Precificação de energia elétrica no mercado spot de energia com a implementação do Preço de Liquidação das Diferenças horário

Trabalho de Conclusão de Curso (graduação)—Universidade de Brasília, Faculdade UnB Gama, Curso de Engenharia de Energia, 2021.O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é utilizado para valorar as eventuais expo- sições dos volumes de energia que são liquidados no mercado de curto prazo (mercado spot). Até o ano de 2020 o valor de PLD por submercado era calculado para cada se- mana/patamar usando os modelos de médio e curto prazo NEWAVE e DECOMP, respec- tivamente, porém, para o ano de 2021 o PLD será calculado em base horária, utilizando o modelo de curtíssimo prazo DESSEM. A adoção do preço horário nasceu a partir da necessidade de valorar a energia de forma mais fidedigna à operação real do Sistema In- terligado Nacional (SIN), representando de forma mais autêntica a produção de energia elétrica proveniente de fontes renováveis intermitentes, bem como as oscilações da carga. O presente trabalho tem como objetivos apresentar os métodos de otimização utilizados na precificação de energia, explicar o funcionamento do sistema elétrico brasileiro, analisar a metodologia dos modelos de precificação, suas principais variáveis e o que os diferem. Foi feita uma análise comparada dos valores publicados de PLD semanal e PLD horário sombra com o intuito de investigar suas maiores diferenças, tanto de valores quando de comportamento, e explicar essas diferenças a partir das variáveis de entrada dos modelos, e também a partir dos dados de balanço energético horário. Verificou-se que as represen- tações horárias no modelo DESSEM da geração de usinas não simuladas individualmente, principalmente da eólica, da carga, das restrições termoelétricas e de reserva de potência operativa são fatores que impactam significativamente a variação e volatilidade do preço horário em relação ao semanal. Usando os DECKs oficiais do DECOMP e do DESSEM e o software DECODESS, foi possível observar que a inclusão da carga e da previsão horária de geração de usinas não simuladas individualmente afetou de maneira significativa os valores finais de preço horário, a carga com uma tendência de diminuição do preço e a geração de UNSI com tendência de aumento no preço. Constatou-se também que a con- sideração de reserva de potência operativa aumentou o preço em pequenas proporções e que não foi possível encontrar uma correlação entre a consideração de restrições térmicas e alterações significativas no preço.The PLD is used to assess any exposures to energy volumes that are settled in the short- term market (spot market). Until the year 2020 the PLD value per submarket is calculated for each week / level using the medium and short term models NEWAVE and DECOMP, respectively, however, for the year 2021 the PLD will be calculated on an hourly basis, using the very short term model DESSEM. The adoption of the hourly price was born from the need to value energy more reliably to the real operation of the National Intercon- nected System (SIN), representing in a more authentic way the production of electricity from intermittent renewable sources as well as the oscillations of the load. The present work aims to introduce the optimization methods used in energy pricing, explain the op- eration of the Brazilian electrical system and describe the methodology of pricing models, their main variables and what differentiates them from each other. A comparative analy- sis of the published values of weekly PLD and shadow hourly PLD was made in order to investigate their greatest differences, both in values and in behavior, and to explain these differences from the input variables of the models, and also from the data hourly energy balance. It was found that the hourly representations in the DESSEM model of generation of power plants not simulated individually, mainly wind power plant, load, thermoelectric restrictions and operating power reserve are factors that significantly impact the variation and volatility of the hourly price compared to the weekly price. Using the official DE- COMP and DESSEM DECKs and the DECODESS software, it was possible to observe that the inclusion of the load and the hourly generation forecast of plants not simulated individually significantly affected the final hourly price values, the load with a trend of price decrease and the generation of UNSI with a tendency to increase in price. It was also found that the consideration of operative power reserve increased the price in small proportions and that it was not possible to find a correlation between the consideration of thermal restrictions and significant changes in the price