Avaliação do impacto de penalidades de folga e da consideração de cenários de vazão a partir da segunda semana no planejamento energético de curto prazo

Abstract

Na cadeia de modelos de planejamento energético brasileiro, o modelo de curto prazo se caracteriza pela representação individualizada das usinas hidrelétricas e da incerteza nas afluências apenas no segundo mês do horizonte operativo. O objetivo principal da etapa de curto prazo é obter uma política operativa para o modelo de programação diária. A modelagem individualizada das usinas hidrelétricas traz consigo a incorporação de uma série de restrições operativas relacionadas a requerimentos de vazões e volumes mínimos e máximos de reservatórios. Outras dinâmicas que envolvem a operação das plantas hidráulicas podem ser representadas através de restrições de caráter elétrico que limitam os níveis de geração. Além disso, restrições elétricas dos intercâmbios de energia entre subsistemas são consideradas para representar dinâmicas do sistema de transmissão. Concomitantemente, a técnica de solução de programação estocástica utilizada (Decomposição Aninhada) deve garantir a viabilidade dos problemas de otimização resultantes. Portanto, é fundamental a incorporação de variáveis de folga penalizadas na função objetivo que viabilizem as restrições mencionadas caso necessário. Em relação a estrutura da árvore de cenários, o modelo oficial considera realizações semanais e determinísticas no primeiro mês, as quais são geradas a partir de uma previsão de precipitação conjunta dos modelos ECMWF, ETA e GEFS. Neste contexto, propõe-se uma análise do impacto nas políticas de operação resultantes nas seguintes dimensões: (i) nível de penalidade das variáveis de folga, (ii) estrutura da árvore de cenários de afluência considerando a estocasticidade a partir da segunda semana de operação e diferentes níveis de aversão a risco. Para isso, será conduzido um estudo de horizonte rolante em um período de 6 meses considerando o Sistema Interligado Brasileiro completo, semana-a-semana, utilizando os dados disponibilizados para o modelo de curto prazo oficial brasileiro DECOMP.

Abstract: In the Brazilian energy planning chain models, the medium-term model features the individualized hydroelectric operation and the stochasticity in the inflows is seen only in the second operational month. The main goal of this stage is to obtain operation policies to the short-term model. The individualized modeling of hydropower plants brings operational restrictions related to flow rate requirements and minimum and maximum reservoir volumes. Other dynamics that involve the operation of these plants can be modeled as electric restrictions that limit the power generation level. Furthermore, electric restrictions may be used to represent transmission system dynamics. Concurrently, the stochastic programming solution technique (Nested Decomposition) may guarantee the viability of the resulting optimization problems. Therefore, it is required to incorporate slack variables penalized in the objective function to make the mentioned restrictions viable if necessary. Regarding the structure of the scenarios tree, the official model considers weekly and deterministic realizations for the first month, which is generated based on a combined precipitation forecast based on the ECMWF, ETA and GEFS models. In this context, it is proposed an analysis of the resulting operation policy impact in the following dimensions: (i) penalty level of the slack variables, (ii) inflow scenarios tree structure considering stochasticity from the second operational week and different levels of risk aversion. For that, a 6-month rolling-horizon study will be conducted on the Interconnected Brazilian Power System, using real weekly data available to the Brazilian official medium-term energy planning model DECOMP.