Avaliação da volatilidade do preço de curto prazo no

8º CONGRESSO LATINO AMERICANO DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CLAGTEE 2009
1
Avaliação da volatilidade do preço de curto
prazo no Brasil e sua relação com a geração
térmica
R. B. Heideier, Pesquisador, EPUSP, F. A. A. Prado, Professor, EPUSP, M. A. Saidel, Professor,
EPUSP e M. Z. Ueocka, Pesquisador, EPUSP
Resumo - Este artigo avalia a intensidade da volatilidade dos
preços da energia elétrica no mercado de curto prazo em países
selecionados. São analisadas séries históricas de preços mensais de
energia de importantes mercados no mundo, com avaliação da
matriz energética de cada região. O estudo, através da analise dos
dados de entrada dos programas de otimização da operação do
SIN (NEWAVE e DECOM,), conclui que a volatilidade do preço
de curto prazo no Brasil é acentuada pela grande variação da
potência térmica disponível, principalmente pela falta de lastro de
Gás Natural.
Palavras-Chaves: Energia elétrica, gás natural, geração
térmica, preço de curto prazo, volatilidade.
I. INTRODUÇÃO
A
oferta de energia elétrica no SIN possui uma
dependência muito grande da hidrologia do período.
Porém, a folga estrutural entre oferta e demanda deixou de ser
significativa desde 2006 e o SIN não é mais capaz de operar
sem o despacho das térmicas para regularizar os níveis dos
reservatórios, condição reforçada pelos resultados dos leilões
de energia nova em que a energia contratada entre 2008 e
2012 é 53% de origem fóssil.
Das fontes térmicas, a mais expressiva é a geração a gás
natural. A tendência da evolução da matriz nacional e as
considerações do planejamento no longo prazo para o setor
indicam que o gás natural deve continuar sendo a segunda
fonte mais importante na matriz brasileira.
R. B. Heideier está no departamento de energia e automação elétricas,
Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, SP, Brasil (email: [email protected])
F. A. A. Prado está no departamento de energia e automação elétricas,
Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, SP, Brasil (email: [email protected])
M. A. Saidel está no departamento de energia e automação elétricas,
Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, SP, Brasil (email: [email protected])
M. Z. Ueocka está no departamento de energia e automação elétricas,
Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, SP, Brasil (email: [email protected])
O mês de janeiro de 2008 iniciou com uma intensa elevação
dos preços de liquidação das diferenças - PLD (preço spot de
energia elétrica no Brasil). Embora uma tendência de aumento
do risco de fornecimento de energia elétrica já pudesse ser
pressentida desde meados do ano de 2006, em especial em
decorrência da indisponibilidade de oferta de Gás Natural, este
aumento de preços provocou aumento da percepção do risco
de desabastecimento em todo o mercado de energia elétrica.
O preço spot de energia, embora com diferentes
características e procedimentos operacionais em cada País, de
uma maneira geral é o referencial econômico que é empregado
para fechamento das operações de produção ou consumo de
energia elétrica quando estas não estão cobertas por contratos.
Este preço determina o montante a ser recebido por um
gerador que não tenha formalizado contrato para venda de sua
produção como também o dispêndio de um consumidor que
não tenha assegurado seu consumo através de contratação.
O preço spot também influencia os contratos de opções e de
mercados futuros de energia nos países onde estes
instrumentos já se encontram estabelecidos. No Brasil acabam
por influenciar o mercado de curto prazo e afetar a percepção
de risco associada à contratação de energia, inclusive em
horizontes diferentes daqueles para os quais o PLD é definido
na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
II. FORMAÇÃO DO PREÇO DE CURTO PRAZO NO MERCADO
BRASILEIRO
Conforme determinado pela reforma do setor elétrico, o
mercado elétrico brasileiro apresenta uma estrutura de
negociação “mista” – Pool (Ambiente de Contratação
Regulada, ACR) e bilateral (Ambiente de Contratação Livre,
ACL). Os contratos de consumo de energia em geral se
subdividem quanto ao ambiente de contratação. No ACR são
representados por contratos a termo derivados dos leiloes de
energia para o Pool de mercado, e no ACL os contratos
realizados são acordos bilaterais, tipicamente contratos a
termo negociados independentemente e sem padronização.
Em função da preponderância de usinas hidrelétricas no
parque de geração brasileiro, são utilizados modelos
matemáticos para o cálculo do Preço de Liquidação de
Diferenças – PLD, que serve de referencial para liquidação das
operações efetivadas fisicamente sem lastro de contratação na
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
8º CONGRESSO LATINO AMERICANO DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CLAGTEE 2009
Nessa metodologia, a CCEE, tem por objetivo encontrar a
solução ótima de equilíbrio entre o benefício presente do uso
da água e o benefício futuro de seu armazenamento, ou seja,
uma decisão operativa tomada no presente e que tem
conseqüências futuras para o custo operativo.
A decisão de usar a água no presente leva a duas possíveis
conseqüências operativas no futuro: (a) se as afluências futuras
forem altas, tem-se uma operação econômica, mas (b) se as
afluências futuras forem baixas, tem-se um déficit, com
possíveis cortes de carga ou medidas de racionamento de
energia. Por outro lado, a decisão de evitar o uso da água no
presente (usando geração térmica), leva também a duas
possíveis conseqüências operativas futuras: (a) se as afluências
futuras forem baixas, tem-se uma operação econômica, mas (b)
se as afluências futuras forem altas, tem-se um vertimento, que
não chega a ser tão danoso quanto a um déficit, mas significa
um desperdício de energia.
O modelo de precificação obtém o despacho ótimo para o
período em estudo, definindo a geração hidráulica e a geração
térmica para cada submercado com base nas condições
hidrológicas, na demanda de energia, nos preços de
combustível, no custo de déficit, na entrada de novos projetos
e na disponibilidade de equipamentos de geração e
transmissão. Como resultado desse processo são obtidos os
Custos Marginais de Operação (CMO) para o período
estudado, com análise de 3 faixas horárias diferentes ao longo
do dia, definidos como patamares de carga leve (24-06hs),
média (6-18hs e 21-24hs) e pesada (18-21hs) em cada um dos
submercados. Por fim, com estas informações são obtidos os
valores do PLD semanalmente, limitado por um preço máximo
e mínimo vigentes, definidos no Brasil pela legislação
evitando-se uma volatilidade ainda mais acentuada para cada
período de apuração e para cada Submercado.
A CCEE contabiliza as diferenças entre o que foi
consumido e o que foi contratado. As diferenças positivas ou
negativas são liquidadas no Mercado de Curto Prazo e
valoradas ao PLD. Dessa forma, pode-se dizer que o mercado
de curto prazo é o mercado das diferenças entre montantes
contratados e montantes medidos.
O cálculo do preço baseia-se no despacho “ex-ante”, ou
seja, é apurado com base em informações previstas, anteriores
à operação real do sistema, considerando-se os valores de
disponibilidade de geração declarados e o consumo previsto
de cada submercado. Isto causa uma discrepâncias entre o
despacho físico e o comercial chamados por Maurer [1] de
“congestão”. Um exemplo de discrepância inclui uma planta
atrás de uma restrição de transmissão que deve operar para
assegurar a confiabilidade do sistema. O preço do submercado
A pode não ser suficiente para pagar seus custos, mas é
necessária operá-la, pois ela agrega um valor ao sistema que
não está refletido no PLD. Diz-se que esta usina está
“constrained-on”. Outra usina no submercado B estará
“constrained-off” pela mesma quantidade (abstraindo perdas).
Para permitir a operação ótima, conciliando o despacho físico
e comercial, criou-se um sistema para remunerar estas plantas,
através de um encargo de serviço de sistema (ESS) [1].
2
III. A VOLATILIDADE DO PREÇO SPOT DA ELETRICIDADE EM
DIFERENTES MERCADOS
Para analisar a volatilidade do preço spot da eletricidade
em diferentes mercados selecionados foi utilizado o desvio
padrão dos preços em relação à média como métrica. As séries
históricas mensais de preço utilizadas foram convertidas para
dólares americanos utilizando as respectivas séries históricas
mensais para cada moeda referente ao mercado estudado.
Entre os mercados estudados, o Brasil é o único país que
não utiliza um processo de leilão para determinar o valor spot
da energia elétrica. Observando a Tabela 1, pode-se notar que
a volatilidade no mercado brasileiro realmente é superior a
volatilidade em outros mercados.
TABLE I
VOLATILIDADE DOS PREÇOS SPOTS DA ENERGIA ELÉTRICA E A MATRIZ DE
GERAÇÃO NO PERÍODO DE MAIO DE 2003 A JANEIRO DE 2008
Sub
Mercado
Média
US$/
DP *
US$/ Hídrica
Comb.
MWh MWh
Fóssil
Solar,
Nuclear Geo e
Eólica
Noruega
Oslo
42,09 36%
Bergen
42,09 36%
Trondheim 43,17 32%
99%
1%
0%
0%
Tromsø
43,11 32%
Suécia
42,94 31%
46%
8%
46%
1%
Finlandia
42,85 32%
15%
57%
28%
0%
82%
0%
18%
12%
4%
0%
31%
0%
11%
Dinamarca
DK-West
44,62 26%
DK-East
45,02 30%
0%
Brasil
SE/CO
27,24 160%
S
27,20 160%
NE
24,35 183%
N
25,73 171%
84%
Nova Zelândia
HAY2201
41,13 45%
BEN2201
39,15 51%
OTA2201
41,61 43%
QLD
28,32 80%
6%
93%
-
0%
NSW
32,75 79%
4%
96%
-
0%
SNOWY
30,30 73%
100%
-
-
0%
VIC
28,61 64%
6%
94%
-
0%
SA
35,45 96%
-
100%
-
-
TAS
42,21 43%
90%
10%
-
0%
58%
Austrália
*Desvio Padrão em relação à Média
Fonte: [3], [4], [5], [6], [7], [8]. Elaboração própria
8º CONGRESSO LATINO AMERICANO DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CLAGTEE 2009
IV. EQUILÍBRIO OFERTA E DEMANDA
Observando a evolução da energia afluente e energia
armazenada em relação à geração, percebe-se que a geração
térmica convencional foi necessária mesmo em um ano como
2007, quando a afluência foi muito favorável, apontando
dependência do SIN em relação às térmicas (Figura 1).
Segundo informações oficiais, fornecidas pela ONS (ONS,
2008), a elevação acentuada do PLD no início de 2008 foi
conseqüência do atraso das chuvas no início do período
úmido.
Embora esses valores (níveis de armazenamento) fossem
superiores aos níveis de armazenamento indicados nas
Curvas de Aversão ao Risco das respectivas regiões, o atraso
do período úmido resultou na decisão de despachar geração
térmica das regiões SE/CO e Sul, já no início de 2008.
3
Uruguai e da Argentina não afetaram o PLD no início de 2008,
pois as condições hidrológicas dos reservatórios do sul eram
muito favoráveis para a época e o suprimento teve caráter
interruptível, sendo efetuado através de energia vertida
turbinável e/ou geração térmica não despachada para atender
ao mercado brasileiro. De fato, o atraso das chuvas no início
do período úmido demandou um volume bem maior de
geração térmica. Porém, o volume requerido foi menor que um
terço do parque térmico destinado exclusivamente a essa
necessidade.
O que explica a exorbitante escalada dos preços em Janeiro
de 2008 é a falta de lastro de gás para geração. Esta afirmação
é confirmada quando feita uma revisão do histórico do PLD e
verifica-se que quase todas as elevações de preço estão
associadas a uma restrição no fornecimento de gás natural
(Figura 3).
50.000,0
250.000,0
40.000,0
200.000,0
30.000,0
150.000,0
20.000,0
100.000,0
10.000,0
50.000,0
0,0
ja
n/
07
fe
v/
0
m 7
ar
/0
7
ab
r/0
m 7
ai
/0
7
ju
n/
07
ju
l /0
ag 7
o/
07
se
t/0
7
ou
t/0
7
no
v/
0
de 7
z/
07
ja
n/
08
fe
v/
0
m 8
ar
/0
8
ab
r/0
m 8
ai
/0
8
ju
n/
08
ju
l /0
ag 8
o/
08
se
t/0
8
0,0
Energia Armazenada e Natural
Afluente [MWmed.]
Geração por Fonte [MWmed.]
Comparação entre Geração e Energia dos Reservatórios
Térmica Convencional
Térmica Nuclear
Eólica
Média EArm.
Média ENA
Energia Natural Afluente
Energia Armazenada
Fig. 1. Evolução da geração por fontes e energia dos reservatórios nos anos
de 2007 e 2008 (Dados: [9] - Valores médios de janeiro de 2000 a setembro
de 2008. Elaboração própria)
Observando a Figura 1, percebe-se que a justificativa da
ONS para o acionamento da térmica convencionais em grande
quantidade no início de 2008 confere, pois a afluência em
Janeiro de 2008 foi baixa e os reservatórios apresentavam
energia armazenada abaixo da média para o período. Porém, a
análise conjunta com a Figura 2 leva ao questionamento da
razão dos valores alcançados pelo PLD, pois, quando se
analisa as informações da Figura 4, quase 90% da capacidade
instalada das térmicas deveria operar com um custo variável
menor que R$ 400,00.
Fig. 3. Oscilações do PLD e sua relação com crises energéticas no Brasil
(Dados: CCEE. Elaboração própria))
A Figura 4 aponta para a importância das térmicas a gás
para segurança no abastecimento e custo para a operação do
SIN, Pois a expansão térmica em 2007 e 2008 estruturou-se na
geração térmica, com ênfase no gás natural.
1000,00
Evolução do custo variável de operação (CVU) em relação a potência disponível das
térmicas convencionais
900,00
800,00
CVU [R$/MWh]
Hidráulica
700,00
600,00
500,00
400,00
300,00
200,00
Comparação entre o PLD, Energia dos Reservatórios e Geração
70.000,0
100,00
600
Geração e ENA [MWmed.]
50.000,0
400
40.000,0
300
30.000,0
200
20.000,0
100
10.000,0
0
ja
n/
07
fe
v/
0
m 7
ar
/0
7
ab
r/0
m 7
ai
/0
7
ju
n/
07
ju
l/ 0
ag 7
o/
07
se
t/ 0
7
ou
t/ 0
7
no
v/
0
de 7
z/
07
ja
n/
08
fe
v/
0
m 8
ar
/0
8
ab
r/0
m 8
ai
/0
8
ju
n/
08
ju
l/ 0
ag 8
o/
08
se
t/ 0
8
0,0
Hidráulica
Térmica Convencional
ENA x 0,5
EAR x 0,1
S
N
NE
SE/CO
Fig. 2. Evolução da geração por fontes e energia dos reservatórios em relação
ao PLD (Dados: [9]. Elaboração própria)
O fornecimento de energia aos sistemas elétricos do
8.735
7.380
7.039
6.917
6.600
6.330
6.235
6.107
5.928
5.764
5.554
5.363
5.279
5.151
5.083
4.963
4.884
4.756
4.611
4.500
4.267
4.120
3.942
3.791
3.604
3.441
3.220
3.000
2.763
2.618
2.392
80
550
1.967
500
Preço de curto prazo - PLD [R$/MWh]
0,00
60.000,0
Potência Disponível [MW]
CVU_jan/07
CVU_Mai/07
CVU_ago/07
CVU_Set/07
CVU_Out/07
CVU_Dez/07
CVU_Jan/08
CVU_Fev/08
CVU_Mar/08
CVU_Set/08
CVU_Nov/07
Fig. 4. Evolução do Custo Variável Unitário pela potência disponível
(Dados: Arquivos DADGER.RVX - do DECOMP, decks de Janeiro de 2007
e 2008. Elaboração própria)
A. Simulação do PLD para o inicio de 2008
Para verificar a tese que a disponibilidade de GN acentuou
significativamente a elevação dos preços da eletricidade no
início de 2008 foi simulado o PLD utilizando o NEWAVE e o
DECOMP alterando-se as disponibilidades das térmicas do
modelo.
Para se alterar a curva do custo variável de operação das
8º CONGRESSO LATINO AMERICANO DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CLAGTEE 2009
térmicas convencionais foi adicionada a potencia das térmicas
a GN que operavam em janeiro de 2007 com fator de carga de
75%. Então foi recalculado o custo marginal de operação para
o mês de Janeiro de 2008. A Figura 5 mostra as curvas de
CVU com e sem alteração.
Os resultados obtidos (Figura 5) mostram que a alteração
da curva de CVU impacta no custo da água, conseqüentemente
altera o custo marginal de operação que formará o PLD ao ser
limitado pelo piso e teto estabelecido para o período.
Evolução do cus to variável de ope ração (CVU) em relação a potê ncia disponível
das térm icas convencionais
1000,00
900,00
CVU [R$/MWh]
800,00
700,00
600,00
500,00
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00
Potência Disponível [MW]
CVU_Jan/08
CVU_Jan/08_alt
Fig. 5. Curvas do custo variável unitário das térmicas convencionais para
Janeiro de 2008 (Fonte: CEAR. Dados: Arquivos DADGER.RVX - do
DECOMP, decks de Janeiro de 2007 e 2008. Elaboração própria)
Observa-se que o CMO com alteração, onde uma parcela
maior da potência das térmicas a GN não estava disponível, é
28% menor que o real para 3 semana de Janeiro, quando o
PLD alcançou o teto.
TABLE II
PREÇOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO COM E SEM ALTERAÇÃO NA CURVA DE CVU
Janeiro de 2008 sem alteração
4
geração de energia elétrica como principal vetor da
volatilidade do preço da energia no curto prazo.
Sem dúvida, sabe-se que a energia armazenada nos
reservatórios é a variável principal que forma o PLD. Porém,
este tem uma volatilidade acentuada pela variação da
disponibilidade das térmicas que são associadas ao sistema
para absorver o risco hidrológico.
Contudo, não fica claro a real obrigação dos agentes frente
a garantia desta energia de segurança. Pois, para evitar o risco
de déficit o governo federal transferiu para os consumidores,
através do ESS, os custos do risco hidrológico e de
disponibilidade de insumos das térmicas, enquanto os
geradores, responsáveis pela gestão deste risco, deveriam arcar
com este custo.
Sendo papel do governo desenhar e informar para
sociedade os direitos e responsabilidades de cada parte, essa
falta de transparência em relação às obrigações dos agentes e
razões para decisões como o despacho fora da ordem de
mérito acarreta na socialização dos prejuízos do setor, mesmo
quando oriundos de más decisões de investimento públicos e
privados.
Isso não só onera a sociedade, divergindo com o principal
objetivo do modelo, a modicidade tarifária, mas onera
sobremaneira as indústrias em geral e questiona a credibilidade
do mercado de energia elétrica, elevando o risco para
investimentos tão necessários para expansão do setor.
VI. AGRADECIMENTO
Os autores agradecem a contribuição de ... que
disponibilizou o acesso aos programas NEWAVE e DECOMP
para simulações.
Janeiro de 2008 Alterado
29/dez
5/jan
12/jan
29/dez
5/jan
12/jan
SE
248,79
472,1
637,23
186,15
362,28
496,84
496,84
S
248,79
472,1
637,23
186,15
362,28
NE
250,79
472,1
632,39
192,73
374,56
496,84
N
250,79
472,1
637,23
192,73
374,56
496,84
Esta simulação apenas alterou a curva no mês em que
houve o pico do PLD, Janeiro de 2008. Este impacto é ainda
mais notável se simulado o período inteiro de 2007 sem
restrição de GN. Com uma curva de CVU com patamares mais
baixos ao longo de 2007, como era observado no início de
2007, o modelo pouparia mais água durante o período seco e a
energia armazenada nos reservatórios seria maior em Janeiro
de 2008, o que atenuaria ainda mais o pico do preço neste mês.
Para este cenários, estimativas levantadas pela ABRACE [2]
apontam para um CMO médio para os meses de 2008 em
torno de R$ 200,00 por MWh sem despacho fora da ordem de
mérito.
V. CONCLUSÕES
Este estudo apresenta uma visão geral do SIN em relação à
capacidade instalada, distribuição da oferta e formação do
preço de curto prazo, e aponta para a oferta dos insumos da
VII. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] MAURER, L., Modelos e Leilões – A Experiência
Internacional, VI encontro dos associados da ALPINE
com seus convidados. Tema: “O momento atual do setor
elétrico brasileiro”, Brasília, 2005.
[2] ABRACE – Associação Brasileira de Grandes
Consumidores Industriais de Energia e Consumidores
Livres, Relatório Técnico ABRACE, São Paulo, SP,
2008.
[3] COMIT Free To Air. Apresenta series históricas do preço
spot da energia elétrica no mercado Neozelandês.
Disponível
em:
<
www.comitfree.co.nz/fta/media_releases.home > Acesso
em: 8/02/2008.
[4] NEMMCO - National Electricity Market Management
Company. Apresenta series históricas do preço spot de
eletricidade no mercado Australiano. Disponível em: <
www.nemmco.com.au/data/avg_price/averageprice_main.
shtm#Avemonthprice > Acesso em: 8/02/2008.
[5] Nord Pool Spot. Apresenta histórico da evolução das
reformas que deram origem ao NordPool. Disponível em:
< www.nordpoolspot.com/about/History > Acesso em
8/02/2008.
8º CONGRESSO LATINO AMERICANO DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CLAGTEE 2009
[6] Nordic Power Exchange. Apresenta series históricas do
preço spot da energia elétrica nos mercados do NordPool.
Disponível em: < www.nordpool.com/ > Acesso em:
8/02/2008.
[7] BCB - Banco Central do Brasil. Apresenta series
históricas para conversão de diversas moedas. Disponível
em: < www.bcb.gov.br > Acesso em: 18/02/2008.
[8] X-rates. Apresenta series históricas para conversão de
diversas moedas. Disponível em: < www.x-rates.com/ >
Acesso em: 18/02/2008.
[9] ONS – Operador Nacional do Sistema, Dados Técnicos
do SIN, Informações disponível em página de internet,
2008. Disponível em: < www.ons.org.br/ > Acesso em:
9/10/2008.
VIII. BIOGRAFIAS
RAPHAEL BERTRAND HEIDEIER, nascido
em São Paulo, Brasil, em 18 de Maio de 1981.
Graduado em Engenharia Naval e Oceânica pela
Universidade de São Paulo (2006). Possui dois
anos de experiência profissional em planejamento
logístico na indústria. Atualmente é aluno de
mestrado e pesquisador do Centro de Estudo e
Análise de Risco no Departamento de Engenharia
de Energia e Automação Elétricas da Escola
Politécnica da Universidade de São Paulo.
FERNANDO AMARAL DE ALMEIDA PRADO
JÚNIOR, possui graduação em Engenharia Civil
pela Universidade Estadual de Campinas (1977),
mestrado em Planejamento de Sistemas Energéticos
pela Universidade Estadual de Campinas (1994),
doutorado em Planejamento de Sistemas
Energéticos pela Universidade Estadual de
Campinas (1999) e pós - doutorado pela
Universidade de São Paulo. Atualmente é professor
de pós-graduação da Universidade de São Paulo.
Tem experiência na área de Engenharia Elétrica,
com ênfase em Geração de Energia Elétrica,
atuando principalmente nos seguintes temas: energia, mudanças climáticas,
setor elétrico, reestruturação, tarifas, avaliação de risco e regulação. Entre os
cursos de especialização realizados dois destaques: Energy Management Kytakyushu University (1990/1991) Climate Change Science, Impacts and
responses- Imperial college, Londres, 2007. Atuou na CESP, Secretaria de
Energia e na Comissão de Serviços Públicos de Energia do Estado de São
Paulo onde foi Comissário Chefe. Atualmente é sócio da empresa
Sinerconsult Consultoria e Treinamento Ltda.
MARCO ANTONIO SAIDEL, Professor Livre
Docente, do Departamento de Engenharia de
Energia e Automação Elétricas, da Escola
Politécnica da Universidade de São Paulo. Atua na
área de gestão e uso eficiente de energia e de
regulação energética, ministrando disciplinas de
graduação,
pós-graduação
e
cursos
de
especialização. Tem coordenado e participado de
projetos de pesquisa junto à ANEEL, ANP,
PETROBRAS,
CAIXA
ECONÔMICA
FEDERAL,
BANCO
MUNDIAL,
CESP,
ELETROPAULO, FINEP, INFRAERO, BNDES,
PROCEL, ELETROBRÁS, SABESP e diversas prefeituras municipais do
Estado de São Paulo. Responde pela Coordenação do pureusp – Programa
para o Uso Eficiente da Energia Elétrica na USP e Coordenação do
GEPEA/EPUSP – Grupo de Energia do Departamento de Engenharia de
Energia e Automação Elétricas da Escola Politécnica da Universidade de São
Paulo.
5
MARCOS ZAPPAROLI UEOCKA, é natural de
São Paulo, Brasil. Ingressou em 2006 na graduação
em Engenharia de Energia e Automação Elétricas
pela Escola Politécnica da Universidade de São
Paulo (PEA-USP). Possui um ano de experiência
em pesquisa, como aluno de iniciação científica no
Centro de Estudo e Análise de Risco no
Departamento do PEA-USP (2008).