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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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[en] ECONOMIC VALUE OF REACTIVE POWER DEVICES / [pt] MAPEAMENTO DO VALOR ECONÔMICO DOS EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO DE POTÊNCIA REATIVAIVO SERGIO BARAN 13 December 2002 (has links)
[pt] No novo modelo para o setor elétrico brasileiro a operação
do sistema é de responsabilidade do Operador Independente
do Sistema enquanto que a propriedade do equipamento e os
gastos com a sua manutenção são de responsabilidade do
agente prestador do serviço ancilar.Desta forma, o lucro do
agente prestador do serviço ancilar de potência reativa
será função do custo deste serviço uma vez que a sua
remuneração é previamente definida pelo agente regulador.
Dentro desta ótica os riscos operacionais dos equipamentos
de compensação de potência reativa, se não forem
convenientemente mitigados,poderão aumentar os gastos com a
manutenção e o pagamento de multa pela indisponibilidade do
equipamento.Riscos operacionais são situações de sistema
que estão fora da responsabilidade do agente mas que
poderão reduzir o seu faturamento.Esta dissertação descreve
os riscos operacionais e faz algumas sugestões para
proteger o agente da redução do seu faturamento. / [en] In the new brazilian deregulated electrical network, system
operation is under Independent System Operator
responsibility while the ancillary service agent is the
owner of the reactive power equipment and, as a
consequence, is responsible for its maintenance costs.
In the new model, the profit of the agent is a function of
the maintenance costs because his payment is previously
defined by the authorities. The operational risks of the
reactive power equipments, if not conveniently
mitigated, may increase the maintenance frequency and may
also result in the payment of a fee due to the equipment
unavailability.Operational risks are events in the
electrical transmission system that are not under the
responsibility of the agent but may reduce his profits.
This report describes these operational risks and makes
some suggestions to protect the agent against the reduction
in his profits.
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