Gabriel Clemente, PUC-Rio – MSc

A consideração dos custos de transmissão associados a cada projeto é fundamental para que as comparações econômicas dos custos totais de geração entre tecnologia sejam realizadas corretamente. Os custos de transmissão tendem a ser elevados para usinas distantes dos centros de carga; ou reduzidos para usinas próximas dos centros de carga. O custo de transmissão de cada agente é calculado a partir de uma tarifa, cujo valor depende do ponto de conexão e deveria refletir o sinal locacional da parcela da rede efetivamente utilizada. As metodologias existentes têm limitações que atenuam consideravelmente o sinal locacional, e, consequentemente, necessitam de fatores de ajuste conhecidos como “selo”, que podem ser bastante significativos quando comparados com a parcela locacional. Uma limitação importante das metodologias existentes é não considerar múltiplos cenários de despacho, sobretudo em países com forte presença de hidrelétricas, podendo influenciar bastante a alocação e criar um problema de recuperação de custos. Outro tema abordado é o cálculo da tarifa de transmissão diferenciada por patamar de carga, cujo benefício é possibilitar que os consumidores respondam ao sinal econômico da tarifa de transmissão, aumentando a eficiência econômica. Esta dissertação apresenta uma nova metodologia com base no esquema Aumann-Shapley (AS) que incorpora o tema dos múltiplos cenários de despacho e cálculo da tarifa de transmissão diferenciada por patamar de carga. Para ilustrar a aplicação da metodologia proposta foi utilizado um sistema teste de 3 barras e o sistema elétrico da Bolívia. A metodologia proposta é comparada com as seguintes metodologias: (i) Participações Médias; (ii) Metodologia Nodal ou Custo Marginal de Longo Prazo (CMLP); e (iii) AS Original. Os resultados mostraram que a utilização da metodologia proposta melhorou significativamente o sinal locacional, reduzindo a necessidade complementação com a parcela selo da tarifa de transmissão.

Ana Carolina Deveza, UFRJ – BSc

Através da eficiência energética (EE), um mesmo produto ou serviço pode ser desenvolvido empregando-se menos energia. Assim, é possível induzir o desenvolvimento econômico e o bem-estar social através do uso mais sustentável dos recursos energéticos. O presente trabalho teve como objetivo caracterizar cenários de eficiência energética elétrica no Brasil e simular os efeitos no Sistema Interligado Nacional (SIN) caso diferentes metas de aumento de EE sejam atingidas no horizonte 2030. O modelo computacional SDDP foi utilizado para simular quatro cenários distintos de expansão da oferta de geração: o referencial, sem acréscimo de eficiência e três alternativos, com aumento da energia conservada em 10%, 15% e 20%. A análise dos benefícios mostra redução da necessidade de nova oferta (entre 12 e 17 GW médios); o que que causa redução de custos de expansão (entre 24% e 38%) e operação (entre 42% e 72%); redução das tarifas para consumidores cativos (entre 16% e 25%); e redução das emissões nacionais de GEE (entre 10% e 23%, segundo a abordagem usual, e 10% e 19%, segundo a abordagem de ciclo de vida). Conclui-se que o aumento da EE no Brasil pode trazer expressivos benefícios econômicos e ambientais para o SIN e seus consumidores. Porém, para que tais benefícios se tornem reais, é necessário que o governo aprimore a implementação de seus planos e programas, articulando os diversos agentes econômicos, de modo a superar as barreiras identificadas e possivelmente alcançar metas de conservação mais ambiciosas.

João Pedro Bastos, UFRJ – BSc

Na reforma do seu setor elétrico em 2002, o Brasil introduziu um modelo setorial baseado no conceito de garantias físicas e lastros contratuais para assegurar a expansão adequada do sistema. O modelo brasileiro como foi desenhado exigia a contratação conjunta de produto lastro (um bem público associado à garantia de confiabilidade do sistema) e de produto energia (cuja contratação tipicamente tem a função de proteger os agentes da volatilidade do preço spot) – essa escolha foi feita de forma consciente, de modo a simplificar o mecanismo e atrair novos investidores. Entretanto, a forma escolhida para a comercialização dos produtos energia e lastro é raiz de algumas ineficiências no modelo brasileiro, tais como a falta de liquidez no mercado de contratos, a assimetria na participação dos mercados livre e regulado na expansão do sistema, e a alocação de riscos excessivamente rígida entre geradores e consumidores. Neste trabalho, propomos um mecanismo para a separação dos dois produtos, com o objetivo de contribuir para uma maior eficiência do mercado de energia brasileiro. A metodologia se baseia na captura do valor econômico proporcionado pelos agentes geradores ao sistema que não é remunerado adequadamente pelo mercado de energia. Ela foi posta em prática através de um estudo de caso detalhado do sistema elétrico brasileiro utilizando o software SDDP, calculando-se a quantidade de produto lastro e o seu valor econômico para geradores representativos das principais tecnologias presentes no sistema – termelétricas com diferentes custos variáveis unitários, hidrelétricas com e sem reservatório, eólica e solar. Finalmente, o trabalho conclui com análises do resultado de um leilão de lastro hipotético, avaliado tanto pelo lado da oferta quanto pelo lado da demanda.

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.