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

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

Estruturas de Mercado Pool Fixação do Preço da Energia Preço Uniforme Não Discriminatório Preços Nodais Discriminatório

Preço Uniforme

Excedentes (“Surplus”) do Consumidor e Produtor A eficiência do mercado pode ser medida pela maximização do excedente

Custo Marginal de Sistemas Termelétricos

Pilha Termelétrica –Maio/2003 Pilha Térmica 5 25 45 65 85 105 125 145 165 185 Angra (Nuclear) Fortaleza (Gás) Três Lagoas (Gás) P.Médici (Carvão) ST.Cruz Nova (Gás) Argentina I (Gás) Araucária (Gás) Uruguaiana G (Gás) J.Lacerda C (Carvão) FAFEN (Gás) Termoceará (Gás) Argentina II (Gás) J.Lacerda B (Carvão) J.Lacerda A1 (Carvão) J.Lacerda A2 (Carvão) Ibiritermo (Gás) Juiz de Fora (Gás) Charquedas (Carvão) Macaé Merchant (Gás) Canoas (Gás) Piratininga Nova (Gás) Camaçari (Gás) Aracruz (Óleo) PIE-RP (Biomassa) S.Jerônimo (Carvão) ... (Gás) ... Usinas R$/MWh

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

Cálculo do Custo Marginal de Operação

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 Formulação do problema Min Z = 8*G1+12*G2+15*G3 s.a: G1+G2+G3=12 Demanda G1<=10 G2<=5 G1<=20 Capacidade de Geração

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

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

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

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

Interdependência Temporal

Minimização do Custo Total Custo Total = Custo Futuro + Custo Imediato Custo Imediato Custo Futuro Volume para mínimo custo total $ 100 Volume ao final do estágio %

Evolução do mix de Geração e Preços

Congestionamento e Submercados

Custo de Congestionamento 4 3 2 7 6 5 1 8 10 12 14 16 18 20 22 Custos de Produção DESPACHO IDEAL DESPACHO REAL } GERAÇÃO DEVIDO AO CONGESTIONAMENTO

Congestionamento Interno ao Submercado G1 :10$/MWh-120MW G2 :35$/MWh- 100MW G3 :20$/MWh- 50MW RECONCILIAÇÃO RG = GxPMAE +(Gex-ante - G)x(PMAE-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 : 160x20 + 800 + 1050 + 0 = $ 5050 Encargo de Serviço do Sistema : $1850 G2 0MW G1 120MW G3 40MW Fluxo 110MW 10MW 150MW Despacho irrestrito 150MW Fluxo 30MW Despacho restrito G2 70MW Custo marginal do sistema 20$/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 G1 40MW G3 50MW 10MW

Congestionamento entre Submercados G1 :10$/MWh-120MW G2 :35$/MWh- 100MW G3 :20$/MWh- 50MW 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) = $ 750 G2 0MW G1 120MW Fluxo 110MW G3 40MW 10MW 150MW Despacho irrestrito 150MW Fluxo 30MW Zona 1 Zona 2 Despacho restrito G2 70MW 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 G1 40MW G3 50MW 10MW

Diferença de Preços Sudeste – Sul

POR QUE SUBMERCADOS? No curto prazo No longo 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)

DESCRIÇÃO DO PROBLEMA P2 P1 LT G1 D1 G2 D2

DESCRIÇÃO DO PROBLEMA P2 P1 E LT G1 D1 G2 D2

DESCRIÇÃO DO PROBLEMA P1 P2 E LT G1 D1 G2 D2 Pagamentos Recebimentos

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

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

Fluxo de Energia entre Submercados Exposição Positiva dos Geradores $20 $30 ~ G1 = 120 MWh G2 = 40 MWh G4 = 50 MWh G3 = 150 MWh D2 = 250 MWh D1 = 110 MWh Fluxo = 50 MWh S1 S2 ASS_1G1 = 100 MWh ASS_1G2 = 100 MWh ASS_1G3 = 100 MWh ASS_1G4 = 100 MWh G1 = 120 - 30 = 90 MWh G2 = 40 + 30 = 70 MWh MRE = 20 MWh G3 = 150 - 40 = 110 MWh G4 = 50 + 40 = 90 MWh Geração Total = 360 MWh < ASS_1 Total = 400 MWh GSF = 360 / 400 = 0.9 ASS_2G1 = 90 MWh ASS_2G2 = 90 MWh ASS_2G3 = 90 MWh ASS_2G4 = 90 MWh

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

Fluxo de Energia entre Submercados Exposição Negativa dos Geradores $10 $20 ~ G1 = 150 MWh G2 = 50 MWh G4 = 40 MWh G3 = 120 MWh D2 = 210 MWh D1 = 150 MWh Fluxo = 50 MWh S1 S2 ASS_1G1 = 100 MWh ASS_1G2 = 100 MWh ASS_1G3 = 100 MWh ASS_1G4 = 100 MWh G1 = 150 - 40 = 110 MWh G2 = 50 + 40 = 90 MWh MRE = 20 MWh G3 = 120 - 30 = 90 MWh G4 = 40 + 30 = 70 MWh Geração Total = 360 MWh < ASS_1 Total = 400 MWh GSF = 360 / 400 = 0.9 ASS_2G1 = 90 MWh ASS_2G2 = 90 MWh ASS_2G3 = 90 MWh ASS_2G4 = 90 MWh

Fluxo de Energia entre Submercados Exposição Negativa dos Geradores G1 = 150 MWh G2 = 50 MWh G3 = 120 MWh G4 = 40 MWh ~ ~ ~ ~ Fluxo = 50 MWh S1 $10 $20 S2 D1 = 150 MWh D2 = 210 MWh G1 = 150 - 40 = 110 MWh G2 = 50 + 40 = 90 MWh G3 = 120 - 30 = 90 MWh G4 = 40 + 30 = 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 = - 200 $ SURPLUS = 5700 $ - 5200 $ = 500 $ OU SURPLUS = 50 MWh x (20-10) $ = 500 $ FUNDO = SURPLUS + EXP. POSITIVA - EXP. NEGATIVA FUNDO = 500 $ + 0$ - 200 $ = 300 $ RECEITA TOTAL DOS GERADORES $RECEITA TOTAL = 1800 $ + 3400 $ = 5200 $ PAGAMENTO TOTAL DAS CARGAS $PAGAMENTO TOTAL = 1500 $ + 4200 $ = 5700 $