[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.

Orientador: Prof. Dr. Thales Souza / Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do ABC, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Santo André, 2018. / Atualmente, no Brasil, a matriz elétrica é composta predominantemente por fonte hidráulica e térmica, na proporção de 70% e 30%, respectivamente. Nesse sentido, para a segurança do Sistema Interligado Nacional, o mesmo é considerado um sistema hidrotérmico, onde a disponibilidade de armazenamento das bacias hidráulicas e de combustíveis representa a quantidade de energia elétrica disponível para atendimento a demanda. Assim, os critérios para cálculo de Energia Assegurada representam as Garantias Físicas das Usinas Hidrelétricas e Usinas Térmicas, que são calculadas através das médias de gerações dos empreendimentos disponíveis no Sistema Interligado Nacional com a previsão de 15 anos. Contudo, a expansão dos aproveitamentos de usinas com reservatório encontra-se no limite de exploração no sul e sudeste/centro-oeste, havendo apenas na região Norte potenciais a serem avaliados. Entretanto, devido às restrições ambientais, não há previsão de construção de novas Usinas Hidrelétricas com reservatório na região Norte, o que indica a necessidade de viabilização de outras fontes de energia elétrica. Nesse sentido, a Garantia Física é utilizada para balizar qual o risco de déficit futuro considerando o balanço de demanda e oferta no sistema. Dessa forma, o presente trabalho propôs a análise dos parâmetros de risco da Garantia Física do sistema imputados no modelo de projeção elétrico NEWAVE. Por fim, com objetivo de validar a análise proposta, as projeções de Garantias Físicas das Usinas Hidrelétricas e Usinas Térmicas que fazem parte do Sistema Interligado Nacional foram avaliadas, a partir do método de escolha do risco de déficit. / Currently, in Brazil, the electrical matrix is mainly composed of hydraulic and thermal sources, in the proportion of 70% and 30%, respectively. In this sense, for the safety of the National Interconnected System, it is considered a hydrothermal system, in which the storage capability of the hydraulic basins and fuel availability represent the amount of electrical energy available to meet demand. Thus, the criteria for calculation of Assured Energy represent the Physical Guarantees of the Hydroelectrical Power Plant and Thermal Power Plants, which are calculated through the average of generations of the enterprises available in the National Interconnected System with a forecast of 15 years. However, the expansion of uses of power plants with reservoirs is at the exploration limit in the South, Southeast/Center-West, with only the North region with potential to be evaluated. Still, due to environmental restrictions, there is no prevision of construction of new Hydroelectrical Power Plant with reservoir in the North region. Being so, the Physical Guarantee is used to identify the future deficit risk by making a balance of supply and demand in the system. In this way, the present work proposed an analyze of Physical Guarantee system risk parameters imputed in the electrical projection model NEWAVE. So, to validate the methodology proposed the Physical Guarantee projection of the Hydroelectrical Power Plant and Thermal Power Plants that are part of the National Interconnected System were evaluated consdering the method of choosing the risk of deficit.

[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.