UFSC/EEL/Labplan Estrutura de Mercado Pool Geradores Demandas DESPACHO OIS Ofertam Preços e...

UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan

Estrutura de Mercado Pool

Geradores Demandas

DESPACHO

OIS

Ofertam Preços edeclaram

disponibilidades

Objetivo: Minimizar ocusto operativo do

sistema


Estrutura de Mercado Bilateral

Geradores Demandas

DESPACHO

OIS

Transações BilateraisBalanço Geração-Carga

Objetivo: Minimizaros desvios das

transações


Estruturas de Mercado Pool

Fixação do Preço da Energia

Preço Uniforme

Não Discriminatório

Preços Nodais

Discriminatório


Preço Uniforme

S

D

PMS

$/MWh

MWh


Excedentes (“Surplus”) do Consumidor e Produtor

A eficiência do mercado pode ser medida pela maximização do excedente


Custo Marginal de Sistemas Termelétricos

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000 24000

Capacidade ( MW )

Cus

to In

crem

enta

l (

us$/

MW

h)


Pilha Termelétrica –Maio/2003

Pilha Térmica

5

25

45

65

85

105

125

145

165

185A

ngra

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Gás

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Gás

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(G

ás)

... (

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


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 MW

__D3 = 12 MW

Barra 1

Barra 3

Barra 2

Capacidadede Geração


Exemplo - sem restrições de transmissão

SoluçãoG1 = 10G2 = 2G3 = 0

Custo de OperaçãoG1 = 10*8 = 80G2 = 2*12 = 24G3 = 0*15 = 0Total $ = 104Custo Médio = 8,67

Custo para o MercadoG1 = 10*12 = 120G2 = 2*12 = 24G3 = 0*12 = 0Total $ = 144Custo Médio = 12

MW

__G1 = 10 MW$G1 = 8

__G2 = 5 MW$G2 = 12

__G3 = 20 MW$G3 = 15

MW 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

Exemplo - sem 2a lei de Kirchoff

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

Capacidadede Geração

Capacidade de Transmissão

Com restrições de transmissão


Exemplo - sem 2a lei de Kirchoff

SoluçãoG1 = 8G2 = 0G3 = 4

Preço Nodal na barra 1 = 8Preço Nodal na barra 2 = 8Preço Nodal na barra 3 = 15

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

Custo de OperaçãoG1 = 8*8 = 64G2 = 0*12 = 0G3 = 4*15 = 60Total $ = 124

Custo para o mercado12x 15 = 180

Receita dos GeradoresG1 = 8x 8 = 64G2 = 0x 8 = 0G3 = 4x 15 = 60Total = $124


Formação do Preço em Sistemas Hidrotérmicos

A água armazenada nos reservatórios destina-se à produção futura de energiasubstitui os custos de combustível das termelétricas

Afluências futuras dependem das chuvas futurasnão podem ser previstas precisamentevariação 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 decisãoo 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

0v

FCF

v

FCI

v

CT

$

1000 Volume ao final do estágio %


SIN

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

MW

méd

ios

Geração Hidrelétrica Geração Termelétrica Mercado Eass Hidro

Evolução do mix de Geração e Preços


Congestionamento e Submercados


Custo de Congestionamento

4

3

2

7

6

5

0

1

0 4 6 8 10 12 14 162 18 2022 Custos de Produção

DESPACHO IDEAL

4

3

2

7

6

5

0

1

0 4 6 8 10 12 14 162 18

DESPACHO REAL

}GERAÇÃO DEVIDO AOCONGESTIONAMENTO


Congestionamento Interno ao Submercado

150MW

Fluxo 110MW G340MW

G20MW

G1120MW

Despacho irrestrito

150MW

Fluxo 30MW

Despacho restrito

Custo marginal do sistema 20$/MWh

G1: 120MWh*20$/MWh = $2400G2: 0MWh*20$/MWh = $ 0G3: 40MWh*20$/MWh = $ 800L1 : 10 MWh*20$/MWh = $ 200L2 : 150 MWh*20$/MWh = $3000

RECONCILIAÇÃO RG = GxPMAE +(Gex-ante - G)x(PMAE-CO)

G1: 40*20 +(120-40)(20-10) = $ 1600G2: 70*20 + (0-70)(20-35) = $ 2450G3: 50*20 + (40-50)(20-20)= $1000L : 160x20 + 800 + 1050 + 0 = $ 5050

Encargo de Serviço do Sistema :$1850

10MW

10MW

G140MW

G350MW

G1 :10$/MWh-120MWG2 :35$/MWh- 100MWG3 :20$/MWh- 50MW

G270MW


Congestionamento entre Submercados

150MW

Fluxo 110MW

G340MW

G20MW

G1120MW

Despacho irrestrito

150MW

Fluxo 30MW

Zona 1

Zona 2

Despacho restrito

Custo marginal do sistema 20$/MWh

G1: 120MWh*20$/MWh = $2400G2: 0MWh*20$/MWh = $ 0G3: 40MWh*20$/MWh = $ 800L1 : 10 MWh*20$/MWh = $ 200L2 : 150 MWh*20$/MWh = $3000

CM1= $10$/MWhCM2= $35$/MWh

G1: 40MWh*10$/MWh = $ 400G2: 70MWh*35$/MWh = $2450G3: 50MWh*35$/MWh = $1750L1 =10MWh*10$/MWh = $ 100 L2 =150MWh*35$/MWh = $5250

Excedente = 30(35-10) = $ 750

10MW

10MW

G140MW

G350MW

G1 :10$/MWh-120MWG2 :35$/MWh- 100MWG3 :20$/MWh- 50MW

G270MW


Diferença de Preços Sudeste – Sul

Permanência do Preço (% do tempo) Ano

SE > S SE < S SE = S

2003 14,08 15,42 70,50

2004 16,09 13,12 70,79

2005 16,95 16,29 66,76

2006 21,10 16,31 62,59


POR QUE SUBMERCADOS?

No curto prazoOs 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)


G1 D1 G2 D2

LT

P1

P2

DESCRIÇÃO DO PROBLEMA


G1 D1 G2 D2

LT

E

P1

P2



G1 D1 G2 D2

LT

E

2211

2211

PEGPD

PDPD

2211

2211

PGPED

PGPG

22211 PEPGPD 12211 PEPGPD

P1

Pagamentos Recebimentos

P2



QUANTIFICAÇÃO DO RISCO:DIFERENÇA DE PREÇOS

Contrato 500 MW-médios a R$ 90,00/MWhJulho/2001 Preços: Sudeste = R$ 684/MWh Sul = R$ 4/MWhExposição = R$ 680/MWhA receita de contrato não cobre a a exposição!!!!

-400.0

-350.0

-300.0

-250.0

-200.0

-150.0

-100.0

-50.0

0.0

50.0

100.0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59

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 transmissãocusto é repartido por todos

Mecanismo para alívio das exposiçõescontratos de congestionamento

O gerador compra o direito de transmissãoO gerador recebe a renda do congestionamento eliminando a sua exposição


Fluxo de Energia entre SubmercadosExposição Positiva dos Geradores

$20 $30

~ ~ ~~

G1 = 120 MWh G2 = 40 MWh G4 = 50 MWhG3 = 150 MWh

D2 = 250 MWhD1 = 110 MWh

Fluxo = 50 MWh

S1 S2

ASS_1G1 = 100 MWh ASS_1G2 = 100 MWh ASS_1G3 = 100 MWh ASS_1G4 = 100 MWh

Geração Total = 360 MWh < ASS_1 Total = 400 MWh GSF = 360 / 400 = 0.9


G1 = 120 - 30 = 90 MWh

G2 = 40 + 30 = 70 MWh

G3 = 150 - 40 = 110 MWh

G4 = 50 + 40 = 90 MWh MRE = 20 MWh


Fluxo de Energia entre SubmercadosExposição Positiva dos Geradores

$20 $30

~ ~ ~~G1 = 120 MWh G2 = 40 MWh G4 = 50 MWhG3 = 150 MWh

D2 = 250 MWhD1 = 110 MWh

Fluxo = 50 MWh

S1 S2

G1 = 120 - 30 = 90 MWh

G2 = 40 + 30 = 70 MWh

G3 = 150 - 40 = 110 MWh

G4 = 50 + 40 = 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 (30 - 20) $ = 200 $

SUBMERCADO S2

RECEITA DOS GERADORES - MRE$RECEITA_S2 = 180 MWh x 30$ = 5400 $


RECEITA TOTAL DOS GERADORES$RECEITA TOTAL = 3800 $ + 5400 $ = 9200 $

PAGAMENTO TOTAL DAS CARGAS$PAGAMENTO TOTAL = 2200 $ + 7500 $ = 9700 $

SURPLUS = 9700 $ - 9200 $ = 500 $OUSURPLUS = 50 MWh x (30-20) $ = 500 $

FUNDO = SURPLUS + EXP. POSITIVA - EXP. NEGATIVAFUNDO = 500 $ + 200 $ - 0 $ = 700 $


Fluxo de Energia entre SubmercadosExposição Negativa dos Geradores

$10 $20

~ ~ ~~

G1 = 150 MWh G2 = 50 MWh G4 = 40 MWhG3 = 120 MWh

D2 = 210 MWhD1 = 150 MWh

Fluxo = 50 MWh

S1 S2


Geração Total = 360 MWh < ASS_1 Total = 400 MWh GSF = 360 / 400 = 0.9


G1 = 150 - 40 = 110 MWh

G2 = 50 + 40 = 90 MWh

G3 = 120 - 30 = 90 MWh

G4 = 40 + 30 = 70 MWh MRE = 20 MWh


Fluxo de Energia entre SubmercadosExposição Negativa dos Geradores

$10 $20

~ ~ ~~G1 = 150 MWh G2 = 50 MWh G4 = 40 MWhG3 = 120 MWh

D2 = 210 MWhD1 = 150 MWh

Fluxo = 50 MWh

S1 S2

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 $


SUBMERCADO S2

RECEITA DOS GERADORES - MRE$RECEITA_S2 = 160 MWh x 20$ + 20 MWh x 10 $ = 3400 $


EXPOSIÇÃO NEGATIVA = 20 MWh x (10-20)$/MWh = - 200 $

RECEITA TOTAL DOS GERADORES$RECEITA TOTAL = 1800 $ + 3400 $ = 5200 $

PAGAMENTO TOTAL DAS CARGAS$PAGAMENTO TOTAL = 1500 $ + 4200 $ = 5700 $

SURPLUS = 5700 $ - 5200 $ = 500 $OUSURPLUS = 50 MWh x (20-10) $ = 500 $

FUNDO = SURPLUS + EXP. POSITIVA - EXP. NEGATIVAFUNDO = 500 $ + 0$ - 200 $ = 300 $

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