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[en] INNOVATIVE DECISION MODELS FOR ENERGY COMMERCIALIZATION / [pt] MODELOS DE DECISÃO INOVADORES PARA COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIAJONAS CALDARA PELAJO 13 August 2024 (has links)
[pt] Na última década, o setor elétrico brasileiro tem enfrentado desafios
regulatórios e operacionais devido à necessidade de adaptação às mudanças na
matriz elétrica, que apresenta uma participação crescente de energias renováveis
intermitentes, como a solar fotovoltaica e a eólica. Além disso, restrições sociais e
ambientais para a construção de novos reservatórios hidrelétricos exigem o
desenvolvimento de novos modelos para a gestão do risco hidrológico. Esta tese é
composta por quatro estudos e tem como objetivo desenvolver modelos de apoio à
decisão que contribuam para a gestão do sistema interligado nacional e para a
otimização de processos relevantes do setor, considerando o cenário atual. O
primeiro estudo, ao definir uma metodologia de acesso aos parâmetros do funcional
ECP_G, contribui para a inovação e o aprimoramento de modelos teóricos, com
resultados práticos para o setor. O segundo estudo contribui para o processo de
sazonalização da garantia física e revela uma estratégia ótima que maximiza
simultaneamente os resultados dos agentes geradores, prevenindo reduções nos
payoffs resultantes de movimentos individuais de concorrentes. O terceiro estudo
propõe um modelo de otimização de portfólio de comercialização, que permite aos
agentes uma exposição adequada ao risco, contribuindo para uma gestão comercial
mais eficiente. Finalmente, o quarto estudo apresenta um modelo de operação de
uma bolsa de futuros de energia, fornecendo informações relevantes para agentes
interessados em implementar um empreendimento desse tipo no Brasil, que ainda
não possui uma bolsa de futuros de energia. / [en] In the last decade, the Brazilian electricity sector has faced regulatory and
operational challenges due to the need to adapt to changes in the energy matrix,
which shows a growing share of intermittent renewable energies, such as solar
photovoltaic and wind energy. Additionally, social and environmental restrictions
on the construction of new hydroelectric reservoirs require the development of new
models for hydrological risk management. This thesis comprises four studies and
aims to develop decision support models that contribute to the management of the
national interconnected system and the optimization of relevant processes in the
sector, considering the current scenario. The first study, by defining a methodology
for accessing the parameters of the ECP_G functional, contributes to the innovation
and improvement of theoretical models, with practical results for the sector. The
second study contributes to the process of seasonalizing the physical guarantee and
reveals an optimal strategy that simultaneously maximizes the results of generating
agents, preventing reductions in payoffs resulting from individual movements of
competitors. The third study proposes a commercialization portfolio optimization
model, which allows agents to adequately expose themselves to risk, contributing
to more efficient commercial management. Finally, the fourth study presents an
operational model for an energy futures clearing house, offering valuable insights
for stakeholders interested in establishing such a project in Brazil, where no energy
futures clearing house currently exists.
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[en] CONSTRUCTION OF A ENERGY REALLOCATION MECHANISM FOR RENEWABLE SOURCES WITH THE ALLOCATION OF ITS SHARES BASED ON THE MARGINAL BENEFIT METHOD CONSIDERING THE VOLATILITY OF PRODUCTION OF ITS PARTICIPANTS / [pt] CONSTRUÇÃO DE UM MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA PARA RENOVÁVEIS COM REPARTIÇÃO DE SUAS COTAS BASEADA NO MÉTODO DO BENEFÍCIO MARGINAL CONSIDERANDO A VOLATILIDADE DA PRODUÇÃO DE SEUS PARTICIPANTESPAULA ANDREA VALENZUELA DA SILVA 24 March 2015 (has links)
[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.
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[pt] INCENTIVOS REGULATÓRIOS E ECONÔMICOS PARA USINAS HÍBRIDAS RENOVÁVEIS / [en] ON THE REGULATORY AND ECONOMIC INCENTIVES FOR RENEWABLE HYBRID POWER PLANTS IN BRAZILPEDRO GEORGE PRESCOTT FERRAZ 07 December 2023 (has links)
[pt] A complementaridade entre os perfis de geração renovável tem sido amplamente explorada na literatura. No entanto, as estruturas regulatórias eeconômicas para usinas híbridas de energia apresentam desafios e oportunidades interessantes para investidores, reguladores e planejadores. Focando nomercado de energia brasileiro, este artigo propõe um cálculo unificado e isonômico de Garantia Física (GF) para geradores renováveis não controláveis, quenos permite 1) generalizar o conceito de GF para unidades híbridas e 2) capturar as sinergias regulatórias e econômicas entre as fontes. Com base na GFnão discriminatória proposta para usinas híbridas de energia, a co-otimizaçãodas estratégias de contratação de energia no mercado de futuro e da rede, o Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST), é estudada, e seus incentivos econômicos são demonstrados. A participação ótima de fontes renováveisque compõem a geração da usina híbrida também é considerada no modelo eanalisada em nossos estudos de caso. Com base em dados reais do mercadode energia brasileiro, quantificamos os benefícios das estruturas e modelos demercado propostos para uma unidade híbrida típica de eólico-solar. / [en] The complementarity between renewable generation profiles has been widely explored in literature. Notwithstanding, the regulatory and economic frameworks for hybrid power plants add interesting challenges and opportunities
for investors, regulators, and planners. Focusing on the Brazilian power market, this paper proposes a unified and isonomic firm energy certificate (FEC)
calculation for non-controllable renewable generators, which allows us to 1)
generalize the FEC concept for hybrid units and 2) capture the regulatory and
economic synergies between sources. Based on the non-discriminatory FEC
proposed for hybrid power plants, the co-optimization of both forward-market
and network-access contracting strategies is studied, and its economic incentives are demonstrated. The optimal share of renewable sources composing the
hybrid power plant is also considered in the model and analyzed in our case
studies. Based on real data from the Brazilian power market, we quantify the
benefits of the proposed market structures and model for a typical wind–solar
hybrid unit.
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