O modelo de comercialização de energia elétrica operante no Brasil é fruto da reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (SEB), que se iniciou na década de 90. Este modelo atual, mais estruturado, impulsionou os investimentos privados no setor nos últimos anos, fazendo com que a comercialização de energia se tornasse algo de grande representatividade dentro do setor elétrico. Este modelo de comercialização como é hoje, dividido em dois ambientes, dinâmico e em constante evolução, é alvo de inúmeros investidores, principalmente no Ambiente de Contratação Livre (ACL) onde o número de agentes cresceu consideravelmente nos últimos anos, e gerou movimentações financeiras recordes. Associado a este crescimento expressivo, os riscos inerentes de mercado também se mostram relevantes e de fundamental necessidade de gerenciamento para o equilíbrio financeiro do investidor. Dessa forma, este trabalho propõe uma análise acerca da comercialização de energia no mercado brasileiro, quanto ao gerenciamento do risco por parte de um agente gerador operando no ACL, através da implementação de um otimizador contratual que ajude na tomada de decisão de quanta energia destinar a cada contrato, de modo a maximizar a receita do agente a um risco controlável. / The present marketing model of electric power in Brazil is the result of the restructuring of the Brazilian Electric Sector (BES), which began in the 90s. This current model, somewhat more structured, stimulated private investment in the sector in recent years; this way the electric power´s market acquired substantial representation within the electricity sector. The current market model, having two different commercial environments, dynamic and constantly evolving, has been attracting many investors, especially in the Free Contracting Environment (FCE) where the number of agents has grown considerably in recent years, and generated record number of financial transactions. Associated with this significant growth, the inherent risks in this market are effectively of concern and need being managed to ensure the financial balance of the investor. Therefore, this work proposes an analysis about the energy trading in the Brazilian market, as to the management of risk by an agent generator operating in the FCE, through the implementation of a contract optimizer that helps in making decisions on how construct a contract portfolio in order to maximizes the agent revenue under a controllable risk.

O modelo de comercialização de energia elétrica operante no Brasil é fruto da reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (SEB), que se iniciou na década de 90. Este modelo atual, mais estruturado, impulsionou os investimentos privados no setor nos últimos anos, fazendo com que a comercialização de energia se tornasse algo de grande representatividade dentro do setor elétrico. Este modelo de comercialização como é hoje, dividido em dois ambientes, dinâmico e em constante evolução, é alvo de inúmeros investidores, principalmente no Ambiente de Contratação Livre (ACL) onde o número de agentes cresceu consideravelmente nos últimos anos, e gerou movimentações financeiras recordes. Associado a este crescimento expressivo, os riscos inerentes de mercado também se mostram relevantes e de fundamental necessidade de gerenciamento para o equilíbrio financeiro do investidor. Dessa forma, este trabalho propõe uma análise acerca da comercialização de energia no mercado brasileiro, quanto ao gerenciamento do risco por parte de um agente gerador operando no ACL, através da implementação de um otimizador contratual que ajude na tomada de decisão de quanta energia destinar a cada contrato, de modo a maximizar a receita do agente a um risco controlável. / The present marketing model of electric power in Brazil is the result of the restructuring of the Brazilian Electric Sector (BES), which began in the 90s. This current model, somewhat more structured, stimulated private investment in the sector in recent years; this way the electric power´s market acquired substantial representation within the electricity sector. The current market model, having two different commercial environments, dynamic and constantly evolving, has been attracting many investors, especially in the Free Contracting Environment (FCE) where the number of agents has grown considerably in recent years, and generated record number of financial transactions. Associated with this significant growth, the inherent risks in this market are effectively of concern and need being managed to ensure the financial balance of the investor. Therefore, this work proposes an analysis about the energy trading in the Brazilian market, as to the management of risk by an agent generator operating in the FCE, through the implementation of a contract optimizer that helps in making decisions on how construct a contract portfolio in order to maximizes the agent revenue under a controllable risk.

Made available in DSpace on 2016-04-26T20:48:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Alessandro Gregori Filho.pdf: 2561827 bytes, checksum: 19645e83a9df935dcb0427c283c42bad (MD5) Previous issue date: 2009-05-06 / The objective of this work is to analyze returns of investments in energy cogeneration plants from bagasse inside sugar cane mills, considering the regulation scenario of the Brazilian electric sector and the implementation costs of this type of project. The results should be able to demonstrate that this kind of investment is very profitable, pointing out the most important variables regarding the return on invested capital analyses. In order to accomplish this dissertation will be used some official information from Aneel releases, interview with sugar cane mill owners and specific bibliography. Moreover, for the valuation analyses techniques of free cash flow (FCF) and CAPM will be used, to determine the minimum return acceptable by the shareholders for this kind of project. Among the contributions of this dissertation the sensibility analyses can be pointed out in order to determine the most important variables that could be used by the Government in order to develop public policies more effective to stimulate this kind of investments' / O objetivo deste trabalho é analisar a viabilidade dos investimentos para cogeração de energia em usinas de açúcar e álcool levando em consideração o arcabouço regulatório do mercado de energia elétrica brasileiro e os custos deste tipo de investimento. O resultado pretende demonstrar a viabilidade deste tipo de projeto destacando quais as variáveis mais importantes na determinação da rentabilidade do investimento. Para a elaboração deste trabalho serão utilizadas informações publicadas em relatórios oficiais da Aneel, entrevistas com usineiros, pesquisa junto a fornecedores e bibliografia específica. Para a análise de viabilidade econômico-financeira foram utilizadas as técnicas mais difundias de fluxo de caixa livre (FCL), enquanto, para a determinação do custo de capital do acionista foi utilizada a metodologia de CAPM. Dentre as contribuições deste trabalho, pode ser destacada a análise de sensibilidade de determinadas variáveis sobre a rentabilidade dos investimentos de forma a identificar aquelas mais importantes servindo de base para a adoção de políticas públicas focadas no incentivo deste tipo de empreendimento

Made available in DSpace on 2017-07-10T17:11:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dissertacao final - Larissa Machado.pdf: 2232680 bytes, checksum: c4734e0ca68a87c9dfd0e29dda715f6f (MD5) Previous issue date: 2013-09-06 / The introduction of distributed generation (DG) in distribution systems should cause a paradigm change on the expansion planning. Few authors have been concerned about evaluating the long term impact caused by these local power sources in the distribution networks. Therefore, this paper proposes the extension of an expansion planning model for distribution systems, to include the DG problem in different regulation scenarios. The model is used to analyze the DG insertion impact in the expansion planning, as well as the impact of the regulation and market parameters associated to it. It was verified through simulation and analysis that, under the conditions established during the study, the DG may bring planning benefits, reducing the overall network expansion cost. Nevertheless, the regulation scenario and the market conditions might have a great impact on the benefits due to the DG presence. / A introdução da geração distribuída (GD) nos sistemas de distribuição deve provocar uma mudança nos paradigmas do planejamento da expansão. Poucos autores se preocuparam em avaliar qual pode ser o impacto no longo prazo da presença dessas fontes locais de potência nas redes de distribuição. Dessa forma, este trabalho propõe a ampliação de um modelo do planejamento da expansão de sistemas de distribuição, para incluir o problema da GD em diferentes cenários regulatórios. O modelo é utilizado para analisar o impacto da inserção da GD no planejamento da expansão, bem como o impacto de parâmetros regulatórios e de mercado associados a ela. Verificou-se através de simulações e análise que, sob as condições estabelecidas durante o estudo, a GD pode trazer benefícios ao planejamento, reduzindo o custo total da expansão com a rede. Porém, o cenário regulatório e as condições de mercado podem ter um grande impacto nos benefícios percebidos devido à presença da GD.

Made available in DSpace on 2016-08-17T14:52:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Aniceto_de_Deus_Pereira_Neto.pdf: 1168768 bytes, checksum: adc4488efe00f3201345ff8a783ac6bb (MD5) Previous issue date: 2008-07-25 / The restructuring and deregulation of electricity markets has caused signi¯cant changes in electrical power systems in several countries. This process has result in a market-based competition by creating an open market environment. In this new environment each generation company runs the Unit Commitment to maximize their pro¯ts, and have no obligation to meet the energy and spinning reserve demands, as happened in the past. With this new structure, the Unit Commitment problem has received special attention, since generation companies in actual model always seek the maximum pro¯t without concern to serve all demands. On the other hand, there is the system operator, which always seeks to optimize overall system at the lowest cost. So, there are two di®erent situations into this competitive market environment: generators seeking the maximum bene¯t without concern to the system security operating, and independent system operator seeking always operate the system safely and at less cost. This work presents the mathematical models and the solution Unit Commitment problem, which was implemented considering two view points: the generation companies and the system independent operator views. Moreover, an auction model is extended to PRD in a horizon of 24 hours. This auction model simulates the interaction between generators and system operator to meet demands and security of the system. The idea is to stimulate the players to o®er products to energy (primary) and reserve (Ancilar Service) markets using only prices o®ered by market operator for each product. This iterative process is ¯nalized when generators supply su±cient to meet demand, and not cause any violation on °ow limits in transmission lines. The solution method proposed for Unit Commitment is based on evolution strategies and Lagrange Relaxation, resulting in a robust hybrid algorithm. The method have been validated in a test system composed of 6 buses, 7 transmission lines and 10 generating units. The results showed the e±ciency of the hybrid model proposed, which was able to solve the unit commitment problem in its various models considered here. / A reestruturação dos mercados de energia elétrica provocou mudanças significativas nos sistemas elétricos de potência de diversos países. Neste novo ambiente, cada empresa de geração executa individualmente o Pré-Despacho para maximizar seus benefícios financeiros, e não têm a obrigação em atender suas demandas de potência e reserva girante, como acontecia no modelo tradicional. Por outro lado existe o operador do sistema, o qual sempre busca a otimização global do sistema ao menor custo. Assim, têm-se duas situações distintas neste ambiente competitivo: os geradores buscando o máximo benefício sem preocupação com a segurança operativa do sistema, e o operador independente buscando sempre operar o sistema de forma segura e ao menor custo. Este trabalho apresenta as modelagens matemáticas e a solução do Pré- Despacho executado sob os dois pontos de vista: dos agentes de geração e do operador independente do sistema. Além do mais, um modelo de leilão é estendido para o PRD num horizonte de 24 horas. Este modelo simula a interação entre os agentes de geração e o operador do sistema na busca por uma solução única que concilie o interesse de ambos. A idéia é estimular os agentes geradores a ofertarem os produtos para os mercados de energia (primário) e de reserva (Serviço Ancilar) mediante oferta de preços pelo operador do mercado para os respectivos produtos. Esse procedimento iterativo é finalizado quando a oferta dos geradores for suficiente para atender completamente a demanda e, não provocar violações em nenhum limite de fuxos na malha de transmissão. O método de solução proposto para o Pré-Despacho é baseado em estratégias evolutivas e Relaxação de Lagrange, resultando em um modelo híbrido robusto. Os modelos e técnicas foram validados em um sistema teste composto por 6 barras, 7 linhas de transmissão e 10 unidades geradoras. Os resultados obtidos demonstraram a eficiência do método de solução, o qual se mostrou capaz de resolver o problema de Pré-Despacho nas suas diversas modelagens utilizadas.

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.