[pt] O setor elétrico está passando por uma série de transformações para acomodar
a transição energética. Dentre essas mudanças, destaca-se a liberalização do
mercado, com maior autonomia dos consumidores e possibilidade de migração
entre os mercados regulado e livre. Este contexto adiciona complexidade à tarefa
das distribuidoras de energia de projetar a sua demanda futura e realizar as
contratações de energia para o mercado cativo, uma vez que devem servir
consumidores cada vez mais dinâmicos e, consequentemente, um portfólio mais
instável. Ainda, a migração de consumidores para o mercado livre tem o potencial
de gerar sobrecontratação das distribuidoras, incorrendo em sobrecustos a elas e aos
consumidores cativos remanescentes. Este trabalho propõe um modelo de
otimização para determinar os preços de equilíbrio para os mercados livre e
regulado em um mercado liberalizado. Dada a interdependência das decisões dos
agentes (distribuidora, consumidores cativos, consumidores livres e geradores), as
suas interações serão modeladas como Múltiplos Problemas de Otimização com
Restrições de Equilíbrio (MOPEC), em que os problemas de maximização de
receitas de cada agente são combinados em um único problema de otimização, e
conectados por restrições de equilíbrio. Demonstra-se ainda que o MOPEC
proposto pode ser representado por um problema de programação linear. Os agentes
são modelados avessos a risco, sendo suas funções objetivos individuais
representadas como a combinação convexa do valor esperado e do Conditional
Value at Risk (CVaR) de suas receitas. Entre os resultados do modelo, destacam-se
os níveis ótimos de migração dos consumidores, decisões de contratação, e preços
de contratos no mercado livre e tarifas no mercado regulado. São também
apresentadas e modeladas diferentes propostas regulatórias para o tratamento dos passivos associados à sobrecontratação das distribuidoras. O modelo é aplicado em
um estudo de caso simplificado e outro com dados realistas do sistema elétrico
brasileiro. Finalmente, acopla-se o modelo em um processo iterativo que determina
a expansão ótima do sistema, de forma que as decisões de contratação e preços
resultantes geram sinais econômicos aos investimentos em expansão da capacidade
de geração. Essa metodologia é aplicada em um estudo de caso, com exercícios de
expansão da geração do sistema elétrico brasileiro. / [en] The power sector is undergoing a series of transformations to accommodate
the energy transition. Among these changes, the market liberalization stands out,
with greater consumer autonomy and the possibility of migration between the
regulated and free markets. This context adds complexity to the task of energy
distribution companies to project their future demand and to contract energy to
serve the captive market, as these contracts should serve increasingly dynamic
consumers and, consequently, a more unstable portfolio. Moreover, the migration
of consumers to the free market may generate over-contracting of distributors,
incurring extra costs for it and for the remaining captive consumers. This work
proposes an optimization model to determine the equilibrium prices in the free and
regulated environments in a liberalized market. Given the interdependence of
agents decisions (distributors, captive consumers, free consumers and generators),
their interactions are modeled as Multiple Optimization Problems with Equilibrium
Constraints (MOPEC), in which each agent s revenue maximization problems are
combined into a single optimization problem, and connected by equilibrium
constraints. It is demonstrated that the proposed MOPEC can be represented by a
linear programming problem. The agents are modeled as risk-averse, with their
individual objective functions represented as the convex combination of the
expected value and the Conditional Value at Risk (CVaR) of their revenues. Among
the results of the model, we highlight the optimal levels of consumer migration,
contracting decisions, and contract prices in the free market and tariffs in the
regulated market, for a given system configuration. In addition, different regulatory
proposals are presented and modeled for the treatment of liabilities associated with
the over-contracting of distributors. The model is applied in a simplified case study
and another one with realistic data of the Brazilian power system. Finally, the model
is integrated in an iterative process that determines the optimal system expansion,
so that the resulting contracting decisions and prices generate economic signals for
investments in generation capacity expansion. This methodology is applied in a
case study comprising generation expansion exercises of the Brazilian power
system.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:puc-rio.br/oai:MAXWELL.puc-rio.br:59728 |
| Date | 23 June 2022 |
| Creators | JOAO PEDRO THIMOTHEO BASTOS |
| Contributors | ALVARO DE LIMA VEIGA FILHO |
| Publisher | MAXWELL |
| Source Sets | PUC Rio |
| Language | English |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | TEXTO |
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