A PSR lançou a nova versão da sua suíte de ferramentas para modelagem de sistemas energéticos. A atualização contempla os modelos de planejamento ótimo da expansão (OPTGEN 8.0), estocástico da operação hidrotérmica com renováveis intermitentes de médio e longo prazo e detalhamento horário e rede de transmissão (SDDP 17.1), além da programação da operação de curto prazo (NCP 5.26) e a ferramenta para modelagem de renováveis (Time Series Lab 2.0).
Os modelos são referências mundiais, aplicados atualmente em mais de setenta países nas Américas, Europa, Ásia-Pacífico e África, incluindo alguns dos maiores do mundo, como o NordPool, Costa Oeste dos EUA, Canadá e Brasil. No Brasil são licenciados para a Empresa de Planejamento Energético (EPE), Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e agentes de mercado.
A principal funcionalidade da nova versão do OPTGEN é a incorporação de resiliência no planejamento da expansão através da modelagem de cenários extremos. O modelo passou a representar secas e temperaturas muito severas devido à mudança climática, redução prolongada na geração renovável, além da saída prolongada de grandes troncos de geração e outros.
A gerente de desenvolvimento do programa, Fernanda Thomé, explicou que agora é possível co-otimizar a soma dos custos de investimento e o valor esperado do custo operativo representando tanto os aspectos probabilísticos como os extremos de maneira integrada. “Ao incorporar os efeitos causados pelos eventos extremos na tomada de decisão, observamos que as medidas de resiliência adotadas incluem a diversificação de fontes, a distribuição de sistemas de armazenamentos e maior autossuficiência”, comenta.
Painéis ficaram mais informativos, com novos gráficos e resultados do planejamento da expansão e do plano de simulação (PSR)
Quanto ao SDDP, os destaques ficam para um novo conjunto de ferramentas avançadas para BI para pós-processamento de resultados, modelagem detalhada de usinas termossolares, criação e visualização de dashboards personalizados e integração do sistema com o Time Series Lab 2.0 (TSL) para criação de um histórico sintético de 40 anos de geração horária de eólicas, solares e agora CSPs, utilizando as bases de dados de reanálise MERRA2 e ERA5.
Já no NCP as principais novidades são a modelagem detalhada de inércia do sistema, serviços auxiliares de controle de frequência multiobjetivo (envolvendo a combinação de diversos requisitos, como a contingência do maior gerador, fluxos em interconexões, inércia etc.) e uma nova API que facilita a automação da entrada de dados e o controle em tempo real do fluxo de execução.
O gerente de desenvolvimento do NCP, André Dias, afirmou que a nova funcionalidade estabelece a comunicação entre aplicações externas e o NCP, permitindo assim atualizações em tempo real e gerenciamento de execução de casos simultâneos e/ou configurações diferentes do caso base. “Isso é especialmente útil para análises de re-despacho e negociações em mercados intra-diários”, avalia.
Por sua vez, o coordenador do suporte aos usuários dos modelos e instrutor de cursos de capacitação, Ricardo Perez, saudou a iniciativa, afirmando que no âmbito da operação, tanto de longo como de curto prazo, a evolução dos sistemas vem demandando um maior detalhamento da representação da realidade operativa nos modelos computacionais.
“Além da necessária representação minuciosa de renováveis, funcionalidades avançadas de serviços ancilares fazem com que nossos modelos realizem a co-otimização de despacho e reserva de maneira detalhada”, analisa, salientando a importância para avaliação da capacidade de flexibilidade dos sistemas e projeção de resultados horários no longo prazo, vide o PLD no Brasil.
