[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.

O setor elétrico brasileiro é composto, majoritariamente, por usinas hidrelétricas, cuja operação é realizada de forma centralizada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Devido às características do setor, foi criado durante a década de 1990 o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) com o intuito de compartilhar o risco hidrológico entre as usinas participantes deste mecanismo, o qual é medido pelo Generation Scaling Factor (GSF). Entre os anos de 2014 e 2015, o Brasil enfrentou um período de escassez hídrica que impactou negativamente o caixa dos geradores hídricos. Estes, insatisfeitos com o cenário, articularam-se junto à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e ao Ministério de Minas e Energia (MME) para que o risco hidrológico fosse transferido para os consumidores. A agência reguladora posicionou-se contrária ao pleito dos geradores na primeira fase da Audiência Pública 32/2015, que tratou do tema em questão, entretanto o governo editou a Medida Provisória 688/2015 que possibilitou a repactuação do risco hidrológico mediante um pagamento de prêmio de risco pelos geradores hídricos. Neste contexto, esta dissertação foi desenvolvida com o objetivo principal de avaliar o processo de repactuação do risco hidrológico, a partir dos estudos sobre a evolução da Teoria da Regulação, com foco na atuação dos grupos de interesse. Os resultados indicam possibilidade em aplicar os pressupostos da Teoria dos Grupos de Interesse, principalmente a abordagem de Pelztman (1976), no processo de repactuação do risco hidrológico, demonstrando que: (i) a regulação surge como demanda dos grupos de interesse; (ii) a regulação tende a beneficiar os grupos de interesse que forem mais ativos politicamente; (iii) os agentes envolvidos no processo de regulação atuam para maximizar sua própria utilidade; e (iv) a regulação tende a beneficiar grupos de interesse cujo benefício per capita seja maior. / The Brazilian Power sector consists of hydroelectric plants, whose operation is performed centrally by the mainly National System Operator. Due to the system characteristics, during the 1990s, was created the Energy Reallocation Mechanism in order to share hydrological risk among mechanism\'s participating, which is measured by the Generation Scaling Factor (GSF). Between 2014 and 2015, Brazil faced a water scarcity period that negatively affected the hydropower generators revenue. The generators unsatisfied with this situation have started seek to influence the electricity regulatory agency and the Ministry of Mines and Energy in order to transferred the hydrologic risk to consumers. The regulatory agency has positioned itself against the claim of the generators in the first phase of the Public Hearing 32/2015, but the government has published Interim Measure 688/2015 which allowed the renegotiation of the hydrological risk through a premium risk payment by hydropower generators. In this context, this work was developed with the main objective of analysing the renegotiation process of hydrological risk, such analysis was based on the evolution of regulation theory studies, focusing on the role of interest groups. The results indicate the possibility of applying the assumptions of Theory of Economics Regulation, mainly the Pelztman (1976) approach, on the renegotiation of the hydrological risk process demonstrating that: (i) regulation is supplied in reponse to the interest groups demand for regulation; (ii) regulation is most likely to benefit the interest groups that are more active politically; (iii) agents involved in the regulatory process act to maximize their own utility; and (iv) regulation trends to benefit interest groups which highest per capita benefit.

O setor elétrico brasileiro é composto, majoritariamente, por usinas hidrelétricas, cuja operação é realizada de forma centralizada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Devido às características do setor, foi criado durante a década de 1990 o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) com o intuito de compartilhar o risco hidrológico entre as usinas participantes deste mecanismo, o qual é medido pelo Generation Scaling Factor (GSF). Entre os anos de 2014 e 2015, o Brasil enfrentou um período de escassez hídrica que impactou negativamente o caixa dos geradores hídricos. Estes, insatisfeitos com o cenário, articularam-se junto à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e ao Ministério de Minas e Energia (MME) para que o risco hidrológico fosse transferido para os consumidores. A agência reguladora posicionou-se contrária ao pleito dos geradores na primeira fase da Audiência Pública 32/2015, que tratou do tema em questão, entretanto o governo editou a Medida Provisória 688/2015 que possibilitou a repactuação do risco hidrológico mediante um pagamento de prêmio de risco pelos geradores hídricos. Neste contexto, esta dissertação foi desenvolvida com o objetivo principal de avaliar o processo de repactuação do risco hidrológico, a partir dos estudos sobre a evolução da Teoria da Regulação, com foco na atuação dos grupos de interesse. Os resultados indicam possibilidade em aplicar os pressupostos da Teoria dos Grupos de Interesse, principalmente a abordagem de Pelztman (1976), no processo de repactuação do risco hidrológico, demonstrando que: (i) a regulação surge como demanda dos grupos de interesse; (ii) a regulação tende a beneficiar os grupos de interesse que forem mais ativos politicamente; (iii) os agentes envolvidos no processo de regulação atuam para maximizar sua própria utilidade; e (iv) a regulação tende a beneficiar grupos de interesse cujo benefício per capita seja maior. / The Brazilian Power sector consists of hydroelectric plants, whose operation is performed centrally by the mainly National System Operator. Due to the system characteristics, during the 1990s, was created the Energy Reallocation Mechanism in order to share hydrological risk among mechanism\'s participating, which is measured by the Generation Scaling Factor (GSF). Between 2014 and 2015, Brazil faced a water scarcity period that negatively affected the hydropower generators revenue. The generators unsatisfied with this situation have started seek to influence the electricity regulatory agency and the Ministry of Mines and Energy in order to transferred the hydrologic risk to consumers. The regulatory agency has positioned itself against the claim of the generators in the first phase of the Public Hearing 32/2015, but the government has published Interim Measure 688/2015 which allowed the renegotiation of the hydrological risk through a premium risk payment by hydropower generators. In this context, this work was developed with the main objective of analysing the renegotiation process of hydrological risk, such analysis was based on the evolution of regulation theory studies, focusing on the role of interest groups. The results indicate the possibility of applying the assumptions of Theory of Economics Regulation, mainly the Pelztman (1976) approach, on the renegotiation of the hydrological risk process demonstrating that: (i) regulation is supplied in reponse to the interest groups demand for regulation; (ii) regulation is most likely to benefit the interest groups that are more active politically; (iii) agents involved in the regulatory process act to maximize their own utility; and (iv) regulation trends to benefit interest groups which highest per capita benefit.

[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.