Produção Acadêmica

Com a inserção da competição no Setor Elétrico Brasileiro (SEB), a previsão do preço de energia se tornou um dos principais desafios enfrentados pelo mercado, uma vez que tem como principal característica a volatilidade. Por essa razão, identificar as fontes de incertezas inerentes a esse processo auxilia nas tomadas de decisão relacionadas à contratação de energia de forma a maximizar os lucros e reduzir os riscos dos agentes do mercado de energia. Uma das variáveis importantes para o caso brasileiro é a afluência aos reservatórios das usinas hidrelétricas. Assim, este trabalho propõe a predição do preço de energia para o médio prazo a partir de uma cadeia computacional composta por diferentes modelos interconectados: modelo climático CFSv2, responsável pela previsão de precipitação; o modelo hidrológico MGB-IPH, responsável pela transformação da precipitação em vazão afluente; e a cadeia de programas energéticos atualmente em vigor no setor elétrico brasileiro para obtenção do preço (atualmente o PLD) para o horizonte de três meses à frente. Os resultados mostram que, em geral, a cadeia proposta consegue prever e representar o comportamento das afluências para as semanas operativas alvos no estudo de caso para o trimestre junho, julho e agosto (JJA) de 2020. Essa performance é justificada por incorporar dados de previsão de precipitação ao modelo hidrológico, melhorando a sensibilidade das previsões de vazão, que hoje é a variável de maior impacto sobre o preço da energia para os submercados que compõem o Sistema Interligado Nacional (SIN). Contudo, ao se analisar os resultados obtidos para a predição do preço, a cadeia proposta incorpora o PREVIVAZ para a previsão das afluências para as semanas seguintes à semana operativa alvo. Este procedimento reproduz o que o Operador Nacional do Sistema (ONS) utiliza atualmente na operação do sistema, contudo suas predições são feitas com base no histórico de afluências, sem levar em consideração as informações de precipitação. É mostrado neste trabalho que a sua aplicação na previsão de médio prazo apresenta uma propagação de erros ao longo da cadeia de simulação. É mostrada ainda a diferença do uso do PREVIVAZ e o uso apenas da previsão através do CFSv2.

Este estudo propõe três diferentes técnicas de modelos de previsão de vazões de curto prazo, utilizando como dados de entrada informações meteorológicas. Essas informações são essenciais para aplicação em problemas de planejamento e operação hidrelétricas no Sistema Interligado Brasileiro. Essas técnicas foram aplicadas em todos os aproveitamentos hidrelétricos localizados nas bacias dos rios Grande e Paranaíba. A utilização dessas diferentes técnicas permitiu observar as variabilidades associadas às entradas, bem como analisar suas performances em relação aos dados divulgados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Os resultados mostram que a previsão de vazões é capaz de reproduzir o comportamento das previsões do ONS, bem como as afluências consistidas, sendo bastante adequadas para uso de agentes comercializadores, geradores e consumidores.

A afluência aos reservatórios das usinas do sistema interligado nacional (SIN) é uma das principais variáveis que impactam na formação do Custo Marginal da Operação (CMO) do sistema elétrico brasileiro e, consequentemente, do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Devido à quantidade de incertezas envolvidas no processo, o problema de previsão do PLD torna-se complexo, mas é essencial para a tomada de decisão quanto aos contratos de compra e venda de energia para comercializadoras. Este trabalho apresenta três diferentes técnicas de transformação de chuva em vazão para a formação do preço da energia no curto prazo. Com a aplicação dos critérios estatísticos, foi possível observar que a composição dessas tecnologias representa, em geral, um desempenho satisfatório na previsão do PLD, especialmente quando é utilizado o modelo climático GEFS com o modelo hidrológico.

This study proposes an approach to help the bidding processes of hiring wind-photovoltaic farms in long-term energy auctions. The proposed approach aims to define an optimal solution to configure wind-photovoltaic farms based on mixture design of experiments and the L p method, as well as an efficiency metric designed to achieve diversification and to identify the Pareto dominant optimal portfolio. The proposed method is simple and flexible for practical applications. Moreover, its associated goals of choosing the Pareto dominant optimal solutions are aligned with the goals of the electricity regulators responsible to manage the hiring process for a new generation. To validate the method, wind-solar photovoltaic generation configurations in three Brazilian cities are analysed and the results are compared with other methods previously proposed in the literature. The results show that the proposed method has more intuitive criteria for the investor and regulator, without reducing the quality of the information provided to decision making.

In order to mitigate the lack of energy production, several types of energy sources have been combined in a so-called hybrid energy system; however, some economic analysis must be performed to evaluate whether the hybrid business is financially feasible. This work aims to evaluate wind-PV hybrid systems technical and economically through the simulation of a hypothetical hybrid power plant in which a case study is presented. The economic viability of PV power into wind systems is assessed by the comparison of distinct scenarios, which consider different rated power for each type of source. The paper regards the context of the Brazilian energy market and is geared toward the rules, the current tariff prices, and the mean investment applied for the construction of wind and PV systems in Brazil nowadays. The results show that a pure wind energy system is economically ideal and the continuous insertion of PV power into the wind system decreases the chances of profitability. However, for certain amount of PV rated power installed in the complex, the project maintains a high probability of being successful.

Nos últimos anos, a geração de distribuída vem ganhando espaço nas redes de distribuição devido a diminuição nos custos de sua implantação e operação como também à aplicação de incentivos como a tarifa feed-in, o net-metering e financiamento diferenciado. No Brasil, em particular a Geração Distribuída Fotovoltaica (GDFV) tem ganhado espaço significativo face à regulação do net-metering (Resolução Normativa 482 de 2012), ao valor das tarifas de energia, e ao incentivo às fontes renováveis sob vários instrumentos de financiamento e tributário. A resolução que rege a GD no Brasil tem passado por diversas modificações a fim de se adequar a realidade do setor elétrico. No entanto, a figura do modelo atualmente em uso, tem sofrido contestações por parte principalmente das distribuidoras que se sentem ameaçadas pelo não pagamento do serviço de transporte e “armazenamento” por elas realizado. Discutem-se alterações na regulação que, se aprovadas, podem causar um grande impacto no crescimento da micro e minigeração distribuída: modificação da forma de tarifação – discussão formalmente iniciada a partir da Consulta Pública 02 de 2018 – e modificação na forma de compensação pela energia gerada advinda desses empreendimentos – argumentação oficialmente iniciada a partir da Consulta Pública 10 de 2018. Esse trabalho visou mensurar os impactos financeiros que essas alterações na regulamentação podem causar, tendo como consequência a variação da atratividade desses empreendimentos. Com o objetivo de se ter uma visão dos impactos, foram selecionadas cinco cidades, uma de cada região do Brasil, levando-se em consideração suas características próprias, como por exemplo: radiação solar média diária, histórico do custo de energia da concessionária responsável e impostos incidentes sobre a fatura. Em seguida, foram dimensionadas as GDFVs de diferentes modalidades – rooftop, UFV de geração compartilhada e UFV de consumo remoto – seguindo modelos padrões, a fim de se manter um critério que possibilite a comparação entre as diferentes localidades. Realizou-se uma análise financeira utilizando o método do Valor Presente Líquido (VPL), possibilitando uma análise quantitativa dos resultados apresentados. Os resultados apresentam uma forte sensibilidade as modificações propostas – mesmo a mais branda alternativa de cada modificação – tendendo a aumentar consideravelmente o tempo de retorno dos investimentos em GDFV. Devido ao incentivo fiscal diferenciado, os empreendimentos localizados no estado de Minas Gerais apresentaram os menores tempos de retorno em todos os cenários. No entanto, os investimentos em outros estados tiveram seu tempo de retorno severamente aumentado, chegando a serem considerados inviáveis em alguns casos.

In order to mitigate the lack of energy production, several types of energy sources have been combined in a so called hybrid energy system; however, some economic analysis must be performed to evaluate whether the hybrid business is financially feasible. This work aims to evaluate wind-PV hybrid systems technical and economically through the simulation of a hypothetical hybrid power plant in which a case study is presented. The economic viability of PV power into wind systems is assessed by the comparison of distinct scenarios, which consider different rated power for each type of source. The paper regards the context of the Brazilian energy market and is geared toward the rules, the current tariff prices, and the mean investment applied for the construction of wind and PV systems in Brazil nowadays. The results show that a pure wind energy system is economically ideal and the continuous insertion of PV power into the wind system decreases the chances of profitability. However, for certain amount of PV rated power installed in the complex, the project maintains a high probability of being successful.

Apesar das fontes renováveis de energia possuírem algumas vantagens em relação às fontes tradicionais como as termelétricas, por exemplo, elas apresentam certos riscos financeiros a investidores do setor. Estes riscos estão associados, principalmente, à própria produção de energia, aos preços e às regras do mercado energético e, também, a possível ocorrência de atrasos e antecipações na conclusão de obras. Para mitigação da probabilidade de déficit de produção energética, diferentes fontes de energia vêm sendo combinadas em um sistema integrado de modo a se aproveitar a complementariedade das fontes e o compartilhamento de ativos da rede. Este trabalho também estudou o risco financeiro associado à antecipação e atraso na conclusão de empreendimentos no ambiente de contratação regulada considerando a inserção de fonte fotovoltaica em uma planta integrada eólica-solar. Para avaliação do risco, o método do Valor Presente Líquido é empregado na análise determinística e a Simulação de Monte Carlo executada como modelo de avaliação estocástica. Primeiramente, dados de velocidade de vento e de irradiância solar são obtidos e associados a funções de distribuição de probabilidade para estimar a geração de energia por cada uma das fontes: eólica e fotovoltaica, respectivamente. Além disso, valores históricos de variáveis importantes à análise estocástica também são usados e associados a curvas de distribuição de probabilidade. A partir da energia produzida, estima-se a receita anual do investidor. Obtém-se, também, o investimento inicial do empreendimento, os custos, os impostos e as despesas relacionadas a financiamentos e monta-se o fluxo de caixa para cálculo do Valor Presente Líquido. A Simulação de Monte Carlo é executada e a probabilidade de VPL positivo é mensurada para cada situação proposta. A análise de sensibilidade de cada variável empregada na abordagem estocástica é obtida a fim de se estudar o impacto de cada uma à saída VPL. A avaliação de risco econômico mostrou que a contínua inserção de fonte fotovoltaica no sistema integrado de energia diminui as chances de retorno financeiro do investidor na atual situação regulatória do Brasil. Quanto às situações de entrega de obras, empreendimentos atrasados diminuem significativamente a probabilidade de retorno financeiro ao passo que empreendimentos em situação adiantada elevam as chances de se obter um negócio rentável, embora esse aumento seja diferente e correlacionado à proporção de fonte fotovoltaica instalada no sistema integrado. A análise de sensibilidade das variáveis selecionadas, por sua vez, indicou a velocidade do vento, a irradiância solar, o investimento por potência eólica instalada, o investimento por potência fotovoltaica instalada e o Preço de Liquidação das Diferenças como os parâmetros mais influentes na avaliação do risco do empreendimento.

No presente estudo é analisado o impacto nas perdas elétricas do Sistema Interligado Nacional dada a geração de Pequenas Centrais Hidrelétricas e Centrais Geradoras Hidrelétricas conectadas diretamente a sistemas de distribuição. Para a análise, foi considerada uma amostra de noventa e uma usinas hidrelétricas de pequeno porte, localizadas em áreas do SIN pertencentes ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Utilizando como base a geração prevista do sistema interligado nacional para o ano de 2019, estabelecida no Plano de Ampliações e Reforços ciclo 2018-2020/21, foram estabelecidos dois cenários de geração para as centrais hidrelétricas de pequeno porte. Os cenários consistem em, basicamente: 1) o SIN não dispõe da geração de energia elétrica a partir dessas usinas e; 2) as centrais de geração estão operando a certo nível de suas respectivas potências instaladas, definido a partir da geração prevista no PAR. Os cenários foram estabelecidos para os patamares de carga leve e pesada dos períodos seco e úmido de 2019. As perdas foram mensuradas para ambos os cenários de geração, de cada condição de carga dos cenários de hidraulicidade do ano, a partir de simulações em estudo de fluxo de potência. Obtidas as perdas em cada cenário e, a partir da comparação dos resultados, foi encontrado o impacto nas perdas elétricas do sistema interligado nacional e das áreas onde estão localizados os empreendimentos de geração hidrelétrica. Para o SIN, a geração das PCHs e CGHs contribuiu para a redução das perdas, no entanto, para as áreas, a depender do cenário de hidraulicidade e do patamar de carga, houve contribuição para a redução e para o aumento.

This work analyzes the impacts of climate change in the revenues of hydropower plants. One important input for designing and evaluating investment opportunities in hydropower is the water inflows historical DATA | DATE. Unfortunately, the use of such information alone may not project well the future power generation due to the influence of climate change in the water inflow patterns. This paper introduces spatio-temporal information of the future climate into the operational planning of the Brazilian hydropower system. Global climate models from IPCC are considered along with downscaled regional climate models. Our results at the individual hydro plant level show the importance of taking into account climate change information when performing hydro generation planning studies.