O objetivo básico do planejamento de mais curto prazo da operação de um sistema hidrotérmico é determinar, para cada intervalo (semana/mês) as metas de geração de todas as usinas em cada patamar de carga, de forma a minimizar o valor esperado do custo de operação ao longo do horizonte de planejamento, levando em consideração também critérios de aversão ao risco. Este custo é composto por gastos com combustível das usinas térmicas, compra de energia de outros subsistemas e penalidades pelo não atendimento à demanda.
Sistemas com elevada capacidade de geração hidrelétrica podem utilizar a energia “grátis” armazenada nos reservatórios, evitando, assim, gastos com combustível nas unidades térmicas. Entretanto, a disponibilidade de energia hidroelétrica está limitada pela capacidade de armazenamento dos reservatórios, o que gera uma dependência entre as decisões de operação atuais e suas consequências futuras (Figura 3). Figura 3 – Processo de decisão para sistemas hidrotérmicos
Como é impossível prever com exatidão as vazões afluentes, o problema é essencialmente estocástico. A existência de múltiplos reservatórios interconectados, de restrições de transmissão e a necessidade de se fazer uma otimização multiperíodo, caracterizam esse problema como de grande porte. Por isso, a solução é obtida em etapas, nas quais são utilizados modelos com diferentes graus de detalhe para representação do sistema, abrangendo períodos de estudos com horizontes distintos, denominados de médio prazo, curto prazo e programação diária.
No médio prazo, o horizonte é de até cinco anos à frente, discretizados em etapas mensais, e o objetivo é calcular a política operativa, com a qual é possível definir, em diferentes cenários futuros, quais serão as parcelas de geração hidráulica, geração térmica e intercâmbio que minimizam o valor esperado do custo de operação. Essa análise leva em consideração a medida de risco CVaR e pode empregar uma representação agregada do sistema hidrelétrico, por meio de reservatórios equivalentes de energia.
No curto prazo, com horizonte de até 12 meses discretizados em etapas semanais e mensais, determinam-se as metas individuais de geração das usinas hidráulicas e térmicas do sistema, bem como os intercâmbios de energia entre subsistemas, considerando o custo esperado de operação até o final do horizonte, obtidas na etapa de médio prazo, e também considerando a medida CVaR. Na etapa da programação diária, define-se a geração horária que atenda às metas estabelecidas na etapa anterior, sujeita às condições operacionais da rede elétrica.
Objetivo e aplicações oficiais do DECOMP
O modelo DECOMP foi desenvolvido pelo Cepel para o planejamento da operação de sistemas hidrotermo-eólicos de curto prazo, e constitui-se na ferramenta oficial para a elaboração dos programas mensais de operação do sistema brasileiro (PMO) pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), e para estabelecimento do preço de liquidação de diferenças (PLD), pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). É formulado como um problema de programação linear, representando as características físicas e as restrições operativas das usinas hidroelétricas de forma individualizada. A estocasticidade das afluências é considerada através de cenários de afluências às usinas do sistema, produzidos pelo modelo GEVAZP e representados por uma árvore de afluências, com probabilidades de ocorrência associadas a cada ramo (Figura 1).
A estrutura do problema permite sua decomposição em subproblemas menores, para cada nó da árvore de cenários. A integração desses subproblemas, baseada na técnica de decomposição de Benders aplicada a problemas estocásticos, resulta na solução iterativa de uma sucessão de subproblemas de despacho econômico, em que é possível estimar, com precisão crescente, por meio de uma função de custo futuro, as consequências das decisões operativas de um determinado nó nos períodos/nós seguintes. Essa função representa o valor esperado do custo de operação da etapa seguinte até o fim do horizonte considerado e permite comparar o custo de utilizar os reservatórios em uma etapa, por meio da energia turbinada (função de custo imediato), ou “guardar” a água para uma utilização futura. Ao final do seu horizonte, o modelo DECOMP considera a função de custo futuro produzida pelo modelo de planejamento da operação de longo e médio prazo NEWAVE .
Visando proporcionar flexibilidade em termos de formulação do problema, o modelo DECOMP incorpora as seguintes características:
Horizonte e discretização temporal
Operação dos reservatórios
Geração hidrelétrica
Geração térmica e outras fontes
Sistema de transmissão
A versão atual do programa DECOMP é processada em ambiente Linux, utilizando processamento paralelo em ambiente de cluster ou na nuvem, o que leva a uma grande redução de tempo de processamento.
