Os custos marginais de curto prazo ou de operação (CMO) da energia elétrica para sistemas hidroelétricos possuem uma grande dependência dos níveis de água nos reservatórios das usinas. Normalmente agregam-se diversas usinas em uma única usina equivalente de modo a facilitar o estudo. No sistema hidrotérmico brasileiro as usinas são agregadas em quatro usinas equivalentes. Este trabalho propõe uma metodologia alternativa para: i) avaliar o custo marginal de operação em função dos níveis dos reservatórios equivalentes dos submercados; ii) Precificar contratos de opções sobre o preço spot da eletricidade; e iii) avaliar o risco de déficit de energia para um dado cenário futuro. Para isso foi criado um modelo de geração de séries sintéticas de energia natural afluente ao reservatório. Através de regressão linear múltipla (RLM) foi calibrado um modelo para calcular a variação do nível de energia dos reservatórios em função da energia armazenada no mês anterior, a quantidade de energia afluente e da previsão de demanda durante o mês. Ajustou-se também um modelo de redes neurais artificiais (RNA) através do algoritmo "Backpropagation" para se obter o CMO em função do nível dos reservatórios. Com esta mesma função se calibrou um modelo de Cobb-Douglas, incluindo, além do nível de armazenamento, a demanda no período como variável explicativa. A partir do modelo de séries sintéticas criado é encontrada a distribuição futura de energias naturais afluentes para o horizonte de estudo. Para a distribuição de probabilidades de valores de energias afluentes obteve-se a distribuição de energias armazenadas discretizadas em intervalos de probabilidade. Para as energias armazenadas calcula-se a distribuição do custo marginal de operação. A distribuição das energias armazenadas permite estudar os riscos de déficit de energia de forma simples para cenários de potência instalada e de demanda. Utilizando-se a distribuição dos custos marginais pode-se avaliar o valor de contratos de eletricidade. Para validação do modelo realizou-se um estudo de caso para o submercado da região Sudeste/Centro-Oeste, para o horizonte de abril de 2003 a dezembro de 2006. Como era de se esperar detectou-se a forte relação entre o custo marginal de operação e o nível de energia armazenada no reservatório do submercado em questão. O modelo demonstrou também um bom desempenho na previsão dos preços e dos níveis dos reservatórios para o horizonte de curto prazo (6 meses), uma vez que a capacidade de geração instalada sofre pequenas alterações para esse horizonte. Constatou-se também, para os dois cenários simulados, um esvaziamento sistemático dos reservatórios que provoca um aumento do risco de déficit de energia para o horizonte em estudo. Devido à grande variabilidade das afluências futuras, percebe-se que a precificação de opções por esse método é viável apenas para curtos intervalos de tempo, uma vez que para períodos maiores o prêmio pago pelo risco é muito elevado, sendo preferível comprar fisicamente o ativo.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:agregador.ibict.br.BDTD_ITA:oai:ita.br:40 |
| Date | 00 December 2003 |
| Creators | João Rodolfo Côrtes Pires |
| Contributors | Takashi Yoneyama, Paulo Sérgio Franco Barbosa |
| Publisher | Instituto Tecnológico de Aeronáutica |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/masterThesis |
| Format | application/pdf |
| Source | reponame:Biblioteca Digital de Teses e Dissertações do ITA, instname:Instituto Tecnológico de Aeronáutica, instacron:ITA |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
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