Otimização da operação voltada ao negócio de usinas eólica e PCH

Abstract

Resumo: O atual modelo institucional do setor elétrico brasileiro começou a ser delineado em 1995, mas apenas em 2004 foi definida a nova base legal com uma regulação mais rígida em relação a anterior. Visando atrair o capital privado, o objetivo estava na abertura do mercado de geração incentivando as privatizações e inserindo a competição, portanto, a otimização de recursos como diferencial competitivo torna-se relevante no lucro das empresas. Um proprietário de usina hidrelétrica e/ou eólica obtém receita no mercado brasileiro através da venda de geração ou de garantia física (GF), que representa o nível máximo de comprometimento comercial. Essa venda se dá por negociação bilateral entre agentes ou de forma automática no mercado de curto prazo pela parcela de recurso não comprometida com contratos de venda. Todas as transações em termos energéticos são contabilizadas e liquidadas utilizando-se um conjunto de regras algébricas denominadas Regras de Comercialização (RC). No bojo dessa nova regulamentação criou-se o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) cujo objetivo é compartilhar o risco hidrológico entre todas as usinas participantes, distribuindo o excedente de energia daquelas que geraram além de suas garantias físicas para as demais. Neste contexto, este trabalho propõe um modelo contendo um módulo de programação matemática para maximizar a receita decorrente da produção de energia elétrica, considerando as RC de uma usina eólica e uma pequena central hidrelétrica. Os resultados são comparados com o processo convencional de otimização da geração; são mostradas as vantagens e desvantagens na participação do mecanismo de compartilhamento de risco hidrológico e é proposta uma maneira de reduzir os riscos econômico e financeiro associados a aleatoriedade dos ventos na produção de energia eólica. Palavras-chave: hidrologia; otimização; programação matemática; maximização de receita; usina eólica; usina hidrelétrica; mecanismo de realocação de energia, comercialização de energia elétrica, planejamento e operação de sistemas elétricos de potência.

Abstract: The present institutional model for the Brazilian electric sector began to take shape in 1995, but the legal foundations of this model were completely defined only in 2004. This model was developed aiming at enhancing competition among generating facilities, thus attracting the interest of private corporations to the sector. As a result, the resources optimization becomes relevant to maximize corporate profits. The hydroelectric power plant proprietor trading in the Brazilian energy market earns revenue by means of either the generated energy or the guaranteed energy capability sale. This is accomplished by bilateral negotiation between agents or automatically in the short-term spot market. All transactions are accounted for in terms of energy and validated using a set of mathematical rules called Energy Trading Rules. This regulation created the Energy Reallocation Mechanism whose which shares the hydrological risk among all participating hydropower plants. This is performed by reallocating the surplus energy generated by some of the plants, i.e., the generated energy above their guaranteed capability, to those that generated below this threshold. In this context, this work presents a mathematical programming model that maximizes the revenue from the electric energy production considering the Energy Trading Rules. The model is applied to a wind farm and a small hydropower plant. The results are compared to those of a conventional optimization process for the energy generation. The results show the advantages and disadvantages of sharing the hydrological risk amongst the participating power plants, by the proposed model. Furthermore, a new fashion of reducing the economic and financial risks, considering the wind stochastic process, associated to wind energy is presented.