Um modelo de otimização estocástica para o apoio à decisão na comercialização de energia de pequenas centrais hidrelétricas

Abstract

No Setor Elétrico Brasileiro (SEB), a comercialização de energia é efetivada através de dois ambientes de contratação: o Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Os agentes de geração podem comercializar sua energia tanto no ACR quanto no ACL com comercializadores e consumidores livres, sendo que uma pequena parcela denominada de fontes incentivadas pode vender também para consumidores especiais. Dentre as fontes incentivadas encontram-se as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs). Esse tipo de fonte participa do Mercado de Curto Prazo (MCP), que valora as diferenças entre as quantidades contratadas e as efetivamente geradas ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), considerado neste problema como uma variável aleatória. Para mitigar os riscos envolvidos com a exposição a baixos valores do PLD no MCP o agente pode assinar contratos bilaterais no ACL, comercializar energia por meio de leilões realizados no ACR ou ambos. A impossibilidade do domínio da produção de cada agente de geração devido ao despacho centralizado levou à criação do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Este mecanismo procura compartilhar entre seus integrantes os riscos hidrológicos, onde as PCHs podem decidir se participam do MRE. Este mecanismo garante que todas as usinas participantes comercializem no mínimo uma geração alocada igual à garantia física sazonalizada no mês. Diante dessa realidade, o foco principal deste trabalho consiste em abordar a otimização de portfólios para a comercialização de energia considerando a participação ou não de um grupo de PCHs no MRE, com o objetivo de maximizar a receita do agente em um horizonte plurianual discretizado mensalmente. Destacam-se nos resultados o benefício na receita no caso em que o agente participa do MRE considerando uma sazonalização estratégica para o caso de estudo apresentado neste trabalho.<br>

Abstract : In the Brazilian Electric Sector (BES), the commercialization of energy is effective through two contracting atmosphere: the Regulated Contracting Atmosphere (RCA) and the Free Contracting Atmosphere (FCA). The generation agents can trade their energy in both the RCA and the FCA through commercialization agents and free consumers, knowing that a small portion called stimulated sourcesare also able to sell to special consumers. Within the stimulated sources, given basically by renewable resources, are found the Small Hydro Units (SHU). This kind of source, which is part of the spot market (SM), values the differences between the contracted quantities and the effectively generated quantitiesby the spot price, which is considered a random variable. To reduce the risk involving the exposition of the low spot prices in the spot market, the agent can celebrate bilateral contracts in the FCA, conduct auctions in the RCA or both. The impossibility of controlling the production by each generating agent due to the centralized delivery resulted in the creation of the Energy Reallocation Mechanism (ERM). This mechanism seeks to share among its members the hydrological risks where the SHU can decide whether to participate in the ERM or not. This mechanism guarantees that all the plants involved commercialize at least their assigned energy in a given month. Before this reality, the main issue of this dissertation consists of embarking in the optimization of the portfolios for the commercialization of energy considering the participation or exclusion of a group of SHU in the ERM whose only objective is maximizing the revenue of the agent in a yearly scenariodivided monthly. Stand out in the results that the benefit in revenue is more significant when the agent participates in the ERM considering a strategic seasonality for the case study presented in this dissertation.