Mecanismos de aversão a risco em modelos de planejamento da operação do setor elétrico brasileiro

• Ano de defesa: 2021
• Autor(a) principal: Lima, Sylvia Cristina de Paula
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Biblioteca Digitais de Teses e Dissertações da USP
• Palavras-chave em Português: Dynamic Programming; Energy Planning; Hidrologia Estocástica; Linear Programming; Otimização Estocástica; Planejamento Energético; Programação Dinâmica; Programação Linear; Stochastic Hydrology; Stochastic Optimization
• Link de acesso: https://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/106/106134/tde-04012022-180639/

O Sistema Elétrico Brasileiro é peculiar pela sua geração fundamentada essencialmente na hidroeletricidade, apesar da constante e expressiva expansão de outras fontes renováveis. Seu sistema de transmissão também merece destaque por interligar a geração e centros de consumo de todo o Brasil, que é um país com dimensões continentais. Esses fatores tornam a operação um procedimento complexo por conta da dependência da ocorrência de chuva para as diversas regiões do país com diferentes sazonalidades e dos conflitos ocasionados pelos usos múltiplos da água. O sistema brasileiro possui 63,2% da capacidade instalada formada por usinas hidráulicas (MME; EPE, 2020), fração esta composta por 91 usinas a fio d´água, uma usina de bombeamento e mais 60 usinas com reservatórios conectados em diversas cascatas (ANA, 2020). A operação dos reservatórios é condicionada a restrições de cotas mínimas e máximas, vazões mínimas defluentes e podem ter mudança significativa da produtividade pela variação da queda entre os níveis dágua a montante e no canal de fuga. A geração hidrelétrica é influenciada pela sazonalidade e aleatoriedade das chuvas e possui comportamentos diferentes conforme a região do país. A existência de grandes reservatórios reduz os efeitos das incertezas já que através deles é possível regularizar as vazões, guardando a água dos períodos de maiores afluências para sua utilização nos períodos de estiagem, o que traz segurança, pois reduz o risco de déficit no atendimento da carga, e menores custos de operação do sistema, por reduzir a variabilidade do despacho térmico necessário para complementar o atendimento à demanda. Para que seja encontrada uma solução ótima de equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento são utilizados modelos matemáticos para o planejamento energético que retornam o custo da operação (CCEE, 2019). Devido às diversas incertezas das variáveis que estes modelos contemplam, como as próprias afluências, carga, geração de usinas de despacho descentralizado, expansão, além das diversas restrições operativas, foram implementados mecanismos de aversão a risco para auxiliar que a garantia de atendimento à demanda, ou do risco de déficit, permaneçam em níveis adequados. Essa pesquisa tem como objetivo a avaliação das metodologias de aversão a risco já propostas nos modelos de planejamento energético e formação de preço do Sistema Interligado Nacional (SIN) utilizados oficialmente pelo Operador Nacional do Sistema (ONS): a CAR, (Curva de Aversão a Risco) que já foi descontinuada, o CVaR (Conditional Value at Risk) e o Volume Mínimo Operativo, que são as modelagens 6 adotadas atualmente e a SAR (Superfície de Aversão a Risco) que nunca foi utilizada devido sua complexidade e tempo de processamento computacional.