caso de solicitação do operador. Neste caso, os custos variáveis são ressarcidos aos geradores via
Encargo de Serviço do Sistema – ESS pago pelos agentes de consumo.
35
Em razão do descasamento entre custos de operação reconhecidos no CVU atualizado segundo o
reajuste previsto no CCEAR e os custos efetivos arcados pelo gerador, requer-se dessa agência o
reconhecimento dos custos variáveis incorridos para operação da central de geração quando
despachada fora da ordem de mérito econômico, condição não especificada no contrato de venda
de energia e não contemplada na modelagem de viabilização do empreendimento.
Diante de todo o exposto, requer-se dessa Agência o reconhecimento de incrementos de custos em
condições não especificadas no edital do leilão:
quando da operação da UTE em carga reduzida, fora da condição técnico-econômica ótima
da planta, aplicando-se os incrementos propostos nas parcelas CCOMB e CO&M do CVU da
usina;
quando do despacho da UTE fora da ordem de mérito econômico, condição não
especificada no contrato de venda de energia, considerando-se a parcela CCOMB do CVU
indexada ao preço do carvão entregue no Porto do Pecém.
Conclusão Relevante 4 – A alteração na forma de despacho é realidade que imputam custos superiores àqueles que poderiam ser previstos e precificados
O despacho em patamares inferiores à máxima potência da UTE, bem como o despacho
fora da ordem de mérito têm, assim como no caso da intensificação do despacho,
determinado custos adicionais aos empreendedores. Tais despachos decorrem de cenários
que tinham probabilidade remotíssima ou mesmo nula de vir a ocorrer, de acordo com o
cenário sinalizado pelos modelos computacionais usados para as modelagens econômico-
financeiras elaboradas à época dos leilões, implicando custos adicionais não precificados.
36
5 Conclusões Ao longo da presente contribuição, restou demonstrado que houve, comprovadamente, alteração
na intensidade dos despachos de usinas termoelétricas, muito além do que se poderia prever à
época nos quais foram realizados os leilões e do que apontavam os modelos computacionais.
Tal alteração de paradigma levou a um incremento significativo na operação e manutenção dos
referidos empreendimentos que não foram – e não poderiam – ser precificados.
Diante disso, a EDP espera - e reitera – que o desfecho do atual problema enfrentado pelos
geradores termoelétricos possa ocorrer de forma a adotar solução que estabeleça um critério justo
e razoável de ressarcimento de custos decorrentes da alteração do cenário de despacho, frente
àquele considerado – e apontado pelos sistemas computacionais à época dos respectivos leilões –
pelos empreendedores ao dimensionar seus custos de geração, seja por meio dos ESS, seja por meio
de consideração de percentual adicional ao CVU, e também uma necessária solução estruturada e
que leve ao robustecimento e ao aprimoramento normativo do Setor Elétrico como um todo.