Uma condição fundamental para que um mercado seja competitivo é que existam muitos compradores e, em especial, compradores que possam responder aos preços. Os consumidores reagem para se ajustarem aos preços de acordo com sua disposição em consumir um determinado bem. À medida que o preço se eleva, os consumidores tendem a reduzir a quantidade demandada e, quando o preço cai, os consumidores tendem a aumentar o volume demandado. A sensibilidade dos consumidores às mudanças de preços é caracterizada pela elasticidade-preço da demanda. Contudo, nos desenhos de mercados de energia elétrica, é comum a concentração de atenção no lado do suprimento, assumindo-se, implicitamente, que toda a demanda é inelástica. O presente trabalho contempla uma análise dos mecanismos de formação de preços de curto prazo adotados em mercados de energia elétrica (i.e. formação baseada em custos e formação baseada em ofertas) e, a partir desse contexto, avalia os benefícios da introdução de mecanismos de incentivo à participação da demanda na determinação dos preços do mercado de curto prazo como forma de elevar sua eficiência econômica. / Given an economic environmental, a fundamental condition for a market be suitable to competition is that must has a plenty of buyers and, in special, those who can react to price signals. The consumers reaction aims at to adjust their energy requirements to the prices according to their disposal to access a certain product or service. As the price increases, the consumers tend to reduce the demanded volume and, on the other hand, when the prices decreases, the consumers increase the demanded volume. The consumers´ reaction to the price changes is characterized by the price elasticity of demand. However, in the electric energy market design, it is common to pay attention to the supply side, taking into account, implicitly, that all demand is inelastic. This work performs an analysis of mechanisms of spot price formation adopted by electric energy markets (i.e. cost based and bid based prices) and, from this context, evaluates the benefits of incentive mechanisms to the demand participation in determining short-term market price as an option to improve the economic efficiency.

Uma condição fundamental para que um mercado seja competitivo é que existam muitos compradores e, em especial, compradores que possam responder aos preços. Os consumidores reagem para se ajustarem aos preços de acordo com sua disposição em consumir um determinado bem. À medida que o preço se eleva, os consumidores tendem a reduzir a quantidade demandada e, quando o preço cai, os consumidores tendem a aumentar o volume demandado. A sensibilidade dos consumidores às mudanças de preços é caracterizada pela elasticidade-preço da demanda. Contudo, nos desenhos de mercados de energia elétrica, é comum a concentração de atenção no lado do suprimento, assumindo-se, implicitamente, que toda a demanda é inelástica. O presente trabalho contempla uma análise dos mecanismos de formação de preços de curto prazo adotados em mercados de energia elétrica (i.e. formação baseada em custos e formação baseada em ofertas) e, a partir desse contexto, avalia os benefícios da introdução de mecanismos de incentivo à participação da demanda na determinação dos preços do mercado de curto prazo como forma de elevar sua eficiência econômica. / Given an economic environmental, a fundamental condition for a market be suitable to competition is that must has a plenty of buyers and, in special, those who can react to price signals. The consumers reaction aims at to adjust their energy requirements to the prices according to their disposal to access a certain product or service. As the price increases, the consumers tend to reduce the demanded volume and, on the other hand, when the prices decreases, the consumers increase the demanded volume. The consumers´ reaction to the price changes is characterized by the price elasticity of demand. However, in the electric energy market design, it is common to pay attention to the supply side, taking into account, implicitly, that all demand is inelastic. This work performs an analysis of mechanisms of spot price formation adopted by electric energy markets (i.e. cost based and bid based prices) and, from this context, evaluates the benefits of incentive mechanisms to the demand participation in determining short-term market price as an option to improve the economic efficiency.

Made available in DSpace on 2017-07-10T17:11:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DISSERTACAO ARTUR CARRIJO2.pdf: 2100488 bytes, checksum: 46e631e94e2bb6d4c69d8d2891f6e200 (MD5) Previous issue date: 2013-12-18 / The electricity market has many participants performing various roles. In the context of Smart Grids, it expands the number of participating agents and, consequently, the number, the competition and complexity of the interactions between them. The competition allows consumersto discover and explore energy sources of low cost but requires the consumer other interactions beyond the traditional relationship with the distribution company (distco). With the redefinition of the role of the consumer as a result of his active participation in the balance between supply and demand of energy, it becomes necessary to identify their interactions with the other participants, tasks, systems, subsystems and functions important to actively contribute to this balance. These interactions, called interfaces, are characterized by information that actors communicate itself to perform its functions of information collection and control tasks related to market equilibrium. The determination of these interfaces is not a trivial task because of the various alternatives for integration of the demand side. Different types and combinations of interactions between the supplier and its customers are possible. In this work will be used as a basis for discussion a concept of balance between generation and demand called homeostatic control, initially designed for a scenario of a vertically integrated monopoly. It will be studied the interactions of the consumer using the concept of homeostatic control expanded to consider the functions of demand control and integration of distributed generation and a market model that allows for consumer empowerment and within the paradigm of smart grids. / O mercado de energia elétrica possui diversos participantes exercendo vários papéis. No contexto das redes elétricas inteligentes, amplia-se o número de agentes participantes e, consequentemente, o número, a competição e a complexidade das interações entre eles. A competição permite aos consumidores descobrir e explorar fontes de baixo custo, mas requer do consumidor outras interações além da tradicional relação com a empresa distribuidora. Com a redefinição do papel do consumidor, resultado da participação ativa no processo de equilíbrio entre suprimento e demanda de energia, torna-se necessário identificar suas interações com os demais participantes, tarefas, sistemas, subsistemas e funções, importantes para que contribua ativamente com esse equilíbrio. Estas interações, denominadas interfaces, são caracterizadas pelas informações que os atores comunicam em si para executar suas funções de coleta de informações e tarefas de controle relacionadas ao equilíbrio do mercado. A determinação destas interfaces não é uma tarefa trivial em razão das diversas alternativas de integração do lado da demanda. São possíveis diferentes tipos e combinações de interações entre o fornecedor e seus clientes. Neste trabalho será utilizado como base de discussão um conceito de equilíbrio entre geração e demanda denominado controle homeostático, desenhado inicialmente para um cenário de monopólio verticalmente integrado. Serão estudadas as interações do consumidor utilizando o conceito de controle homeostático ampliado para considerar as funções de controle da demanda e a integração da geração distribuída em um modelo de mercado que permite o empoderamento do consumidor dentro do paradigma das redes elétricas inteligentes.

[pt] A dissertação é composta por 3 ensaios nos quais analisam-se os efeitos econômicos da liberalização e regulação de sistemas hidrotérmicos. No primeiro ensaio, um dos principais problemas de mercados de eletricidade liberalizados é tratado: o poder de mercado dos geradores. Analisa-se a eficácia de 2 medidas comumente propostas para sistemas com predominância de termelétricas (incentivos a contratação de longo prazo e redução da concentraçãao horizontal) em um sistema hidrotérmico e mostra-se que diferentes resultados podem ser obtidos. No segundo ensaio, consideram-se os incentivos ao investimento em capacidade de geração no sistema hidrelétrico brasileiro. A entrada futura de capacidade é uma das principais variáveis no despacho centralizado. Quando o investimento é privado, a entrada efetiva de nova capacidade pode ser consideravelmente diferente daquela utilizada no despacho ótimo. Modelos anteriores de opções reais incorporam a decisão estratégica dos investidores em seus modelos, porém não consideram que essa decisão acaba afetando o armazenamento ótimo de água nas hidrelétricas. Essa variável, por sua vez, é fundamental na determinação da evolução da rentabilidade futura de novos projetos o que acaba afetando novamente a decisão de investimento. No terceiro ensaio, discutem-se as experiências de reestruturação dos mercados de eletricidade do Brasil e da Califórnia. Apesar de diferentes objetivos e diferentes estruturas iniciais de mercado, ambos empreenderam a reforma dos seus respectivos setores elétricos baseados amplamente no mesmo modelo de separação vertical em voga nos anos noventa. Coincidentemente, alguns anos depois, ambos enfrentavam sérias crises. Desconsideração de aspectos relevantes na liberalização de mercados e incentivos de regulação inadequados podem ter exacerbado ao invés de atenuado os efeitos deletérios da crise tanto no Brasil quanto na Califórnia. A principal lição das duas experiências reside no reconhecimento de que a liberalização dos mercados elétricos deve ser feita com muito cuidado e com especial atenção ao efeito da nova estrutura na alocação de equilíbrio durante situações extremas de mercado. / [en] This dissertation is structured into 3 essays in which I analyze the economic effects of regulation and liberalization of hydrothermal systems. So far empirical and theoretical studies about power markets have been done mainly for thermal systems, in which equilibrium conditions reflect the fact that current production decisions can be analyzed separately from future production decisions. In hydrothermal systems, however, strategies are dynamically connected what yields equilibrium conditions different from thermal systems. This difference in the nature of the equilibrium is the main building block upon which I will analyze some important questions like liberalization of the market, investment, market power of generators and policies towards its mitigation and to compare the effectiveness of some common proposed policy interventions recommended to thermal systems in the context of a hydrothermal system. In the first essay, I analyze one of the main concerns in restructured electricity markets: the market power of generators. I show that two common mitigation measures proposed for thermal power markets (incentives to long- term contracting and horizontal deconcentration) do not necessarily affect the firms` market power in hydrothermal systems in the same way as in thermal systems. In the second essay, I consider the incentives to investment in the Brazilian centralized dispatch in which future entry of new capacity is one of the most important determinants in the optimal management of the system. When investment is not determinative, investors can choose the most appropriate time to enter into the market. Previous real option models incorporates this flexibility on the optimal time to invest but do not consider that each potential new firm may affect the current optimal stock of water to be left to the next period. The fact that indicative entry plan does not take into account that investors` choice of the optimal time to invest may affect current values (especially the stock of water to be left to the next period)and hence reinforcing possible distortions in the investment decision, given future prices and dispatched quantities depend on the current optimal dispatch. In the third essay, I discuss the restructuring experiences of Brazil and California. Despite different goals and different initial market structures, both undertook the restructuring of their respective electricity sectors largely based on the same deregulation framework in vogue in the 1990s. Coincidently, a few years later, both were facing serious crisis in their respective electricity sectors. The lack of attention to some important aspects of the liberalization or deregulation of the electricity sector and inadequate regulatory incentives could have exacerbated rather than attenuated the deleterious effects of their respective crisis. The main lesson from both experiences is that liberalization or deregulation of electricity markets should be carefully implemented, with special attention to the potential impact of the new structure on the equilibrium allocation during market stress situations.

Submitted by Alberto Quialheiro de Oliveira null (beto.stanley@bol.com.br) on 2016-07-19T15:25:34Z No. of bitstreams: 1 DISSERTACAO_ALBERTO.pdf: 4270530 bytes, checksum: bf6cacf30d20ec8e3d50a33065d262a5 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Paula Grisoto (grisotoana@reitoria.unesp.br) on 2016-07-20T17:41:57Z (GMT) No. of bitstreams: 1 oliveira_aq_me_bauru.pdf: 4270530 bytes, checksum: bf6cacf30d20ec8e3d50a33065d262a5 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-07-20T17:41:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 oliveira_aq_me_bauru.pdf: 4270530 bytes, checksum: bf6cacf30d20ec8e3d50a33065d262a5 (MD5) Previous issue date: 2016-06-10 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) / Neste trabalho propõe-se um modelo de leilão multiperíodo para um mercado pool do dia seguinte de sistemas hidrotérmicos, que leve em consideração as restrições intertemporais do sistema termelétrico (e.g. potência máxima disponível e limites de rampa e período mínimo de operação e desligamento) e restrições hidráulicas (e.g. defluência, volume e balanço de água, altura de queda, alturas de montante e jusante do reservatório, limites de rampa de vazão defluente e função de produção). Também foram introduzidas no modelo as restrições de rede de transmissão, tais como o balanço e limites de fluxo de potência e representação das perdas. São descritas as técnicas de linearização das funções de altura de queda líquida, função de produção e função de perdas no sistema de transmissão. O modelo proposto é formulado como um problema de programação linear inteiro-misto, tendo sido resolvido utilizando as plataformas GAMS - CPLEX e IBM ILOG CPLEX Optimization Studio. Os resultados apresentados têm como foco principal a análise do impacto das restrições hidráulicas nos preços de equilíbrio de mercado e no despacho de geração de sistemas hidrotérmicos. Mostra-se que a operação de uma cascata hidráulica para o dia seguinte é orientada com base nas ofertas fornecidas pelas companhias geradoras no mercado de energia. / This work presents a brief description of an energy market structure, as well as its agents, economic division and service and time horizon classification. The Brazilian mar-ket, single-period and multiperiod auction are also described, as much as a concise presen-tation of a hydroelectric generation system. It's proposed for a day-ahead pool market, a multiperiod auction for hydrothermal system which takes into account the intertempo-ral constraints from a thermoelectric system (e.g. maximum available power output and ramp rate limits, minimum up and down time) and hydraulic constraints (e.g. defluence, volume and water balance, net head, forebay and tailrace levels of reservoir, water release ramp rate limits and the unit performance curves). It was also associated to the problem the transmission constraints, such as balance and flow power limits and power loss. On account of being a problem with such features, the linearization techniques of the net head, unit performance curves and power loss function are described. The proposed mo-del is based on a mixed integer linear programming problem, which used the GAMS -CPLEX and IBM ILOG CPLEX Optimization Studio to its resolution. Finally there are two reported situations to analyze the impact of the hydraulic constrains on the bidding prices, as well as the in˛uence of the selling prices on the total spillage of the hydroelectric plants. The model is projected for a hydro predominance plant cascade.

Made available in DSpace on 2016-08-17T14:52:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Anselmo Rodrigues.pdf: 589170 bytes, checksum: 7eda1a9d5bbe5a0ef8355bc4c4d26ca8 (MD5) Previous issue date: 2003-08-15 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / The restructuring of the electricity industry has caused an increase in the number of commercial transactions carried out in energy markets. These transactions are defined by market forces without considering the operational constraints of the transmission system. As a consequence, there are transactions that cause congestion in the transmission network, that means, violations of operational limits in one or more circuits of the transmission system. In this way, the congestion in the transmission system must be eliminated by using corrective actions, such as redispatch of generation/transactions and operation of control flow devices, to avoid cascading outages with uncontrolled loss of load. Currently, the majority of methodologies used in congestion management are based on deterministic models. It has been justified because of the complexity associated with the application of probabilistic models in generation/transmission systems. Nevertheless, some models have been developed to carry out probabilistic analysis of the congestion management. Usually, they are based on the Monte Carlo Method with nonsequential simulation and they only include bilateral transactions. However, multilateral transactions are also essential for the existence of the energy markets. The multilateral transactions reduce the financial risks associated with commercial transactions and allow the customers to have access to the energy providers. Additionally by ignoring multilateral transactions, the existing probabilistic models for the congestion management include only not-free-cost corrective actions, such as generation redispatch and transaction curtailments. On the other hand, free-cost corrective actions, such as phase shifting transformers and FACTS devices, can provide low cost solutions to eliminate congestion in interconnections of the transmission system. This condition is caused by the delay in carrying out reinforcements in the transmission systems due to financial and environmental constraints. Finally, it must be noted that only probabilistic indices based in expected values are evaluated by the probabilistic models of congestion management. However, system operators have difficulty in interpreting probabilistic indices based only in expected values. Therefore, it is necessary to develop new indices to carry out probabilistic analysis of congestion management. These new indices must consider traditionally accepted operational criteria and they must be easily interpreted by the system operators. This research has as its objective the development of models and techniques to carry out the probabilistic analysis of congestion management. The proposed models and techniques consider the following aspects associated with congestion management: the modeling of multilateral transactions, phase shifting transformers and the definition of Well-Being Indices to assess the reliability of the commercial transactions. These indices, allow the establishment of a link between the operational criteria traditionally used and the stochastic model of the electrical network. The models and indices, proposed in this research, have been based on the Monte Carlo Method with non-sequential simulation and in the linearized optimal power flow. The optimal power flow problems associated with the congestion management have been solved using the Primal-Dual Interior-Point Method. The practical application and the validation of the models and indices proposed in this research have been carried out in two systems: the IEEE System, proposed in 1996, for Reliability Studies. The main conclusions obtained with the application of the proposed models and techniques in the IEEE system are: multilateral congestion management can improve the reliability of commercial transactions, load profiles have significant effects on the Well-Being indices of the transactions, the base case condition has great impact in the Well-Being indices associated with a set of transactions and the operation of phase-shifting transformers and can decrease significantly the curtailments in the commercial transactions. / A reestruturação da indústria de eletricidade causou um aumento no número de transações comerciais efetuadas em mercados de energia. Estas transações são definidas por forças de mercado sem considerar restrições operacionais do sistema de transmissão. Consequentemente existem transações comerciais que causam congestão no sistema de transmissão, ou seja, resultam em violações de limites operacionais em um ou mais circuitos do sistema de transmissão. Desta forma, a congestão no sistema de transmissão deve ser eliminada usando-se ações corretivas, tais como redespacho de geração/transações e operação de dispositivos de controle de fluxo, para evitar contingências em cascata com perda de carga descontrolada. Atualmente, a maioria das metodologias usadas no gerenciamento da congestão se baseia em métodos determinísticos. Isto tem sido justificado devido a complexidade associada com a aplicação de modelos probabilísiticos em sistemas de geração/transmissão. Apesar disto, alguns modelos foram desenvolvidos para realizar uma análise probabilística do gerenciamento da congestão. Estes modelos geralmente se baseiam no método de Monte Carlo com Simulação Não-Sequencial e somente incluem transações bilaterais. Entretanto, transações multilaterais são também de grande importância para a existência dos mercados de energia. Os contratos multilaterais reduzem os riscos financeiros associados com transações comerciais e permitem que os consumidores tenham acesso aos fornecedores de energia. Além de não considerarem transações multilaterais, os modelos probabilísticos existentes para o gerenciamento da congestão somente incluem ações corretivas não-livres de custo, tais como redespacho da geração e cortes nas transações. Por outro lado, ações corretivas livres de custo, tais como transformadores defasadores e dispositivos FACTS, podem fornecer soluções de baixo custo para eliminar a congestão nas interligações do sistema de transmissão. Esta condição é causada pelo atraso na realização de reforços no sistema de transmissão devido a restrições financeiras e ambientais. Finalmente, observa-se que apenas índices probabilísticos que se baseiam em valores esperados são calculados pelos modelos probabilísticos de gerenciamento da congestão. Entretanto, operadores do sistema tem dificuldade em interpretar índices probabilísticos que se baseiam em valores esperados. Devido a isto, é necessário desenvolver novos índices para realizar uma análise probabilística do gerenciamento da congestão. Estes novos índices devem considerar critérios de avaliação tradicionalmente aceitos e serem facilmente interpretados pelos operadores do sistema. Este trabalho de pesquisa tem como objetivo desenvolver modelos e técnicas para realizar a análise probabilística do gerenciamento da congestão. Os modelos e técnicas propostos neste trabalho consideraram os seguintes aspectos associados com o gerenciamento da congestão: modelagem de transações multilaterais e transformadores defasadores no gerenciamento da congestão e a definição de índices de robustez para analisar a confiabilidade das transações comerciais. Estes índices permitem estabelecer um elo entre critérios de operação tradicionalmente usados e a modelagem probabilística da rede elétrica. Os modelos e índices propostos neste trabalho de pesquisa se baseiam no Método de Monte Carlo com simulação não-sequencial e no fluxo de potência ótimo linearizado. Os problemas de fluxo de potência ótimo associados com o gerenciamento da congestão foram resolvidos usando-se o Método de Pontos-Interiores Primal-Dual. A aplicação prática e validação dos modelos e índices propostos nesta pesquisa foi realizada através de diversos testes no sistema IEEE, proposto em 1996, para estudos de confiabilidade. As principais conclusões obtidas com a aplicação dos modelos e técnicas propostos no sistema IEEE são: o gerenciamento da congestão multilateral pode aumentar a confiabilidade das transações comerciais, perfis de carga tem efeitos significativos nos índices de robustez das transações comerciais, a condição do caso base tem grande impacto nos índices de robustez associados com um conjunto de transações e a operação de transfotmadores defasadores pode diminuir significativamente as interrupções nas transações comerciais.

A reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro introduziu uma nova categoria de clientes no mercado consumidor. Os chamados Clientes Livres, ao contrário dos Clientes Cativos, podem formalizar a aquisição de energia elétrica para atendimento dos requisitos de seu processo produtivo, através de contratos bilaterais, onde os prazos, os preços e os volumes são livremente negociados entre os agentes. A segmentação imposta pelas reformas do setor promoveu a competição na atividade de comercialização, repercutindo em novas responsabilidades para os agentes setoriais, com oportunidades para a busca de resultados financeiros, mas, por outro lado, com riscos associados que requerem adequado gerenciamento. Conseqüentemente, o estabelecimento de contratos neste ambiente evidencia a importância da adoção de estratégias de hedge adequadas para mitigar os riscos de exposição financeira dos Clientes Livres ao Mercado de Curto Prazo. Sob essa perspectiva, o texto aborda a formação de preços contratuais no curto e longo prazos, propõe critérios de risco para aferir as estratégias mais promissoras, de acordo com o perfil do consumidor, de modo a otimizar a obtenção de energia no Ambiente de Contratação Livre, contemplando, também, o efeito da recente possibilidade da comercialização dos excedentes de energia elétrica, como forma de flexibilização contratual para esta categoria de consumidores. / The power sector reforms in Brazil introduced a new sort of consumers in the electricity market. The Free Consumers are able to choose their suppliers and freely negotiate contractual terms. The restructuring process of electricity industry promoted the competition into the retail sales subindustry. It gave new responsibilities to market participants and also potential opportunities to reduce its energy costs. On the other hands, the Free Customers are requested to manage their own risks. It is important therefore the establishment of contracting strategies to hedge against price risks. As consequence, the purpose of this study is to address a methodology to implement short and long-term contract pricing and evaluate the risks associated with its strategies. Moreover, the work identifies the contracting decisions to optimize electricity costs accordingly to customer´s needs. Finally, it is presented a study on contract flexibility where an opportunity could be given to such kind of consumers, making possible to resell part of their electricity contracts.

A reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro introduziu uma nova categoria de clientes no mercado consumidor. Os chamados Clientes Livres, ao contrário dos Clientes Cativos, podem formalizar a aquisição de energia elétrica para atendimento dos requisitos de seu processo produtivo, através de contratos bilaterais, onde os prazos, os preços e os volumes são livremente negociados entre os agentes. A segmentação imposta pelas reformas do setor promoveu a competição na atividade de comercialização, repercutindo em novas responsabilidades para os agentes setoriais, com oportunidades para a busca de resultados financeiros, mas, por outro lado, com riscos associados que requerem adequado gerenciamento. Conseqüentemente, o estabelecimento de contratos neste ambiente evidencia a importância da adoção de estratégias de hedge adequadas para mitigar os riscos de exposição financeira dos Clientes Livres ao Mercado de Curto Prazo. Sob essa perspectiva, o texto aborda a formação de preços contratuais no curto e longo prazos, propõe critérios de risco para aferir as estratégias mais promissoras, de acordo com o perfil do consumidor, de modo a otimizar a obtenção de energia no Ambiente de Contratação Livre, contemplando, também, o efeito da recente possibilidade da comercialização dos excedentes de energia elétrica, como forma de flexibilização contratual para esta categoria de consumidores. / The power sector reforms in Brazil introduced a new sort of consumers in the electricity market. The Free Consumers are able to choose their suppliers and freely negotiate contractual terms. The restructuring process of electricity industry promoted the competition into the retail sales subindustry. It gave new responsibilities to market participants and also potential opportunities to reduce its energy costs. On the other hands, the Free Customers are requested to manage their own risks. It is important therefore the establishment of contracting strategies to hedge against price risks. As consequence, the purpose of this study is to address a methodology to implement short and long-term contract pricing and evaluate the risks associated with its strategies. Moreover, the work identifies the contracting decisions to optimize electricity costs accordingly to customer´s needs. Finally, it is presented a study on contract flexibility where an opportunity could be given to such kind of consumers, making possible to resell part of their electricity contracts.

[pt] Nesta de tese de doutorado é proposta uma metodologia alternativa para obter estratégias ótimas de oferta sob incerteza que maximizam o lucro de um agente em mercados dotados de um leilão de preço uniforme e envelope fechado com multiplos produtos divisíveis. A estratégia ótima de um agente price maker depende amplamente da informação conhecida dos agentes rivais. Reconhecendo que a oferta dos agentes rivais pode desviar do equilíbrio de mercado e é de difícil caracterização probabilística, nós propomos um modelo de otimização robusta dois estágios com restrições de equilíbrio para obter estratégias de oferta ótimas avessas a risco. O modelo proposto é um modelo de otimização de três níveis passível de ser reescrito como uma instância particular de um programa binível com restrições de equilíbrio. Um conjunto de procedimentos é proposto a fim de construir uma formulação equivalente de de nível único adequado para aplicação de algoritmos de Geração de Coluna e Restrição (GCC). Diferentemente de trabalhos publicados anteriormente em modelos de otimização dois estágios, nossa metodologia de solução não aplica o método de GCC para iterativamente identificar os cenários mais violados dos fatores de incerteza, variáveis que são identificadas através de variáveis contínuas. Na metodologia de solução proposta, o algoritmo GCC é aplicado para identificar um pequeno subconjunto de condições de otimalidade para o modelo de terceiro nível capaz de representar as restrições de equilíbrio do leilão na solução ótima do problema master (problema de oferta). Um estudo de caso numérico baseado em mercados de energia de curto prazo é apresentado para ilustrar a aplicabilidade do modelo robusto proposto. Resultados indicam que mesmo em um caso em que é observada uma imprecisão de 1 porcento na oferta de equilíbrio de Nash dos agentes rivais, a solução robusta provê uma redução significativa de risco em uma análise fora da amostra. / [en] We propose an alternative methodology to devise profit-maximizing strategic bids under uncertainty in markets endowed with a sealed-bid uniformprice auction with multiple divisible products. The optimal strategic bid of a price maker agent largely depends on the knowledge (information) of the rivals bidding strategy. By recognizing that the bid of rival competitors may deviate from the equilibrium and are of difficult probabilistic characterization, we proposed a two-stage robust optimization model with equilibrium constraints to devise an risk-averse strategic bid in the auction. The proposed model is a trilevel optimization problem that can be recast as a particular instance of a bilevel program with equilibrium constraints. Reformulation procedures are proposed to construct a single-level-equivalent formulation suitable for column and constraint generation (CCG) algorithm. Differently from previously reported works on two-stage robust optimization, our solution methodology does not employ the CCG algorithm to iteratively identify violated scenarios for the uncertain factors, which in this thesis are obtained through continuous variables. In the proposed solution methodology, the CCG is applied to identify a small subset of optimality conditions for the third-level model capable of representing the auction equilibrium constraints at the optimum solution of the master (bidding) problem. A numerical case study based on short-term electricity markets is presented to illustrate the applicability of the proposed robust model. Results show that even for the case where an impression of 1 percent on the rivals offer at the Nash equilibrium is observed, the robust solution provides a non-negligible risk reduction in out-of-sample analysis.

Made available in DSpace on 2016-08-17T14:53:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sergio Augusto.pdf: 2350058 bytes, checksum: 7c3c67925b0b27a77105c3cb0799c4e6 (MD5) Previous issue date: 2012-05-04 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / This work provides a framework to obtain the optimal bidding strategy for a GENCO in long-term electricity auction. The tool is based on intelligent techniques for optimizing the proposed Utility Function. The goal is to find the optimal strategy that maximizes the expected payoff of GENCO and simultaneously minimize the risks. The risks are modeled by two classical metrics: the Variance (Portfolio Theory) and Value at Risk (VaR). The proposed methodology is applied to auctions for long-term forward contracts, such that used in the Brazilian power system for buying and selling energy in the regulated market. The Bidding Strategy is formed through a Supply Curve which relates the optimal amount of energy to different offer prices. Thus, it allows the GENCO define the best bid (offer) for a given offer price. The proposed approach is validated for three test cases: First, concerning the variation of generation and price of energy scenarios for evaluation of the bidding strategy and the GENCOS risk perception; The second, consider a cascade hydro-term system for evaluation of MRE; and The third, considers the northeastern Brazilian subsystem where the supply curve is formed for the CHESF company's power plants portfolio. The results show how the offer may be changed according the variation of the spot prices and physical generation and demonstrate the efficacy of meta-heuristics proposed to optimize the supply model. / Este trabalho apresenta uma ferramenta de auxílio e suporte à tomada de decisões na formação de estratégias de oferta para agentes geradores (GENCOS) participantes de leilões de eletricidade de longo-prazo. A ferramenta é baseada em técnicas inteligentes para a otimização da Função de Utilidade proposta média-risco . O objetivo é encontrar a Estratégia Ótima que maximize o retorno esperado da GENCO e, simultaneamente, minimize os riscos relacionados às incertezas no montante de energia produzida e no preço spot, modelados por duas métricas clássicas de risco: a Variância (teoria dos portfólios) e o Valor em Risco (VaR). A abordagem proposta é aplicada ao mercado brasileiro de eletricidade, especificamente, ao ambiente de Leilões de Energia Existente na categoria Quantidade de Energia, tais quais os leilões aplicados pelo órgão regulador brasileiro para compra e venda de energia no mercado regulado. Sugere-se aqui a formação de uma Curva de Oferta que relacione a quantidade de energia ótima para diferentes preços de oferta. E, deste modo, permita a GENCO definir qual o melhor lance (oferta) para dado preço de oferta durante o processo do leilão. Para a avaliação da abordagem foram utilizados três casos testes: O primeiro considera cenários de geração física e preço de energia a fim de avaliar a estratégia de oferta e a percepção ao risco de contratação da GENCO quanto à variação de tais cenários; o segundo, considera um sistema em cascata onde é possível observar o efeito do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) sobre a oferta das GENCOS; e o terceiro considera o subsistema nordeste brasileiro onde a curva de oferta é formada para o portfólio de usinas pertencentes à empresa CHESF. Os resultados demonstram como a oferta de energia pode ser alterada de acordo com cenários de oferta gerados e comprovam a eficiência da meta-heurística proposta para otimização do modelo de oferta.