A apresentação está carregando. Por favor, espere

A apresentação está carregando. Por favor, espere

UFSC/EEL/Labplan Estrutura de Mercado Pool Geradores Demandas DESPACHO OIS Ofertam Preços e declaram disponibilidades Objetivo: Minimizar o custo operativo.

Apresentações semelhantes


Apresentação em tema: "UFSC/EEL/Labplan Estrutura de Mercado Pool Geradores Demandas DESPACHO OIS Ofertam Preços e declaram disponibilidades Objetivo: Minimizar o custo operativo."— Transcrição da apresentação:

1 UFSC/EEL/Labplan Estrutura de Mercado Pool Geradores Demandas DESPACHO OIS Ofertam Preços e declaram disponibilidades Objetivo: Minimizar o custo operativo do sistema

2 UFSC/EEL/Labplan Estrutura de Mercado Bilateral Geradores Demandas DESPACHO OIS Transações Bilaterais Balanço Geração-Carga Objetivo: Minimizar os desvios das transações

3 UFSC/EEL/Labplan Estruturas de Mercado Pool Fixação do Preço da Energia Preço Uniforme Não Discriminatório Preços Nodais Discriminatório

4 UFSC/EEL/Labplan Preço Uniforme

5 UFSC/EEL/Labplan Excedentes (Surplus) do Consumidor e Produtor A eficiência do mercado pode ser medida pela maximização do excedente

6 UFSC/EEL/Labplan Custo Marginal de Sistemas Termelétricos

7 UFSC/EEL/Labplan Pilha Termelétrica –Maio/2003

8 UFSC/EEL/Labplan Fixação de Preços - Conceitos Período de Contabilização – período de tempo pré- definido para a contabilização de valores a pagar ou receber Período de Apuração – período de tempo pré- definido durante o qual os preços são constantes Custo Marginal de Operação – custo para suprir de forma ótima uma unidade adicional de energia utilizando os recursos existentes Submercado é uma porção do sistema cujos limites são definidos por restrições de transmissão

9 UFSC/EEL/Labplan Cálculo do Custo Marginal de Operação

10 UFSC/EEL/Labplan Formulação do problema Min Z = 8*G1+12*G2+15*G3 s.a: G1+G2+G3=12 Demanda G1<=10 G2<=5 G1<=20 Exemplo - sem restrições de transmissão MW __ G1 = 10 MW $G1 = 8 __ G2 = 5 MW $G2 = 12 __ G3 = 20 MW $G3 = 15 MW __ D3 = 12 MW Barra 1 Barra 3 Barra 2 Capacidade de Geração

11 UFSC/EEL/Labplan Exemplo - sem restrições de transmissão Solução G1 = 10 G2 = 2 G3 = 0 Custo de Operação G1 = 10*8 = 80 G2 = 2*12 = 24 G3 = 0*15 = 0 Total $ = 104 Custo Médio = 8,67 Custo para o Mercado G1 = 10*12 = 120 G2 = 2*12 = 24 G3 = 0*12 = 0 Total $ = 144 Custo Médio = 12

12 UFSC/EEL/Labplan Formulação do problema Min Z = 8*G1+12*G2+15*G3 s.a: G1+G2+G3=12 Demanda G1<=10 G2<=5 G1<= <= f13 <= <= f23 <= 5 Exemplo - sem 2 a lei de Kirchoff MW __ G1 = 10 MW $G1 = 8 __ G2 = 5 MW $G2 = 12 __ G3 = 20 MW $G3 = 15 3 MW5 MW __ D3 = 12 MW Barra 1 Barra 3 Barra 2 Capacidade de Geração Capacidade de Transmissão Com restrições de transmissão

13 UFSC/EEL/Labplan Exemplo - sem 2 a lei de Kirchoff Solução G1 = 8 G2 = 0 G3 = 4 Preço Nodal na barra 1 = 8 Preço Nodal na barra 2 = 8 Preço Nodal na barra 3 = 15 Custo de Operação G1 = 8*8 = 64 G2 = 0*12 = 0 G3 = 4*15 = 60 Total $ = 124 Custo para o mercado 12x 15 = 180 Receita dos Geradores G1 = 8x 8 = 64 G2 = 0x 8 = 0 G3 = 4x 15 = 60 Total = $124

14 UFSC/EEL/Labplan Formação do Preço em Sistemas Hidrotérmicos A água armazenada nos reservatórios destina-se à produção futura de energia substitui os custos de combustível das termelétricas Afluências futuras dependem das chuvas futuras não podem ser previstas precisamente variação sazonal de ano para ano Reservatórios limitados + incertezas nas afluências futuras ligação entre uma decisão de operação em um dado estágio e a conseqüência futura desta decisão o despacho de uma usina afeta a disponibilidade de energia de outras

15 UFSC/EEL/Labplan Interdependência Temporal

16 UFSC/EEL/Labplan Minimização do Custo Total Custo Total = Custo Futuro + Custo Imediato Custo Imediato Custo Futuro Volume para mínimo custo total $ 1000 Volume ao final do estágio %

17 UFSC/EEL/Labplan Evolução do mix de Geração e Preços

18 UFSC/EEL/Labplan Congestionamento e Submercados

19 UFSC/EEL/Labplan Custo de Congestionamento Custos de Produção DESPACHO IDEAL DESPACHO REAL } GERAÇÃO DEVIDO AO CONGESTIONAMENTO

20 UFSC/EEL/Labplan Congestionamento Interno ao Submercado 150MW Fluxo 110MW G3 40MW G2 0MW G1 120MW Despacho irrestrito 150MW Fluxo 30MW Despacho restrito Custo marginal do sistema 20$/MWh G1: 120MWh*20$/MWh = $2400 G2: 0MWh*20$/MWh = $ 0 G3: 40MWh*20$/MWh = $ 800 L1 : 10 MWh*20$/MWh = $ 200 L2 : 150 MWh*20$/MWh = $3000 RECONCILIAÇÃO RG = GxP MAE +(G ex-ante - G)x(P MAE -CO) G1: 40*20 +(120-40)(20-10) = $ 1600 G2: 70*20 + (0-70)(20-35) = $ 2450 G3: 50*20 + (40-50)(20-20)= $1000 L : 160x = $ 5050 Encargo de Serviço do Sistema : $ MW G1 40MW G3 50MW G1 :10$/MWh-120MW G2 :35$/MWh- 100MW G3 :20$/MWh- 50MW G2 70MW

21 UFSC/EEL/Labplan Congestionamento entre Submercados 150MW Fluxo 110MW G3 40MW G2 0MW G1 120MW Despacho irrestrito 150MW Fluxo 30MW Zona 1 Zona 2 Despacho restrito Custo marginal do sistema 20$/MWh G1: 120MWh*20$/MWh = $2400 G2: 0MWh*20$/MWh = $ 0 G3: 40MWh*20$/MWh = $ 800 L1 : 10 MWh*20$/MWh = $ 200 L2 : 150 MWh*20$/MWh = $3000 CM1= $10$/MWh CM2= $35$/MWh G1: 40MWh*10$/MWh = $ 400 G2: 70MWh*35$/MWh = $2450 G3: 50MWh*35$/MWh = $1750 L1 =10MWh*10$/MWh = $ 100 L2 =150MWh*35$/MWh = $5250 Excedente = 30(35-10) = $ MW G1 40MW G3 50MW G1 :10$/MWh-120MW G2 :35$/MWh- 100MW G3 :20$/MWh- 50MW G2 70MW

22 UFSC/EEL/Labplan Diferença de Preços Sudeste – Sul

23 UFSC/EEL/Labplan POR QUE SUBMERCADOS? No curto prazo Os preços devem refletir a real escassez de energia elétrica em um específico local e instante No longo prazo Oferecer sinal locacional para os novos agentes de geração com o objetivo de minimizar o custo total (expansão + operação)

24 UFSC/EEL/Labplan G1G1 D1D1 G2G2 D2D2 LT P1P1 P2P2 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA

25 UFSC/EEL/Labplan G1D1G2D2 LT E P1P1 P2P2 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA

26 UFSC/EEL/Labplan G1D1G2D2 LT E P1P1 PagamentosRecebimentos P2P2 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA

27 UFSC/EEL/Labplan QUANTIFICAÇÃO DO RISCO:DIFERENÇA DE PREÇOS Contrato 500 MW-médios a R$ 90,00/MWh Julho/2001 Preços: Sudeste = R$ 684/MWh Sul = R$ 4/MWh Exposição = R$ 680/MWh A receita de contrato não cobre a a exposição!!!! Mercado Spot Receita = 500x4x730 = R$ 1,46 mi Débito = 500x684x730 = R$ 249,66 m Exposição = R$ 248,2 mi Receita do Contrato = 500x730x90 = R$ 32,85 mi

28 UFSC/EEL/Labplan COMO RESOLVER O PROBLEMA? Expansão da transmissão custo é repartido por todos Mecanismo para alívio das exposições contratos de congestionamento O gerador compra o direito de transmissão O gerador recebe a renda do congestionamento eliminando a sua exposição

29 UFSC/EEL/Labplan Fluxo de Energia entre Submercados Exposição Positiva dos Geradores $20$30 ~~~~ G1 = 120 MWhG2 = 40 MWhG4 = 50 MWhG3 = 150 MWh D2 = 250 MWh D1 = 110 MWh Fluxo = 50 MWh S1S2 ASS_1 G1 = 100 MWhASS_1 G2 = 100 MWhASS_1 G3 = 100 MWhASS_1 G4 = 100 MWh Geração Total = 360 MWh < ASS_1 Total = 400 MWh GSF = 360 / 400 = 0.9 ASS_2 G1 = 90 MWhASS_2 G2 = 90 MWhASS_2 G3 = 90 MWhASS_2 G4 = 90 MWh G1 = = 90 MWh G2 = = 70 MWh G3 = = 110 MWh G4 = = 90 MWh MRE = 20 MWh

30 UFSC/EEL/Labplan Fluxo de Energia entre Submercados Exposição Positiva dos Geradores $20$30 ~~~~ G1 = 120 MWhG2 = 40 MWhG4 = 50 MWhG3 = 150 MWh D2 = 250 MWh D1 = 110 MWh Fluxo = 50 MWh S1S2 G1 = = 90 MWh G2 = = 70 MWh G3 = = 110 MWh G4 = = 90 MWh MRE = 20 MWh SUBMERCADO S1 RECEITA DOS GERADORES - MRE $RECEITA_S1 = 160 MWh x 20$ + 20 MWh x 30$ = 3800 $ PAGAMENTO DAS CARGAS $PAGAMENTO_S1 = 110 MWh x 20 $ = 2200 $ EXPOSIÇÃO POSITIVA = 20 MWh x ( ) $ = 200 $ SUBMERCADO S2 RECEITA DOS GERADORES - MRE $RECEITA_S2 = 180 MWh x 30$ = 5400 $ PAGAMENTO DAS CARGAS $PAGAMENTO_S2 = 250 MWh x 30 $ = 7500 $ RECEITA TOTAL DOS GERADORES $RECEITA TOTAL = 3800 $ $ = 9200 $ PAGAMENTO TOTAL DAS CARGAS $PAGAMENTO TOTAL = 2200 $ $ = 9700 $ SURPLUS = 9700 $ $ = 500 $ OU SURPLUS = 50 MWh x (30-20) $ = 500 $ FUNDO = SURPLUS + EXP. POSITIVA - EXP. NEGATIVA FUNDO = 500 $ $ - 0 $ = 700 $

31 UFSC/EEL/Labplan Fluxo de Energia entre Submercados Exposição Negativa dos Geradores $10$20 ~~~~ G1 = 150 MWhG2 = 50 MWhG4 = 40 MWhG3 = 120 MWh D2 = 210 MWh D1 = 150 MWh Fluxo = 50 MWh S1S2 ASS_1 G1 = 100 MWhASS_1 G2 = 100 MWhASS_1 G3 = 100 MWhASS_1 G4 = 100 MWh Geração Total = 360 MWh < ASS_1 Total = 400 MWh GSF = 360 / 400 = 0.9 ASS_2 G1 = 90 MWhASS_2 G2 = 90 MWhASS_2 G3 = 90 MWhASS_2 G4 = 90 MWh G1 = = 110 MWh G2 = = 90 MWh G3 = = 90 MWh G4 = = 70 MWh MRE = 20 MWh

32 UFSC/EEL/Labplan Fluxo de Energia entre Submercados Exposição Negativa dos Geradores $10$20 ~~~~ G1 = 150 MWhG2 = 50 MWhG4 = 40 MWhG3 = 120 MWh D2 = 210 MWh D1 = 150 MWh Fluxo = 50 MWh S1S2 G1 = = 110 MWh G2 = = 90 MWh G3 = = 90 MWh G4 = = 70 MWh MRE = 20 MWh SUBMERCADO S1 RECEITA DOS GERADORES - MRE $RECEITA_S1 = 180 MWh x 10$ = 1800 $ PAGAMENTO DAS CARGAS $PAGAMENTO_S1 = 150 MWh x 10 $ = 1500 $ SUBMERCADO S2 RECEITA DOS GERADORES - MRE $RECEITA_S2 = 160 MWh x 20$ + 20 MWh x 10 $ = 3400 $ PAGAMENTO DAS CARGAS $PAGAMENTO_S2 = 210 MWh x 20 $ = 4200 $ EXPOSIÇÃO NEGATIVA = 20 MWh x (10-20)$/MWh = $ RECEITA TOTAL DOS GERADORES $RECEITA TOTAL = 1800 $ $ = 5200 $ PAGAMENTO TOTAL DAS CARGAS $PAGAMENTO TOTAL = 1500 $ $ = 5700 $ SURPLUS = 5700 $ $ = 500 $ OU SURPLUS = 50 MWh x (20-10) $ = 500 $ FUNDO = SURPLUS + EXP. POSITIVA - EXP. NEGATIVA FUNDO = 500 $ + 0$ $ = 300 $


Carregar ppt "UFSC/EEL/Labplan Estrutura de Mercado Pool Geradores Demandas DESPACHO OIS Ofertam Preços e declaram disponibilidades Objetivo: Minimizar o custo operativo."

Apresentações semelhantes


Anúncios Google