[pt] As impactantes transformações pelas quais o Brasil passou durante o início da década de 1990 exigiram mudanças profundas no setor elétrico. O Decreto n 5.163/2004 introduziu ao mercado brasileiro de energia elétrica o Ambiente de Contratação Livre (ACL), onde os agentes passaram a poder negociar livremente contratos bilaterais de compra e venda de energia. No Brasil, os agentes participantes estão expostos às bruscas variações do preço da energia no curto prazo, chamado de Preço de Liquidação das Diferenças – PLD. Devido às restrições existentes na malha de transmissão, os valores do PLD se distinguem entre os quatro Submercados existentes: Norte, Nordeste, Sul e Sudeste/Centro- Oeste. Ao fechar contratos em Submercados diferentes, o gerador deve vender a energia ao PLD local e comprá-la ao preço spot do Submercado de destino. Desta forma, o vendedor corre o risco de vender a um PLD mais baixo do que deverá comprar. O swap de submercado pode ser utilizado para anular esta exposição, mas cabe investigar o preço que cada parte deve estar disposta a pagar para fechar o negócio. Assim, é proposta uma abordagem pela Teoria da Utilidade para se chegar a estes valores. Dado que os Submercados Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste atualmente transacionam entre si a maior carga, estes foram selecionados para avaliação. O ano de 2015 foi utilizado para delimitar o estudo. Presume-se que ambas as partes são avessas ao risco de forma decrescente e que há equilíbrio de forças na negociação. O valor final do contrato é estimado em 10,66 reais/MWh. / [en] The impacting transformations suffered by Brazil during the 1990s demanded profound changes in the eletrical sector.Decree 5.163/2004 established the Ambiente de ContrataçãoLivre (ACL), allowing participants to freely negotiate bilateral energy contracts. In Brazil, those who do so are exposed to extreme variations in spot prices, called Preço de Liquidação das Diferenças – PLD. Due to transmission capacity restrictions, PLD prices vary between the four existing submarkets: North, Northeast, South, and Southeast/Central-West. Dealing in different submarkets requires electricity generators to sell energy for local PLD and buy it for the spot price of the destination submarket. By doing so the seller may end up selling energy for a lower PLD than the buying price. Submarket swaps can be used for hedging, but what each party should be willing to pay requires investigation. Thus, to discover these prices, the Utility Theory is applied. Given that submarkets Southeast/Central-West and Northeast are currently the ones concentrating the greatest amount of transactions, these were selected for evaluation. Year 2015 was used to delimit the study. It is assumed that both parties are risk averse in a decreasing manner and that there is an equilibrium of forces in the negotiation. The final value of the contract is estimated at 10,66 reais/MWh.

[pt] No mundo inteiro o Setor Elétrico têm passado por mudanças radicais. A principal meta desse processo de restruturação foi promover a competição nos segmentos de geração, distribuição e comercialização energia elétrica e a participação de agentes privados no processo de produção. Essa reestruturação está baseada em uma otimização centralizada e nas seguintes premissas: Geradores ofertam sua produção em um Mercado Atacadista de Energia - MAE . Os agentes privados são livres para decidir sobre a construção de novas usinas e para competir por contratos de energia vendas com empresas distribuidoras e clientes individuais.O novo ambiente competitivo permite, no entanto, que em cenários de preços spots elevados as empresas Distribuidoras de energia elétrica possam vender as diferenças entre os valores de demanda contratados e consumidos. A possibilidade de retração de carga por meio de negociações com clientes pode resultar em sobras de energia que poderão ser vendidas diretamente no Mercado Spot. Por outro lado, a reação dos Geradores através de instrumentos financeiros adequados (como contratos bilaterais, contratos futuros e de opção) ou de políticas operacionais (via Operador do Sistema) podem resultar em um -jogo- de estratégias no MAE. Esta tese investiga alguns conceitos, metodologias e ferramentas computacionais desenvolvidas para a operação e comercialização da energia elétrica envolvendo análise de riscos e instrumentos financeiros. O problema de gerenciamento e retração forçada da demanda (elasticidade forçada) é decomposto em dois subproblemas:Subproblema de operação: usando programação dinâmica dual estocástica . Subproblema de análise de riscos: usando a teoria da utilidade O modelo proposto é avaliado através de um estudo de caso considerando os dados do sistema interligado Sul-Sudeste, para o qual são simuladas ações de retração da demanda. / [en] Electricity utilities all over the world have been undergoing radical changes in their market and its regulatory structure. A basic trend in this restructuring process has been to promote competition in generation, distribution/retailing segments and participation of private agents in the energy production process. This restructuring is based on centralized optimization, by market-oriented approaches: Generators bid prices for their energy in a Wholesale Energy Market - WEM. Instead of following an expansion schedule produced by a central planning agency, private agents are free to decide about the construction of generator units and to compete for energy sales contracts with utilities and individual customers.The competitive environment permits, however, which in high spot prices scenarios the electric utilities sell some differences between bilateral contract and real consumption. The possibility of load retraction by means of negotiations with clients would result in surplus generation which could be sold directly to the spot market. On the other hand, the reaction of the Generators via financial means (such as bilateral contracts, forward contracts and option prices) or operational policies from System Operator can result in a WEM -gaming-. This thesis investigates some conceptual issues, methodologies and computational tools developed to operation and commercialization of the electrical energy considering risk analysis and financial instruments. The demand side and retraction management problem is decomposed in two sub-problems: Operation sub-problem: uses stochastic dual dynamic programming (SDDP)tools Risk analysis sub-problem: uses utility theoryThe approach will be illustrated with a case study with data taken from the Brazilian system, where the demand side management is simulated and the numerical results are presented.