Estratégias econômicas para usinas hidrelétricas reversíveis : modelo e análise para o sistema elétrico brasileiro

Abstract

Resumo: A popularidade crescente das fontes de energia renovável, especialmente as energias renováveis variáveis (ERV), que não têm geração previsível, tem levado a discussões sobre a transição energética e o papel dos sistemas de armazenamento de energia (SAE) em fornecer estabilidade e segurança ao sistema elétrico. Estudos sobre a projeção do sistema elétrico brasileiro preveem o aumento de ERV na matriz elétrica, enquanto a capacidade de armazenamento de energia aumentará pouco devido ao declínio dos projetos de usinas hidrelétricas com grandes reservatórios de regularização. Isso tem levado a um debate sobre a inclusão de usinas hidrelétricas reversíveis (UHR) no sistema elétrico brasileiro. A UHR é um SAE que trabalha com dois reservatórios, um superior e um inferior, juntamente com turbinas reversíveis, para armazenar energia potencial gravitacional. A UHR pode ser uma alternativa ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para lidar com os desafios do aumento de ERV no sistema. O presente trabalho propõe o desenvolvimento de modelos capazes de simular a operação de uma UHR com vistas a maximizar a sua geração de receita. São desenvolvidos quatro modelos matemáticos de otimização, cada um deles contemplando um ambiente de negócio diferente para a UHR. Assim, a análise dos quatro modelos de otimização torna possível a avaliação de diferentes estratégias para integrar uma UHR no sistema interligado nacional (SIN) do ponto de vista econômico. Os modelos de otimização simulam a operação ótima da UHR, com detalhamento individual das unidades geradoras (UG), em escala horária ao longo de um mês de planejamento, proporcionando uma observação precisa do comportamento da UHR diante de cenários e ambientes de negócio possíveis. A modelagem dos problemas de otimização é feita através da linguagem de programação Python, e a solução para a otimização é dada pelo Solver CPLEX da International Business Machines Corporation (IBM). Na modelagem é utilizada a técnica de Programação Dinâmica (PD) integrada à Programação Linear Inteira Mista (PLIM) para contornar as falhas da busca por uma solução ótima em um problema de alta complexidade, com variáveis inteiras mistas e muitos estágios. Por fim, é realizado um estudo para validação dos modelos a partir de uma usina hidrelétrica convencional (UHE), justificadamente escolhida, utilizada como referência para a caracterização das condições de contorno do problema. Ao final, pôde-se confrontar os resultados de cada modelo e comprovar a coerência dos resultados encontrados para as variáveis de decisão em cada um deles, assim como a lógica para o comportamento operacional esperado em cada modelo. São feitas comparações entre os resultados dos diferentes modelos, tendo o modelo com prestação de serviços ancilares os melhores resultados econômicos. Esse resultado é justificado a partir das características operacionais, de onde é possível extrair informações relevantes à dinâmica de uma UHR.

Abstract: The growing popularity of renewable energy sources, especially variable renewable energy (VRE), which do not have predictable generation, has produced discussions about the energy transition and the role of energy storage systems (ESS) in providing stability and security to the electrical system. Studies about the projection of the Brazilian electrical system foresee an increase in VRE in the electrical matrix, while the energy storage capacity will increase little due to the decline of large reservoir hydroelectric plant projects. This has led to a debate about the inclusion of pumped hydroelectric energy storage (PHES) in the Brazilian electrical system. The PHES is an ESS that works with two reservoirs, one upper and one lower, along with reversible turbopump units, to store gravitational potential energy. The PHES can be an alternative to the national electrical system operator (ONS) to deal with the challenges of increasing VRE in the system. This work proposes the development of models capable of simulating the operation of a PHES with the aim of maximizing its revenue generation. Four mathematical optimization models are developed, each contemplating a different business environment for the PHES. Thus, the analysis of the four optimization models makes possible to evaluate different strategies to integrate a PHES into the national interconnected system (SIN) from an economic point of view. The optimization models simulate the optimal operation of the PHES, with individual detailing of the generating units (UGs), on an hourly scale over a month of planning, providing a precise observation of the behavior of the PHES in the face of possible scenarios and business environments. The modeling of the optimization problems is done through the Python programming language, and the solution for the optimization is given by the CPLEX Solver from the International Business Machines Corporation (IBM). In the modeling, the technique of Dynamic Programming (DP) integrated with Mixed Integer Linear Programming (MILP) is used to circumvent the failures of the search for an optimal solution in a problem of high complexity, with mixed integer variables and many stages. Finally, a study is carried out to validate the models from a conventional hydroelectric power plant (UHE), justifiably chosen, used as a reference for the characterization of the boundary conditions of the problem. In the end, it was possible to confront the results of each model and verify the coherence of the results found for the decision variables in each of them, as well as the logic for the expected operational behavior in each model. Comparisons are made between the results of the different models, with the model providing ancillary services having the best economic results. This result is justified from the operational characteristics, from where it is possible to extract valuable insights.