[pt] O trabalho compara sistemas de conversão de energia para geração de energia elétrica, com ênfase no caso brasileiro, levando-se em consideração todos os fatores relevantes envolvidos, em especial os riscos associados a cada um dos componentes do custo final da energia. Os modelos de custos usuais de engenharia tendem a favorecer a geração de energia tradicional em detrimento das renováveis alternativas, ao ignorar os riscos envolvidos, baseando-se apenas no menor preço do quilowatt-hora gerado. O modelo financeiro aplicado nesta comparação baseia-se na Teoria de Portfólios, desenvolvida por Harry Markowitz. Primeiramente são avaliados os resultados do binômio risco-retorno relacionados à matriz prevista pela EPE - Empresa de Pesquisa Energética no Plano Nacional de Energia - 2030, publicado em 2006. Posteriormente, as alternativas indicadas pelo modelo são comparadas. Os resultados mostraram que a matriz prevista pela EPE em 2030 não está otimizada do ponto de vista do binômio retorno-risco dos investimentos em geração elétrica. Os aumentos da participação das fontes renováveis não tradicionais à matriz, especificamente, resíduos das plantações de cana-de-açúcar e energia eólica, reduzem tanto o risco quanto o custo médio do quilowatt-hora gerado. Este resultado vale mesmo quando se variam os dados de entrada, notadamente os riscos associados aos custos de geração relacionados às diversas tecnologias consideradas, assim como os coeficientes de correlação entre elas. As participações dessas duas fontes renováveis na fronteira eficiente, tecnicamente viável, resultaram em portfólios bastante robustos, imunes às variações imputadas. / [en] The work compares current approaches for evaluating and planning Brazilian energy mixes for future power generation, based not only on energy cost components contribution to a portfolio, but on their contribution to portfolio risk, as well. Energy planners have traditionally used least-cost as a basis for generating capacity additions, understating the true value of non traditional renewable technologies for decreasing risk. This project applies widely accepted finance theory, Mean-Variance Portfolio Theory, developed by Harry Markowitz, to provide an economic basis for selecting alternative generating scenarios. First, Brazil`s expected future generating mix for 2030 as predicted by Empresa de Pesquisa Energética in its 2030 Brazilian Power Planning, published in 2006, is evaluated. This mix is referred to as the reference EPE scenario. The risk-return properties of Brazil`s expected EPE mix for the year 2030 is compared to other possible mixes on the projected efficient frontier. The model finds solutions that are superior to the EPE mix in that they reduce risk or cost or both, while including a greater share of wind and biomass from sugar cane in the mix. The basic findings of this analysis seem quite robust, and do not materially change the shape of the efficient frontier, where it is technically feasible, even when the risk parameter estimates and cost covariations are changed significantly in the sensitivity analysis.

[pt] O conceito de que a construção de um portfólio formado por ativos diversificados e descorrelacionados permite reduzir sua variância – e com isso seus riscos – é a base da teoria de portfólios clássica e norteia a criação do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) no Brasil. O MRE foi criado visando mitigar o risco de quantidade ao qual as hidrelétricas estão frequentemente expostas, ao permitir que estas usem para contabilização na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) os créditos de energia obtidos dentro do mecanismo ao invés de geração física. Esses créditos de energia atualmente são calculados como o produto entre a cota de cada usina do MRE e a geração total dentro do mecanismo. Por sua vez, essa cota é calculada como a razão entre a Garantia Física (GF) da usina e o somatório das GF de todas as usinas participantes. No entanto, a metodologia vigente para o cálculo da GF não leva em consideração que diferentes usinas contribuem para o sistema de maneiras distintas dados os diferentes aportes em termos de valor esperado e de volatilidade da produção da usina e seus impactos na produção total do sistema. Este fato aponta para um potencial subsidio cruzado entre usinas no MRE. O objetivo deste trabalho é propor uma metodologia, que pode ser aplicada na repartição do benefício decorrente da formação de um pool de qualquer conjunto de geradores, mas que neste trabalho será focada no MRE, para definir a cota de cada participante do mecanismo baseada no método de benefícios marginais considerando, não apenas o efeito que a produção média das usinas tem sobre o portfólio, mas também a volatilidade dessa produção. Neste critério, usinas que possuírem correlação negativa com a produção total do sistema agregarão um benefício maior ao MRE, já que contribuirão para a redução da volatilidade dos créditos deste mecanismo. Para avaliar se o objetivo foi alcançado, a metodologia proposta será comparada à metodologia de rateio vigente no Brasil e aplicada a um conjunto de agentes do Sistema Elétrico Brasileiro, envolvidos em um MRE formado por hidros, eólicas e biomassas. / [en] The Energy Reallocation Mechanism (ERM) was created to mitigate the production risk to which the hydroelectric power plants are often exposed. The ERM allows the hydro plants to use, for the purpose of the CCEE market clearing, the energy credits obtained within the ERM instead of their physical generation. These energy credits are currently calculated as the product of the share that each plant has in ERM and the total amount of energy produced by the plants that are part of the mechanism. In turn, this share is calculated as the ratio between the Physical Guarantee (PG) of the plant and the total PG of all the ERM participants. However, the current methodology for calculating PG does not take into account that each power plant has different contributions to the total generation of the system in terms of expected value and volatility of its generation. This indicates a potential cross-subsidy among power plants in ERM. In this sense, this work proposes a methodology, that can be applied in the allocation of the benefits resulting from the formation of a pool of any set of generators, but that in this work will be focused on ERM to set the shares of the mechanism based on the method of Marginal Benefits capturing at the same time the effect that the expected value and the volatility of production of each participant has on the portfolio. In this criterion, power plants with a negative correlation with the total production of the system will add greater benefits to ERM, as they would help to reduce the volatility of generation (energy credits) within the mechanism. In order to evaluate if the objective was achieved the proposed methodology will be not only compared to the current methodology in Brazil, but also applied to a set of Brazilian generators engaged in an ERM formed by hydro, biomass and wind power plants.

[pt] A natureza intermitente da geração eólica combinada com a conhecida volatilidade dos preços de eletricidade expõe as Empresas de Energia Eólica (WPCs) comprometidas com contratos de longo prazo aos chamados riscos de preço e quantidade. Vários instrumentos foram desenvolvidos nos últimos anos para mitigar essa exposição ao risco. No entanto, a maioria deles foi construído para lidar apenas com uma das partes, ou seja, a incerteza de preço ou geração. Para enfrentar essa questão, neste trabalho, propomos um instrumento derivativo customizado para as WPCs, aproveitando os princípios de opções e índices renováveis. A eficácia e atratividade do instrumento proposto, denominado Opção Eólica (WInd-Op), são avaliadas com dados reais do setor brasileiro por meio de um modelo de equilíbrio geral. Mostramos que as Empresas de Energia Solar (SPCs) podem ser candidatas relevantes para respaldar esses derivativos. Além disso, quando comparado com as opções tradicionais de compra e venda, usadas como referência, os resultados indicam que o equilíbrio obtido com o novo derivativo apresenta um volume total de negociação significativamente maior, preços de prêmio mais baixos e maior bem-estar geral. / [en] The intermittent nature of wind generation combined with the wellknown volatility of electricity spot prices expose Wind Power Companies (WPCs) committed to long-term forward contracts to the so-called price-andquantity risk. Several instruments were designed in the past years to mitigate this risk exposure. However, most of them were mainly constructed to cope with only one of its parts, i.e., price or generation uncertainty. To tackle this issue, in this work, we propose a tailored derivative instrument for WPCs leveraging the principles of options and renewable indexes. The effectiveness and attractiveness of the proposed instrument, referred to as the Wind-Indexed Option (WInd-Op), are evaluated with real data from the Brazilian sector through a general equilibrium setup. We show that Solar Power Companies (SPCs) can be relevant candidates to back these derivatives. Additionally, when compared to the traditional put-and-call options as a benchmark, the results indicate that the equilibrium obtained with the new derivative exhibits a significantly higher total traded volume, lower premium prices, and greater overall welfare.