Valorização de Serviços Ancilares de Reserva em Geradores Hidrelétricos

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1 UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica Valorização de Serviços Ancilares de Reserva em Geradores Hidrelétricos JUAN CARLOS GALVIS MANSO Ilha Solteira - SP Abril

2 UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA JÚLIO DE MESQUITA FILHO - UNESP FACULDADE DE ENGENHARIA DE ILHA SOLTEIRA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA Valorização de Serviços Ancilares de Reserva em Geradores Hidrelétricos Candidato: Orientador: Coorientador: Juan Carlos Galvis Manso Antonio Padilha Feltrin José María Yusta Loyo Tese apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA JÚLIO DE MESQUITA FILHO - UNESP, CAMPUS DE ILHA SOLTEIRA, para obtenção do Título de Doutor em Engenharia Elétrica. Abril de 2010

3 Dedico esta tese à minha família, especialmente à minha mãe Ana.

4 Agradecimentos Ao professor Antônio Padilha, pela sua orientação, paciência e dedicação na elaboração deste trabalho, assim como pelo apoio ao longo destes anos. Ao professor José Maria Yusta, da Universidade de Zaragoza, pela ideias e constantes discussões que viabilizaram a elaboração desta pesquisa, e pela ajuda incondicional, tanto no nível profissional quanto no pessoal, durante meu estágio na Espanha. Aos professores do curso de Pós-graduação em Engenharia Elétrica da UNESP, pelos conhecimentos compartilhados e pela cooperação e boa energia que sempre me transmitiram. Ao grupo de professores e companheiros da Universidade de Zaragoza, por me ensinar um pouco de sua cultura, pela compreensão e pela companhia oferecida. Aos companheiros do LAPSEE, incluindo aqueles que já se encontram trabalhando em outros lugares, por todos os momentos vividos, por todas as correções de português, pelo bom clima de trabalho e pela hospitalidade oferecida durantes todos estes anos. Aos meus amigos, que tornaram mais fácil meu estágio aqui no Brasil, que me ensinaram o valor de uma amizade e sem os quais a elaboração deste trabalho ter-se-ia tornado mais difícil. A todos os funcionários da UNESP, pela colaboração e presteza. À CAPES, à FEPISA e à CESP, pelo apoio e disposição de recursos para o desenvolvimento desta pesquisa.

5 Resumo Esta tese visa ao estudo de valorização de serviços ancilares de reserva operativa fornecidos pelos geradores hidrelétricos. O objetivo principal do trabalho é realizar e desenvolver propostas que indiquem os custos reais desses serviços. Na valorização desses custos se busca tanto motivar as empresas geradoras para que assumam a responsabilidade pela prestação de tais serviços, assim como garantir uma remuneração apropriada. Essa valorização é realizada em função do uso e da disponibilidade, sob uma operação segura e econômica do sistema. Para alcançar o objetivo proposto, inicialmente se realiza uma revisão das características técnicas e dos métodos de valorização dos serviços de reserva em diferentes sistemas no mundo. Posteriormente, ilustram-se as características do setor elétrico brasileiro, com a finalidade de contextualizar a valorização no marco de regulação, comercialização e operação correspondentes. Seguidamente, apresentam-se duas propostas de valorização. A primeira considera o ponto de vista de um agente gerador, cujo objetivo é estabelecer o valor do serviço a partir dos custos incorridos no fornecimento. Esses custos incluem, principalmente, os custos pela disponibilidade e pelo uso do serviço. Dentro desses componentes de custo, destaca-se o custo por perdas de eficiência, o qual é calculado utilizando um algoritmo despacho ótimo de unidades. Essa abordagem é aplicada no cálculo do custo da reserva na usina hidrelétrica de Ilha Solteira. Nesse cálculo são utilizados dados da Companhia Energética de São Paulo - CESP. A segunda proposta considera o ponto de vista do operador de rede, em um ambiente de mercado, no qual os agentes participantes podem ofertar pela disponibilidade da reserva. Para a atribuição dessa reserva utiliza-se um despacho ótimo hidrelétrico, que inclui restrições elétricas e hidráulicas. O método é testado em dois sistemas: o primeiro representa um sistema didático, com três barras e três geradores e é utilizado com fins ilustrativos; e o segundo corresponde ao sistema sudeste brasileiro, que se utiliza para simular a interação das usinas hidrelétricas da região sob um esquema de mercado. Finalmente, são apresentadas as conclusões desta pesquisa, sugerindo também, algumas ideias para possíveis trabalhos futuros.

6 Abstract This work presents an operative reserve ancillary services pricing research, provided by hydroelectric generators. The development of pricing methodologies, that show real operating reserve delivery costs, is the main target of this project. Ancillary services pricing procures incentives to motivate agents to take responsibilities in the service supply and ensuring an appropriated remuneration. This pricing is based on the use and availability costs; under an economic and reliable system operation. In order to do that, firstly an overview of technical characteristics and pricing methods of the ancillary services around the world is presented. Then, in order to fit this pricing methodology to the corresponding regulation, commercialization and operation rules, an introduction of the Brazilian electrical sector is realized. Next, two reserve ancillary services pricing methods are presented. The first one considers a hydraulic generator point of view. In this case, the aim is to set up the real value of the services by mean of a generator costs analysis. These costs include, basically, availability and use costs. Inside these cost components, efficiency costs are highlighted, and a single generator unit commitment dispatch is used to calculate them. This proposal is applied to calculate the ancillary service reserve costs in the Ilha Solteira hydroelectric generator, using data from the Companhia Energética of São Paulo (CESP). The second pricing method considers the operator system point of view, under a market environment. In these circumstances, agents are free to set up a price offer for the availability reserve service. To attribute the reserve, an optimal hydroelectric dispatch is used, considering electrical and hydraulic constraints. This methodology is tested in two systems. The first one represents a didactic three bus - three generator system, for illustrative purposes. The second one represents the South-East Brazilian system that is used to simulate the market operation considering the interaction among Brazilian agents. Finally, the conclusions of the project and some suggestions for future works are exposed.

7 Sumário Lista de Figuras Lista de Tabelas 1 INTRODUÇÃO p Estruturas do mercado elétrico p Justificativa p Objetivo p Contribuições deste trabalho p Estrutura da tese p SERVIÇOS ANCILARES p Definição p Classificação p Características técnicas da reserva p Procura dos serviços ancilares de reserva p Controle de frequência p Características econômicas da reserva p Métodos de busca p Métodos de remuneração p Estrutura da remuneração p Comparação quantitativa dos serviços ancilares de reserva p Discussão p. 48

8 2.4.1 Controle Primário p Controle Secundário p Controle terciário p Conclusões parciais p MÉTODOS DE OTIMIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE RESERVA p Modelo sequencial p Modelo de cootimização p Conclusões parciais p O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO p Estrutura do mercado de energia p Planejamento e operação p Serviços Ancilares no Sistema Brasileiro p Algumas propostas realizadas no contexto Brasileiro p Conclusões parciais p PROPOSTA DE VALORIZAÇÃO BASEADA EM CUSTOS: VISÃO DO GERADOR p Componentes de custo dos serviços de reserva p Custos fixos p Custos de disponibilidade p Custo de uso p Despacho ótimo de geração hidrelétrico p Modelagem do problema p Testes e resultados na usina de Ilha Solteira p Resultados para o custo por perdas de eficiência p Resultados para o custo de oportunidade p. 99

9 5.3.3 Resultados para o custo de uso p Resumo dos componentes de custo calculados p Conclusões parciais p PROPOSTA DE VALORIZAÇÃO BASEADA EM MERCADO: VISÃO DO OPERADOR DO SISTEMA p Introdução p Considerações preliminares p Proposta de mercado p Modelo de despacho hidrelétrico p Sequência do despacho p Definição do esquema de mercado p Tipo de oferta p Modelagem matemática p Restrições hidráulicas p Restrições elétricas p Modelo de despacho global p Testes em um sistema com 3 geradores p Testes no sistema sudeste brasileiro p Conclusões parciais p CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS p. 135 Referências Bibliográficas p. 138 Apêndice A -- MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA p. 147 Apêndice B -- DADOS DOS TESTES REALIZADOS p. 152 B.1 Dados da usina hidrelétrica de Ilha Solteira p. 152

10 B.2 Dados da CCEE p. 158 B.3 Dados do subsistema sudeste brasileiro p. 161 B.3.1 Rede elétrica p. 162 B.3.2 Rede hidráulica p. 166

11 Lista de Figuras 1.1 Diferentes estruturas verticais p Esquema de mercado desverticalizado p Estrutura com consumidores livres p Estruturas depois do processo de liberalização p Tipos de reserva do sistema da Grã-Bretanha p Característica de regulação de velocidade p Índice de volume de reserva para regulação primária p Índice de volume de reserva de regulação secundária p Índice de volume de reserva de regulação terciária p Índice de custos dos serviços ancilares de reserva p Curva de resposta em frequência p Mercado sequencial de reservas da Califórnia p Formação de preços por substituição do serviço p Opções de desenho de leilões simultâneos p Tecnologias de geração no Brasil (Fonte: ONS) p Balanço energético do SIN no ano 2007 (Fonte: ONS) p Instituições do setor elétrico brasileiro (Fonte: CCEE) p Mercado de curto prazo (Fonte CCEE) p Processo de comercialização p Modelos computacionais para o planejamento e operação do SIN p Relação entre diversos componentes de custos p Exemplo do despacho de unidades p. 83

12 5.3 Faixa de valores do custo por perdas de eficiência p Componentes da energia faturada p Ajuste polinomial da função de produção p Subgrupos de geradores dentro da usina p Custo diário de perdas de eficiência p Tempo de cálculo acumulado p Custo diário de oportunidade p Custo de uso da reserva de regulação para cima p Custo de uso da reserva de regulação para baixo p Componentes de custos em R$ p Cadeia de programação do despacho de geração p Sequência do despacho proposto p Configuração hidráulica do sistema p Configuração elétrica do sistema p Patamares de carga do dia 14/11/ p. 126 A.1 MRE com SEC > p. 148 A.2 MRE com SEC = p. 148 B.1 Curva colina dos grupos G1 a G p. 152 B.2 Curva colina dos grupos G5 a G p. 153 B.3 Função de produção dos grupos G1 a G p. 153 B.4 Função de produção dos grupos G5 a G p. 154 B.5 Rede reduzida do sistema sudeste brasileiro p. 162

13 Lista de Tabelas 1.1 Estruturas antes do processo de liberalização p Comparação da FERC e o ORNL p Reguladores e OIS s em diferentes sistemas de potência p Reservas de controle de frequência em diferentes sistemas de potência..... p Controle primário de frequência em diferentes sistemas de potência p Controle secundário de frequência em diferentes sistemas de potência..... p Controle terciário de frequência em diferentes sistemas de potência p Métodos de procura dos serviços ancilares de reserva p Métodos de busca em diferentes sistemas de potência p Métodos de remuneração em diferentes sistemas de potência p Estruturas da remuneração em diferentes sistemas de potência p Agentes geradores que participam no Mercado de Energia p Arranjos comerciais dos serviços ancilares p Atividades de manutenção devido ao fornecimento de reserva p Geradores pertencentes a cada subgrupo p Características dos subgrupos de geradores p Comparativa do custo anual acumulado da reserva p Dados dos geradores p Dados dos reservatórios p Afluências, preços e demandas de energia e de reserva p Dados das linhas p Alocação da reserva em cada cenário [MW] p. 124

14 6.6 Número de unidades em operação em cada cenário p Valores do despacho programado p Fluxos e ângulos do sistema p Resumo das usinas mais restritas do sistema no dia 14/11/ p Despacho de reserva para cima em MW p Despacho da reserva para baixo em MW p Despacho de reserva para cima no patamar de carga máxima sob distintos cenários [MW] p Despacho de reserva para cima no patamar de carga máxima sob distintos cenários [MW] p Despacho de reserva para cima no patamar de carga máxima sob distintos cenários [MW] p. 133 B.1 Geração verificada em MW e fator de produção do dia 28/01/ p. 154 B.1 Geração verificada em MW e fator de produção do dia 28/01/ p. 155 B.2 Geração verificada em MW e fator de produção do dia 31/05/ p. 155 B.2 Geração verificada em MW e fator de produção do dia 31/05/ p. 156 B.3 Geração verificada em MW e fator de produção do dia 13/11/ p. 157 B.3 Geração verificada em MW e fator de produção do dia 13/11/ p. 158 B.4 Geração programada e verificada total do dia 28/01/ p. 158 B.5 Geração programada e verificada total do dia 31/05/ p. 159 B.6 Geração programada e verificada total do dia 13/11/ p. 159 B.7 Patamares de carga dos dias 2 e 3 de maio p. 160 B.8 PLD semanal por patamar de carga do sistema sudeste p. 160 B.8 PLD semanal por patamar de carga do sistema sudeste p. 161 B.9 Recebimento/Pagamento da CESP em p. 162 B.10 Dados da rede elétrica do sistema sudeste p. 163 B.10 Dados da rede elétrica do sistema sudeste p. 164

15 B.11 Condições de carregamento em MW do dia 14/11/ p. 165 B.11 Condições de carregamento em MW do dia 14/11/ p. 166 B.12 Usinas hidrelétricas do sudeste p. 167 B.12 Usinas hidrelétricas do sudeste p. 168 B.13 Características técnicas das usinas p. 168 B.13 Características técnicas das usinas p. 169 B.14 Condições operativas das usinas p. 170 B.14 Condições operativas das usinas p. 171 B.15 Cenário de ofertas aleatório em [R$/MWh] p. 171 B.15 Cenário de ofertas aleatório em [R$/MWh] p. 172

16 Lista de Abreviaturas ACE ACL ACR AER AGC ANEEL ASMP CAG CAISO CAMMESA CCEE CCP CESP CMSE CNPE CPSA CRE CREG ECE ECS ELia ENRE EnBW E-ON EPE EPRI ESS FACT FCDM FERC FNM IEA IFM ISO Area control error Ambiente de Contratação Livre Ambiente de Contratação Regulado Australian Energy Regulator Automatic Generation Control Agência Nacional de Energia Elétrica Ancillary Service Market Price Controle automático de geração Califórnia ISO Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Câmara de Comercialização de Energia Elétrica Common Clearing Price Companhia energética de São Paulo Comité de Monitoramento do Setor Elétrico Conselho Nacional de Pesquisa Energética Contrato de Prestação de Serviços Ancilares Commission de Régulation de L énergie Comissão de Regulação de Energia e Gas Esquemas de controle de emergência Esquemas de Controle de Segurança Belgium s transmission system operator Ente Nacional Regulador de la Electricidad Energie Baden-Württemberg The Integrated Power and Gas Company Empresa de Pesquisa Energética Electric Power Research Institute Encargos de Serviços do Sistema Flexible AC Transmission System Frequency Control Demand Management Federal Energy Regulatory Comission Full Network Model International Energy Agency Integrated Forward Market Independent System Operator

17 LMP MCP MME MRE MRTU NEMMCO NERC NGET NORDEL Ofgem OIS O&M OMEL ONS ORNL PBP PDP PJM PLD PMO POD REE RPM RTE SEP RWE SIN STEM STOR SVK TenneT Transpower TSA UCTE UE Locational Marginal Pricing Market Clearing Price Ministério de minas e energia Mecanismo de Realocação de Energia Market Redesign and Technology Upgrade National Electricity Market Management Company Limited National Electric Reliability Council National Grid Electric Transmision Organisation for the Nordic Transmission System Operators Office of the Gas and Electricity Markets Operador Independente do Sistema Operação e Manutenção Companhia operadora do mercado espanhol de eletricidade S.A. Operador Nacional do Sistema Oak Ridge National Laboratory Pay as Bid Price Programa Diário de Produção Pennsylvania, New Jersey e Maryland System Operator Preço de Liquidação das Diferenças Plano Mensal de Operação Point of Delivery Red Eléctrica de España Regulation Power Market Réseau de transport d électricité Sistemas Especiais de Proteção Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk Sistema Interconectado Nacional Swedish Energy Agency Short term operating reserve Svenska Kraftnät Grid administrator of the dutch electricity network New Zealand System Operator Tarifa de Serviços Ancilares Union for the Coordination of Transmition of Electricity União Europeia

18 1 INTRODUÇÃO 1.1 Estruturas do mercado elétrico Em seus primeiros passos, o setor elétrico foi considerado como monopólio natural, quer fosse de caráter público ou privado. O sistema funcionava sob uma estrutura vertical, que se podia apresentar de diversas maneiras conforme é ilustrado na figura 1.1 (FERNÁNDEZ, 2002). Na figura 1.1, uma estrutura totalmente vertical e horizontal é aquela na qual o sistema elétrico e todas as suas atividades relacionadas formam parte de uma única empresa. Na estrutura vertical, podem existir diferentes empresas, mas todas elas realizam as atividades de geração, de transmissão e de distribuição de maneira integrada, cada uma encarregada de uma parte do sistema elétrico. Numa integração vertical parcial, existem empresas distribuidoras independentes, mas, os setores de transmissão e de geração continuam sendo operados de forma integrada por diferentes empresas. Devido a fatores econômicos e políticos, em muitos sistemas foram realizadas reformas com o fim de introduzir concorrência no setor e tornar a operação mais eficiente. Dessa maneira, o esquema vertical foi mudado por uma estrutura desverticalizada, na qual, as atividades do sistema elétrico são realizadas por diferentes agentes que interagem formando um esquema de mercado. Para que exista uma verdadeira concorrência, o número de agentes que participam no mercado deve ser o máximo possível. Essa situação nem sempre é cumprida, formando-se oligopólios e obrigando a uma intervenção por parte da entidade reguladora (geralmente o governo). A figura 1.2 mostra a estrutura de um mercado desverticalizado. Nesse esquema, existe um conjunto de geradores e de distribuidores independentes, que participam em um mercado organizado. Os consumidores não têm liberdade de escolha e compram a energia da empresa distribuidora correspondente. Esses consumidores são chamados de cativos. Quando todos ou parte dos consumidores são liberados, eles têm a oportunidade de comprar a energia no mercado, ou diretamente de algum gerador, ou de algum comercializador. A figura

19 1.1 Estruturas do mercado elétrico 18 G T D G T D G T D G T D G T D CF CF CF CF CF Integração vertical e horizontal total Integração vertical Integração vertical parcial G: Geração; T: Transmissão; D: Distribuição; CF: Consumidor final. Figura 1.1: Diferentes estruturas verticais. Gerador independente Gerador independente Gerador independente Mercado organizado Distribuidor Distribuidor Distribuidor CF CF CF Figura 1.2: Esquema de mercado desverticalizado. 1.3 mostra o esquema descrito. Os comercializadores podem ser as mesmas empresas distribuidoras ou empresas dedicadas única e exclusivamente à compra e venda de energia, mas que não possuem propriedade sobre as redes de distribuição. Neste contexto, uma empresa distribuidora pode ser comercializadora, enquanto uma empresa comercializadora não pode ser distribuidora. A tabela 1.1 e a figura 1.4 mostram as estruturas de diferentes sistemas elétricos antes e depois do processo de liberalização com referência ao ano Na tabela 1.1, pode-se observar que a maioria dos sistemas, antes do processo de desverticalização, eram de propriedade pública. Com referência à figura 1.4, um modelo de monopsônio é aquele no qual existe um comprador único e um conjunto de geradores ofertando sua energia. Pode ser interpretado como uma transição entre o modelo monopólico e um modelo de mercado competitivo 1. 1 A estrutura de monopsônio é comum no mercado de serviços ancilares, já que, geralmente, os geradores

20 1.1 Estruturas do mercado elétrico 19 Gerador independente Gerador independente Gerador independente Mercado organizado Comercializadores CF CF CF Figura 1.3: Estrutura com consumidores livres. Tabela 1.1: Estruturas antes do processo de liberalização. Estrutura Monopólio com integração vertical e horizontal total Monopólio com integração vertical Argentina, França, Nova Chile, Inglaterra e Pública Zelândia, Malásia, Itália Gales, Austrália, Propriedade Noruega Pública e privada - Espanha Privada - EEUU*, Japão *Majoritariamente privada, com escassa concentração horizontal e com integração vertical parcial. Liberdade de eleição para todos os consumidores Concorrência majoritária e minoritária Monopsônio Monopólio China, Indonésia, México, Rússia, Coréia Brunei, Vietnam, Papua Nova Guiné Administração do estado Tailândia, Malásia Nova Zelândia, Austrália (exceto Vic. e SA), NordPool França Filipinas, Itália, Portugal Austrália (Vic e SA), Espanha (2003), Alemanha, Inglaterra e Gales, Argentina Singapura, Estados Unidos, Chile, Peru Japão, Hong Kong Empresa publica Empresa públ./priv. Propriedade priv. Figura 1.4: Estruturas depois do processo de liberalização.

21 1.2 Justificativa 20 Até 1995, o Brasil estava constituído por uma estrutura de monopólio vertical de propriedade pública. Diversos fatores levaram à desverticalização até constituir uma estrutura de mercado (JARDINI et al., 2002). O mercado de energia tem características que o fazem diferente de outros tipos de mercado de serviços ou produtos. Algumas dessas características são: atualmente não é possível o armazenamento de energia elétrica em grandes quantidades; a energia é consumida a cada instante, e o transporte até os centros de consumo deve cumprir certas restrições técnicas; existe um forte componente inelástico na demanda, por ser este um serviço essencial; na maioria dos casos, o número de agentes que compõe o mercado é relativamente pequeno, prevalecendo o poder de mercado que exercem algumas empresas. Esses fatores, junto com as caraterísticas topológicas da rede, os critérios de investimento e desenvolvimento, e os ideais políticos, fizeram com que os mercados elétricos tivessem uma evolução diferente em cada sistema, dando lugar a mercados com um grau de descentralização, nível de concorrência e regras de comercialização diferentes (BARROSO et al., 2005), (STOFT, 2002). Os aspectos anteriores geram uma série de novos desafios para os engenheiros, os quais devem resolver diversos problemas tais como a alocação de perdas, os encargos por uso da rede, a valorização de serviços ancilares, etc., sob critérios técnicos e econômicos controlados por uma regulação, a qual segue as diretrizes de desenvolvimento do país. 1.2 Justificativa Os principais serviços ancilares estão constituídos por reservas de potência ativa e reativa e brindam ao sistema recursos suficientes para operar mesmo em condições anormais de operação. Porém, o mercado de energia não pode operar sem o apoio desses serviços. A valorização dos serviços ancilares procura uma remuneração justa para os agentes que fornecem determinado serviço, além de uma administração eficiente dos recursos disponíveis. Se os serviços ancilares não são diferenciados da venda de energia, os fornecedores terão de incluir o custo desses serviços de forma indireta nos custos de produção. Isso leva a uma fornecem a maior parte desses serviços, sendo o operador da rede o maior comprador e administrador dos mesmos.

22 1.3 Objetivo 21 valorização arbitrária, pois não há uma administração eficiente dos recursos necessários para garantir o transporte da energia. No problema de valorização desses serviços surgem algumas questões, como por exemplo: qual é a forma de gerenciá-los técnica e economicamente? Como valorizá-los e quantificá-los? Quem deve pagar esses serviços? Dessa forma, pode-se notar que a valorização dos serviços ancilares se relaciona com a confiabilidade do sistema, com a competitividade do mercado e com a estrutura tarifária da indústria elétrica. Do anterior, conclui-se que, para resolver essas questões, os serviços ancilares precisam de um estudo técnico - econômico, e da definição, de um marco de regulação. Esses estudos já têm sido feitos em outros lugares. No caso do Brasil, pode-se considerar que ainda está na etapa de construção. 1.3 Objetivo O objetivo deste trabalho é propor e desenvolver métodos de valorização para os serviços ancilares associados à reserva operativa fornecida pelos geradores hidrelétricos. Para realizar isso, será elaborada uma pesquisa do estado da arte a respeito da remuneração dos serviços ancilares em diferentes sistemas de energia elétrica do mundo, considerando os países/regiões da América Latina, da América do Norte e da Europa. Devido ao nível de produção hidrelétrica do sistema brasileiro, este estudo será concentrado, principalmente, nos serviços ancilares de controle de frequência e de reservas associadas, prestados pelas usinas hidrelétricas do Sistema Interconectado Nacional - SIN. As metodologias de valorização propostas estarão enfocadas sobre o ressarcimento dos componentes de custos incorridos e levarão em consideração o uso de modelos de otimização para o despacho de energia, sob a hipótese de uma operação eficiente dos recursos disponíveis. 1.4 Contribuições deste trabalho Este trabalho contribui nos seguintes aspectos: Compilar, revisar e discutir as práticas de valorização de serviços ancilares utilizadas em outros sistemas no mundo, considerando aspectos técnicos e econômicos; Analisar as características do setor elétrico brasileiro, visando realizar propostas de valorização acorde às necessidades e ao marco de regulação atual. Neste contexto, foram

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