UFSC/EEL/Labplan Estrutura de Mercado Pool Geradores Demandas DESPACHO OIS Ofertam Preços e...
Transcript of 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
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Estrutura de Mercado Bilateral
Geradores Demandas
DESPACHO
OIS
Transações BilateraisBalanço Geração-Carga
Objetivo: Minimizaros desvios das
transações
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Estruturas de Mercado Pool
Fixação do Preço da Energia
Preço Uniforme
Não Discriminatório
Preços Nodais
Discriminatório
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Preço Uniforme
S
D
PMS
$/MWh
MWh
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Excedentes (“Surplus”) do Consumidor e Produtor
A eficiência do mercado pode ser medida pela maximização do excedente
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Custo Marginal de Sistemas Termelétricos
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000 24000
Capacidade ( MW )
Cus
to In
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l (
us$/
MW
h)
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Pilha Termelétrica –Maio/2003
Pilha Térmica
5
25
45
65
85
105
125
145
165
185A
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Gás
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Lago
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Gás
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Gás
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...
...
Usinas
R$/MWh
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Fixação de Preços - Conceitos
Período de Contabilização – período de tempo pré-definido para a contabilização de valores a pagar ou receber
Período de Apuração – período de tempo pré-definido durante o qual os preços são constantes
Custo Marginal de Operação – custo para suprir de forma ótima uma unidade adicional de energia utilizando os recursos existentes
Submercado é uma porção do sistema cujos limites são definidos por restrições de transmissão
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Cálculo do Custo Marginal de Operação
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Formulação do problema
Min Z = 8*G1+12*G2+15*G3
s.a: G1+G2+G3=12 Demanda G1<=10 G2<=5 G1<=20
Exemplo - sem restrições de transmissão
MW
__G1 = 10 MW$G1 = 8
__G2 = 5 MW$G2 = 12
__G3 = 20 MW$G3 = 15
MW MW
__D3 = 12 MW
Barra 1
Barra 3
Barra 2
Capacidadede Geração
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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$G3 = 15
MW MW
__D3 = 12 MW
Barra 1
Barra 3
Barra 2
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Formulação do problema
Min Z = 8*G1+12*G2+15*G3
s.a: G1+G2+G3=12 Demanda G1<=10 G2<=5 G1<=20 - 3 <= f13 <= 3 - 5 <= f23 <= 5
Exemplo - sem 2a lei de Kirchoff
MW
__G1 = 10 MW$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
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Interdependência Temporal
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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 %
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Congestionamento e Submercados
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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$/MWh- 50MW
G270MW
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
Diferença de Preços Sudeste – Sul
Permanência do Preço (% do tempo) Ano
SE > S SE < S SE = S
2003 14,08 15,42 70,50
2004 16,09 13,12 70,79
2005 16,95 16,29 66,76
2006 21,10 16,31 62,59
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
POR QUE SUBMERCADOS?
No curto prazoOs preços devem refletir a real escassez de
energia elétrica em um específico local e instante
No longo prazo Oferecer sinal locacional para os novos agentes
de geração com o objetivo de minimizar o custo total (expansão + operação)
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
G1 D1 G2 D2
LT
P1
P2
DESCRIÇÃO DO PROBLEMA
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
G1 D1 G2 D2
LT
E
P1
P2
DESCRIÇÃO DO PROBLEMA
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
G1 D1 G2 D2
LT
E
2211
2211
PEGPD
PDPD
2211
2211
PGPED
PGPG
22211 PEPGPD 12211 PEPGPD
P1
Pagamentos Recebimentos
P2
DESCRIÇÃO DO PROBLEMA
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
QUANTIFICAÇÃO DO RISCO:DIFERENÇA DE PREÇOS
Contrato 500 MW-médios a R$ 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
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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
ASS_2G1 = 90 MWh ASS_2G2 = 90 MWh ASS_2G3 = 90 MWh ASS_2G4 = 90 MWh
G1 = 120 - 30 = 90 MWh
G2 = 40 + 30 = 70 MWh
G3 = 150 - 40 = 110 MWh
G4 = 50 + 40 = 90 MWh MRE = 20 MWh
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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 $
PAGAMENTO DAS CARGAS$PAGAMENTO_S2 = 250 MWh x 30 $ = 7500 $
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 $
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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
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
ASS_2G1 = 90 MWh ASS_2G2 = 90 MWh ASS_2G3 = 90 MWh ASS_2G4 = 90 MWh
G1 = 150 - 40 = 110 MWh
G2 = 50 + 40 = 90 MWh
G3 = 120 - 30 = 90 MWh
G4 = 40 + 30 = 70 MWh MRE = 20 MWh
UFSC/EEL/LabplanUFSC/EEL/Labplan
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 $
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 $
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 $