Gabriel Clemente, PUC-Rio – MSc

La consideración de los costos de transmisión asociados a cada proyecto es esencial para la correcta evaluación económica de los costos totales de generación de las tecnologías. Los costos de transmisión usualmente son mayores para las centrales que están más alejadas de los centros de carga y menores para centrales más cerca de los centros de carga. El costo de transmisión de cada agente se calcula a partir de una tarifa, cuyo valor depende del punto de conexión, y debería reflejar la señal locacional de la parte de la red que efectivamente se utiliza. Las metodologías existentes tienen limitaciones que atenúan en gran medida la señal locacional, y, consecuentemente, requieren factores de ajuste conocidos como tarifa "sello", que puede ser bastante significativa en comparación con la porción de localización. Una limitación importante de los métodos existentes es que no consideran varios escenarios de despacho, pudiendo influenciar de forma significativa la asignación y crear un problema de recuperación de costos, especialmente en países predominantemente hidroeléctricos. Otro tema abordado es el cálculo de la tarifa de transmisión variable con el bloque de demanda, cuyo beneficio es permitir que los consumidores puedan responder a la señal económica de la tarifa de transmisión, aumentando la eficiencia económica. Esta disertación presenta una nueva metodología basada en el esquema de Aumann-Shapley (AS) que incorpora la representación de múltiples escenarios de despacho y el cálculo de la tarifa de transmisión variable por bloque de carga. Para ilustrar la aplicación de la metodología propuesta se utilizó un sistema de prueba de 3 bares y el sistema eléctrico de Bolivia. La metodología propuesta se comparó con los siguientes métodos: (i) Participaciones Promedio; (ii) Metodología Nodal o Costo Marginal de Largo Plazo (CMLP); y (iii) AS original. Los resultados mostraron que el uso de la metodología propuesta mejoró significativamente la señal locacional, reduciendo la necesidad de complementación de la porción de “sello” en la tarifa de transmisión.

Documento disponible solamente en Portugués. Para más informaciones, favor contactar directamente el autor o escriba a PSR (psr@psr-inc.com).

Ana Carolina Deveza, UFRJ – BSc

A través de la eficiencia energética (EE), el mismo producto o servicio puede ser desarrollado utilizando menos energía. Así, es posible inducir el desarrollo económico y el bienestar social a través de usos más sostenibles de los recursos energéticos. Este estudio tuvo como objetivo caracterizar escenarios de eficiencia energía eléctrica en Brasil y simular los efectos en el Sistema Nacional Interconectado (SIN) si se alcanzan diferentes objetivos de aumento de EE en el horizonte 2030. Se utilizó el modelo computacional SDDP para simular cuatro diferentes escenarios de expansión de la generación: La referencia, sin mayor eficiencia, y tres alternativas, con aumento de la conservación en 10%, 15% y 20%. El análisis de resultados muestra beneficios, tales como: reducción de la necesidad de nuevos suministros (entre 12 y 17 GW medios); que causa una reducción de costos de expansión (entre 24% y 38%) y costos de operación (entre 42% y 72%); reducción de las tarifas para los consumidores cautivos (entre el 16% y el 25%); y reducción de las emisiones nacionales de GEI (entre el 10% y el 23%, según el enfoque habitual, y 10% y 19%, según el enfoque del ciclo de vida). Se puede concluir que el aumento de EE en Brasil puede traer importantes beneficios económicos y ambientales para el SIN y sus consumidores. Sin embargo, para que tales beneficios sean reales, es necesario que el gobierno mejore la ejecución de sus planes y programas, coordinando las actividades de los diversos agentes económicos, con el fin de superar las barreras identificadas y posiblemente llegar a objetivos de conservación más ambiciosos.

Documento disponible solamente en Portugués. Para más informaciones, favor contactar directamente el autor o escriba a PSR (psr@psr-inc.com).

João Pedro Bastos, UFRJ – BSc

En la reforma del sector eléctrico en 2002, Brasil presentó un modelo sectorial basado en el concepto de garantías físicas y respaldo contractual para garantizar la expansión adecuada del sistema. El modelo brasileño requiere la contratación conjunta de certificados de energía firme (un bien público asociado con la garantía de la confiabilidad del sistema) y del producto energía (cuya contratación en general tiene la función de proteger los agentes de la volatilidad de los precios spot) - esta elección ha sido hecha conscientemente, con el fin de simplificar el mecanismo y atraer a nuevos inversores. Sin embargo, la forma elegida para la comercialización de los productos energía y certificados de energía firme es la raíz de algunas ineficiencias en el modelo brasileño, como la falta de liquidez en el mercado de contratos, la asimetría en la participación de los mercados libre y regulado en la expansión del sistema y la asignación de riesgos excesivamente rígida entre generadores y consumidores. En este estudio, se propone un mecanismo para la separación de los dos productos, con el fin de contribuir a una mayor eficiencia del mercado de la energía de Brasil. La metodología se basa en capturar el valor económico proporcionado por los generadores para el sistema que no es remunerado adecuadamente por el mercado de la energía. Ella se puso en práctica a través de un estudio detallado del sistema eléctrico brasileño con el software SDDP, en el cual se calculó la cantidad de certificados de energía firme y su valor económico para los generadores representativos de las principales tecnologías del sistema – centrales termoeléctricas con diferentes costos unitarios variables, centrales hidroeléctricas con y sin embalse, eólica y solar. Por último, el documento concluye con el análisis de los resultados de una subasta de certificados de energía firme hipotética, evaluada tanto en el lado de la oferta como de la demanda.

El estudio completo está en Portugués.

Camila Metello, PUC-Rio – MSc

A penetração crescente de geração de energia renovável combinada com o desenvolvimento de baterias eficazes, capazes de estocar energia no curto prazo, demandam a representação horária (ou até sub horária) de modelos de despacho de operação. A necessidade de representar intervalos de tempo tão curtos implicaria no aumento significativo da dimensão do problema, possivelmente o tornando intratável computacionalmente. Nesta dissertação, é proposto um método capaz de levar em consideração tais pequenos intervalos de tempo, evitando o aumento considerável de esforço computacional para problemas de despacho hidrotérmico. Este método consiste em calcular a representação analítica da função custo imediato que é então aplicada no contexto de programação dinâmica dual estocástica (SDDP). A função representa os custos operativos imediatos em função da decisão ótima de geração hidrelétrica total. Como a função de custo imediato é linear por partes, ela possui estrutura muito semelhante à utilizada para aproximar a função de custo futuro (conjunto de cortes). São apresentados resultados da aplicação do método em sistemas de energia reais.

Rebeca Doctors, PUC-Rio – BSc

Apesar de quase todas as usinas sucroalcooleiras já aproveitarem a queima do bagaço de cana para a produção de energia, muitas ainda não exportam seus excedentes para o Sistema Interligado Nacional (SIN). Tendo em vista o alto potencial da bioeletricidade, capaz de responder por 24% do consumo elétrico brasileiro em 2024 (PDE 2024), esse trabalho de fim de curso busca entender quais os fatores que fazem com que cerca de 16% das usinas cogeradoras vendam energia no Ambiente de Contratação Regulado. Além do mais, é feita uma avaliação macroeconômica do efeito do congelamento do preço da gasolina sobre as usinas sucroalcooleiras e cogeradoras, que em grande parte dependem da sua receita gerada pela venda do etanol. Como principal resultado da análise microeconômica, encontra se uma correlação positiva entre a distância das usinas para subestações e a decisão das usinas comercializarem energia. Mais especificamente, uma usina tem uma probabilidade 5% menor em vender seus excedentes de energia no ambiente regulado quando se dobra a distância até a subestação mais próxima. Na análise macroeconômica foi estudado o balanço financeiro de uma usina base com quatro especificações, o que permitiu avaliar a variação do preço do etanol em quatro casos diferentes. Esse exercício foi feito com a ajuda do OptCana, módulo do OptValue desenvolvido para analisar usinas cogeradoras. Foi encontrado que a política de congelamento do preço da gasolina afetou a TIR média do acionista de uma usina sucroalcooleira em 10 p.p. para baixo, o que acabou prejudicando muitos usineiros e seus projetos de investimento tanto em etanol quanto em vendas de excedente de energia para o SIN.