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| dc.contributor.advisor | Scardua, Fernando Paiva | - |
| dc.contributor.author | Carneiro, Isabella Sene Santos | - |
| dc.identifier.citation | CARNEIRO, Isabella Sene Santos. Análise dos impactos da repactuação do risco hidrológico no mecanismo de realocação de energia pós reestruturação do setor elétrico brasileiro. 2019. 86 f., il. Trabalho de Conclusão de Curso (Bacharelado em Engenharia de Energia)—Universidade de Brasília, Brasília, 2019. | pt_BR |
| dc.description | Trabalho de Conclusão de Curso (graduação)—Universidade de Brasília, Faculdade UnB Gama, Curso de Engenharia de Energia, 2019. | pt_BR |
| dc.description.abstract | Os agentes hidrelétricos que operam no Sistema Interligado Nacional (SIN), participam
compulsoriamente do Mercado de Realocação de Energia (MRE), um sistema de compartilhamento de garantia física e geração de energia, que auxilia na manutenção do
abastecimento energético do sistema, permite o cumprimento dos contratos dos agentes
e compartilhamento do risco hidrológico. Longos períodos de baixa hidrologia, problemas
de planejamento, operacionais e políticas públicas precipitadamente adotadas imputaram
no endividamento dos agentes do setor elétrico, especialmente os agentes de geração hidrelétrica de energia, cuja dívida supera a casa dos bilhões de reais. Com isso, os geradores
buscaram se proteger judicialmente, obtendo liminares que os permitia não liquidar os
passivos decorrentes das medidas adotadas pelo governo federal. Para tentar solucionar
os problemas apresentados, o governo criou a repactuação do risco hidrológico. Através
dessa medida, os geradores poderiam transferir o risco hidrológico para os consumidores aderindo a um dos 25 produtos oferecidos, assim, os geradores estariam protegidos
de assumir todos os riscos e o consumidor, da alta de preços de energia elétrica. Este
trabalho tem por objetivo analisar os fluxos energéticos, entre energia contratada, energia entregue, energia secundária, energia armazenada e antecipação de garantia física,
com a análise do Generation Scaling Factor (GSF) entre os anos de 2005 e 2017 e a
viabilidade da adoção da Repactuação do Risco Hidrológico (RRH) para consumidores
e agentes de geração hídrica. Para tanto, foram observadas as planilhas da CCEE, que
demonstra os fluxos energéticos semanalmente em todos os submercados. O MRE será
recontabilizado, analisando a energia secundária despachada que foi repassada ao MRE,
bem como a garantia física repactuada para a RRH e os custos da repactuação. Observando o MRE mês a mês, o déficit contabilizado pela metodologia simplificada adotada
foi de R$ 110.155.210.539,77, que apresenta um erro de apenas 2,46% de erro com relação
ao valor calculado pela CCEE que foi de R$ 107.514.756.079,32. A adesão da repactuação custou no ano de 2017 R$ 6.181.039.493,50 para os consumidores e R$ 19.968.770,40
para geradores, mitigando o pagamento devido de R$ 14.416.108.205,17, o que representou
uma redução em 67% dos custos totais do MRE, entretanto os consumidores arcaram com
99,97% desses pagamentos, enquanto o pagamento de risco dos geradores é responsável
por apenas 0,03% deles, devido a possibilidade de postergação dos pagamentos. | pt_BR |
| dc.rights | Acesso Aberto | pt_BR |
| dc.subject.keyword | Hidrelétrica | pt_BR |
| dc.subject.keyword | Recursos energéticos | pt_BR |
| dc.subject.keyword | Energia elétrica - produção | pt_BR |
| dc.subject.keyword | Sistemas de energia elétrica | pt_BR |
| dc.subject.keyword | Usinas hidrelétricas | pt_BR |
| dc.subject.keyword | Energia elétrica - distribuição | pt_BR |
| dc.subject.keyword | Serviços de eletricidade | pt_BR |
| dc.title | Análise dos impactos da repactuação do risco hidrológico no mecanismo de realocação de energia pós reestruturação do setor elétrico brasileiro | pt_BR |
| dc.type | Trabalho de Conclusão de Curso - Graduação - Bacharelado | pt_BR |
| dc.date.accessioned | 2020-07-31T14:22:40Z | - |
| dc.date.available | 2020-07-31T14:22:40Z | - |
| dc.date.submitted | 2019-11-07 | - |
| dc.identifier.uri | https://bdm.unb.br/handle/10483/25298 | - |
| dc.language.iso | Português | pt_BR |
| dc.rights.license | A concessão da licença deste item refere-se ao termo de autorização impresso assinado pelo autor que autoriza a Biblioteca Digital da Produção Intelectual Discente da Universidade de Brasília (BDM) a disponibilizar o trabalho de conclusão de curso por meio do sítio bdm.unb.br, com as seguintes condições: disponível sob Licença Creative Commons 4.0 International, que permite copiar, distribuir e transmitir o trabalho, desde que seja citado o autor e licenciante. Não permite o uso para fins comerciais nem a adaptação desta. | pt_BR |
| dc.description.abstract1 | Hydroelectric agents operating in the National Interconnected System (SIN), participate
compulsorily in the Energy Relocation Market (MRE), a system for sharing physical guarantee and power generation, which assists in maintaining supply energy system, allows
the fulfillment of contracts of agents and sharing of hydrological risk. Long periods of
low hydrology, planning problems, operational and public policies hastily adopted have
imputed in the indebtedness of electrical sector agents, especially energy hydroelectric
generation agents, whose debt exceeds the home of the billions of reais. Thus, the generators sought to protect themselves judicially, obtaining injunctions that allowed them
not to settle liabilities arising from the measures adopted by the federal government. To
try to solve the problems presented, the government created the renegotiation of hydrological risk. By this measure, generators could transfer hydrological risk to consumers by
adhering to one of the 25 products offered, so generators would be protected from taking
all risks and consumers from high electricity prices. This work aims to analyze energy
flows, between contracted energy, delivered energy, secondary energy, stored energy and
physical warranty anticipation, with the analysis of the Generation Scaling Factor (GSF)
between 2005 and 2017 and the feasibility of adopting the Renegotiation of Hydrological
Risk (RRH) for consumers and water generation agents. To this end, the ccee spreadsheets
were observed, which demonstrates energy flows weekly in all submarkets. The MRE will
be recounted, analyzing the checked secondary energy that has been passed on to the
MRE, as well as the physical guarantee reagreed to rrh and the costs of renegotiation.
Observing the MRE month by month, the deficit accounted for by the simplified methodology adopted was R$ 110,155,210,539.77, which presents an error of only 2.46% error
in relation to the value calculated by the CCEE that was R$ 107,514,756,079.32. The
adherence of the renegotiation cost in 2017 R$ 6,181,039,493.50 for consumers and R$
19,968,770.40 for generators, mitigating the payment due of R$ 14,416,108,205.17, which
represented a reduction of 67% of total MRE costs, however consumers 99.97% of these
payments, while the risk payment of generators accounts for only 0.03% of them, due to
the possibility of postponement of payments. | pt_BR |
| Aparece na Coleção: | Engenharia de Energia
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