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.

The aim of this paper is to propose a new energy management framework and storage sizing for a community composed of multiple houses and distributed solar generation. Uncertainties associated with solar generation and electricity demand are included to make the mathematical models more realistic, and as a result, provide more accurate control strategies to manage storage devices utilization. To evaluate that, a multi-stage stochastic program model designed to minimize community electricity purchase cost per day is used to support decision-making by creating control policies for energy management. Two different strategies are created to represent the interest of a single household (the individual energy management - IEM) and households that share their assets with the community (shared energy management - SEM). Our strategies consider time-of-use rates (ToU), load and resource variation during different seasons, with their distinct days of the year, to calculate net present value (NPV) associated with the energy savings. IEM and SEM are then used in a framework designed to establish the requirement of optimal energy storage size for each house of the community based on NPV values. The results of this study for an analysis considering a community with five houses show that the proposed SEM strategy reduces the overall electricity purchase costs for a summer day up to 11% and 3% compared with heuristic and IEM control respectively. Moreover, our results suggest that the application of the methodology increases peak energy savings up to 17%, scales up solar generation usage up to 23%, and the optimal storage size obtained in the shared community case reduces up to 50%.

The classical approach for transmission line (TL) routing based on paper maps, aerial photographs and field visits can generate inconsistent results, besides being a time consuming and intensive labour activity. The application of methodologies based on geographic information system (GIS) combined with multi-criteria assessment (MCA) methods can generate time and cost savings on the planning step. However, this methodology still must be better assessed for its applicability and improvements can be made. Therefore, this study aims at verifying the applicability of a GIS methodology for TL routing using analytic hierarchy process (AHP) for weighting criteria. In addition, the effectiveness of AHP method is evaluated comparing the previously attained results with a route modelled using monetary values to weight the criteria. To achieve the objectives, the methodology is applied for an area in the northern region of Brazil (state of Pará) where a 230 kV TL is already implemented: the TL Vila do Conde-Castanhal. As a result, routes with lower length and lower total cost than the implemented TL were obtained, which suggest the potential benefits of applying the proposed methodology compared with traditional route planning, which does not use quantitative MCA and more advanced GIS tools.

Owing to the wind and photovoltaic (PV) potential in Brazil, the country has recently seen increased exploration into the construction of wind-PV hybrid plants. However, as specific criteria for contracting this type of project have not yet been developed, this paper presents a model to assist the government in contracting projects that maximize the socioeconomic well-being of the Brazilian electricity sector. For this, multiobjective programming is used to simultaneously handle two objective functions—maximally reducing emission density and minimizing the levelized cost of electricity (LCOE)—with the aid of the mixture arrangement technique. In this respect, the optimization method called normal boundary intersection (NBI) is applied to solve the multiobjective problem and construct the Pareto frontier. Additionally, a metric based on the ratio between entropy and the global percentage error (GPE) is used to identify the optimal Pareto solution. The model was applied to determine optimal configurations for wind-PV powerplants in twelve Brazilian cities, and the results obtained reveal the capacity of the model to indicate the optimum configuration according to the wind and PV potential of each city.

Solar energy is an abundant renewable energy source that is available all around the world every day. Each hour, the solar rays that reach our Earth (if properly converted to electricity and other forms of energy) represent more than the total energy consumption of the entire human race over the course of one year. Wind energy is another important renewable resource available in large amounts every day. These two renewable energy sources are attracting significant investment as countries seek technology cost reductions to aid sustainability.

The firm energy rights of a hydro plant is a parameter used in some electricity markets to define the maximum amount of energy that a power plant can trade through contracts. In a centralized dispatch scheme, the coordinated operation of the hydro plants generates a synergetic gain in the system firm energy, in this setting, a question that often arises is how to fairly allocate this energy among each hydro plant. This work proposes a formulation to compute the firm energy rights of hydro plants using cooperative game theory and the last addition allocation method. The main goal is to integrate the interests of hydro agents with the needs of the regulatory agencies, searching in the core of the game for solutions that give the right incentives to the optimal system development. In order to make simulations of real instances possible, it is proposed a reformulation of the traditional mixed integer linear programming model that computes the core constraints, which induces a significant speed-up of the algorithm solution time. It is shown an application of the proposed methodology to a real instance representing the Brazilian electric power system.

The planned US withdrawal from the Paris Agreement as well as uncertainty about federal climate policy has raised questions about the country’s future emissions trajectory. Our model-based analysis accounts for uncertainty in fuel prices and energy technology capital costs and suggests that market forces are likely to keep US energy-related greenhouse gas emissions relatively flat or produce modest reductions: in the absence of new federal policy, 2040 greenhouse gas emissions range from +10% to −23% of the baseline estimate. Natural gas versus coal utilization in the electric sector represents a key trade-off, particularly under conservative assumptions about future technology innovation. The lowest emissions scenarios are produced when the cost of natural gas and electric vehicles declines, while coal and oil prices increase relative to the baseline.

A busca pela otimização dos recursos do sistema elétrico brasileiro tem estimulado os estudos para redução dos custos de energia, desde a sua geração, passando pela transmissão e distribuição. No caso da transmissão, a aplicação de modelos de otimização permite uma previsão quanto ao custo de construção de linhas de transmissão (LTs), de forma a auxiliar processos de tomada de decisão das concessionárias quanto a viabilidade na participação em leilões de energia. O presente trabalho propõe uma metodologia de locação otimizada das estruturas de transmissão por meio da modelagem de dados característicos do local de estudo, utilizando programação dinâmica, de maneira que o empreendimento proposto apresente o menor custo. Esse trabalho apresenta também um estudo de caso que compara os resultados obtidos pela metodologia proposta com a configuração do projeto real associado a LT Machadinho-Campos Novos.

A grande revolução associada à instalação de redes elétricas inteligentes (smart grids - SG) nos sistemas de distribuição está no fato de colocar o consumidor como um elemento ativo, diferente do que se tem hoje, visto que o consumidor geralmente reage quando falta energia ou quando recebe a conta de energia. As novas tecnologias, como os medidores inteligentes, melhoram a comunicação entre a rede e os consumidores através de aplicativos que chegam inclusive a aparelhos móveis. Portanto, é possível usar os preços como interface para uma melhor gestão dos recursos energéticos por parte do consumidor e consequentemente melhorar o desempenho do sistema de distribuição. Com base nas condições de oferta e demanda, determina-se o preço em tempo real para que dessa maneira o consumidor consiga mudar os hábitos de consumo, contribuindo para a diminuição dos aumentos de preços e sua volatilidade. A demanda pode responder assim, como uma margem de reserva diante da ocorrência de desequilíbrios na oferta. Ao considerar o transporte de energia na tarifação tradicional deste serviço de distribuição, utiliza-se como premissa o fluxo de potência indo da subestação através da rede de distribuição até o consumidor final. Com a entrada gradativa da geração distribuída e da microgeração, esta premissa vai sendo invalidada necessitando assim, de um método de tarifação dinâmico. Entre estes métodos estão os utilizados na transmissão, que já vêm sendo adaptados à distribuição. Portanto, além do mercado varejista que precifica o valor da energia e da capacidade de geração, é necessária uma tarifa para os serviços de transporte que acompanhe a evolução da rede. Como exemplo, a entrada de geradores distribuídos dentro do sistema de distribuição existente, necessita de sinais de localização para orientar os seus tamanhos e locais. Este trabalho apresenta o Preço Marginal de Localização para a Distribuição - DLMP, como uma alternativa em plataforma multiagente. O DLMP proposto, emprega uma metodologia de fluxo de potência ótimo (OPF), determinando cada nó do sistema de distribuição para avaliar o componente marginal da energia de capacidade e transporte para os geradores renováveis inseridos na rede de distribuição. Neste contexto, as componentes de congestionamento e perda são introduzidas a cada hora de utilização. É também ilustrado que o DLMP pode ser usado como sinal de preços para atingir o máximo excedente socioeconômico do sistema; neste caso consiste da soma de duas componentes, custo marginal de energia (MEC) e custo marginal de congestionamento (MCC). A introdução dos sinais locacionais na tarifa foram testados em quatro casos piloto. Os resultados mostram que a utilização de mecanismos de resposta da demanda (RD), tornaria o sistema mais flexível contra congestionamentos e aumentos de carga, podendo ser útil para induzir os consumidores a reduzirem as cargas em momentos de escassez ou elevá-las em momentos de maior disponibilidade dos recursos distribuídos.

Nas últimas décadas, tem-se verificado uma mudança de paradigma no modo como é feita a comercialização de energia elétrica em vários países. Os setores eletro-energéticos reestruturados, ou que ainda estão passando por esse processo, seguem uma clara tendência de liberalização em que o Estado, faseadamente, abre mão do controle sobre os agentes produtores e consumidores a fim de que eles se tornem mais independentes e possam participar ativamente de ambientes de comercialização de energia. Apesar das diferenças estruturais e regulatórias, observa-se um padrão em grande parte dos casos de mercados reestruturados: a existência de um mercado a curto prazo do tipo Loose-Pool, em que os agentes detentores de usinas ofertam o par preço/quantidade a um operador de mercado, que, por seguinte, efetua a liquidação das ofertas e demandas com base no preço marginal locacional. Em países como o Brasil, a implantação de um mercado do tipo Loose-Pool não seria uma tarefa fácil, pois há características, inerentes as suas matrizes elétricas fundamentadas em energia renovável, que, ao serem exploradas por agentes naturalmente favorecidos, poderiam originar externalidades negativas e até mesmo desotimizar a operação do sistema. Neste contexto, destaca-se a dependência operativa de Usinas Hidrelétricas (UHEs) no final de cascata com relação às UHEs a montante além da não despachabilidade de Usinas de Energia Eólica (UEEs) e Usinas Fotovoltaicas (UFVs). No primeiro caso, observa-se que a dependência operativa de UHEs pode distanciar o sistema da operação ótima, pois as firmas detentoras das UHEs situadas na cabeceira das cascatas detêm o poder de controlar parte da matéria prima “água” que aflui aos reservatórios das UHEs a jusante, influenciando, assim, na disponibilidade de água e no volume de seus reservatórios. Idealmente, o melhor aproveitamento dos recursos hídricos ocorre quando as usinas situadas no final de cascatas operam com o nível dos seus respectivos reservatórios próximo ao máximo. Neste caso, as usinas a montante devem defluir quantidade de água suficiente para que, em conjunção com a contribuição da precipitação, seja possível manter o nível das usinas a jusante. Entretanto, no mercado Loose-Pool, essa condição pode não ser respeitada, já que o despacho das usinas se dá por ordem de mérito baseado nas ofertas de cada um dos agentes que, individualmente, buscam a maximização do benefício próprio sem levar em consideração a operação ótima de todo o sistema. A fim de aprofundar as questões apresentadas, esta Tese propõe um Problema de Equilíbrio com Restrições de Equilíbrio (EPEC) para a análise do comportamento estratégico de produtores que atuam em sistemas hidrotérmicos com UHEs em cascata. Tendo em vista que o regime de mercado Loose-Pool expõe os agentes detentores de UHEs à externalidades negativas, é avaliado, também, um mecanismo de mercado fundamentado no Teorema de Coase, que permita a negociação multilateral, no qual todos os produtores atuantes em uma cascata possam firmar acordos de operação com o intuito de eficientizar o processo de geração e, consequentemente, maximizar seu payoff. Esse processo de negociação multilateral entre as partes é modelado por meio do Jogo de Barganha de Nash, que admite como entrada os resultados do Loose-Pool. A partir da aplicação dos dois modelos descritos em um sistema teste, foram obtidos resultados que apontam uma preferência por parte dos agentes controladores das UHEs em agir estrategicamente por meio do preço, através de ofertas mais caras que conduzem o operador do mercado a aumentar o despacho de UTEs e elevar o preço da energia. Para o caso das cascatas, o Modelo de Barganha Multilateral de Nash mostrou que se houverem incentivos suficientes, os agentes controladores de usinas espacialmente acopladas podem chegar a acordos economicamente benéficos que conduzem a uma aproximação entre os resultados do Loose-Pool pós-barganha e o Tight-Pool.

O setor de distribuição de energia elétrica no Brasil apresenta características de monopólio natural e, portanto, necessita de forte regulamentação econômica. O mecanismo adotado para regulamentação tarifária é a Revisão Tarifária Periódica (RTP), realizada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A RTP tem o papel de garantir que a energia elétrica seja fornecida com qualidade aos consumidores e que os investimentos e os custos operacionais sejam compatíveis para que se tenham tarifas justas tanto para o concessionário como para o cliente. Este trabalho foca em um dos desafios do processo de RTP que é a determinação dos custos operacionais eficientes das concessionárias de distribuição, mais especificamente, na análise de eficiência das distribuidoras. O documento traz uma visão geral do terceiro e quarto ciclo de RTP no Brasil bem como a experiência internacional acerca do tema. Como base metodológicas, o trabalho faz uso de duas técnicas de benchmarking: o Data Envelopment Analysis (DEA) e o Ratio-based Efficiency Analysis (REA). O DEA é a metodologia vigente, baseada no conceito de fronteira de eficiência, adotada pela ANEEL para a análise de eficiência das distribuidoras. O REA é apresentado como uma alternativa de metodologia a ser aplicada ao setor. Ele é baseado não somente no conceito de fronteira de eficiência, mas também na comparação aos pares e eficiências relativas, trazendo, portanto, uma maior riqueza à análise. O REA faz uma avaliação da homogeneidade dos conjuntos e, como as características das áreas de concessão das distribuidoras brasileiro são bem heterogêneas, a aplicação do REA pode auxiliar, por exemplo, no estabelecimento das restrições de limites aos pesos. Os limites aos pesos vêm sendo aplicado na regulação da transmissão desde o 3º CRTP e foi adicionado ao segmento da distribuição no 4º CRTP na tentativa de homogeneizar a amostra de distribuidoras. Esta limitação aos pesos gerou questionamentos, pois a forma como os mesmos foram estabelecidos não foi divulgada pela ANEEL. Este trabalho faz uma avaliação do impacto da utilização destes limites e sua aderência ao modelo brasileiro, considerando a base de dados do 4º CRTP.

Brazil presents remarkable potential for wind power generation. This study aims to evaluate the behavior of wind average speed at the four major wind energy-producing states. The main contribution of this research is to use the NGR&R study (Nested Gage Repeatability & Reproducibility), generally applied on manufacturing quality management. Wind average speeds were collected for each month in four states, between the years of 2012 and 2015. Seasonality impact, measurements recurrence over the years and difference between states on wind average speed were assessed in this research. Time series, boxplot and control charts have been used to investigate not only wind average speed between months and states, but also range variation for each state by month. Study results show that the impact of these three factors is statistically significant and that the different location of these states presents the most relevant impact to wind mean speed variation in the country.

The use of hybrid power generation systems is an attractive alternative to conventional fossil fuel generation since they may assist in mitigating the emission of gases that are harmful to the atmosphere when using clean and renewable sources of energy. However, finding the ideal configuration for the installation of a hybrid system composed of solar photovoltaic (PV)-diesel generation is a complex task. In this sense, the objective of this study is to develop an approach to select the optimal configuration of hybrid power generation systems for isolated regions by means of combining the techniques of Mixing Design of Experiments, Normal Boundary Intersection and analysis of super efficiency using DATA | DATE Envelopment Analysis. The proposed approach is applied to a set of four isolated regions in the northern region of Brazil, more specifically in the state of Amazonas. The results show that for each region a different configuration is selected but with large shares of diesel generation at first. On the other hand, all these cases represent points in the Pareto frontier that are the most inefficient due to the high volume of CO2 emissions. From the application of the proposed approach, significant CO2 emission reductions are obtained by selecting the optimal configurations represented as the most efficient points in the Pareto frontier. Our results show that due to conflicting characteristics of the selected objectives, the installation of such hybrid power generation systems produces an increase in LCOE, mainly related to the high costs of the batteries, although less accentuated than the reductions in emissions.

As usinas eólicas e hidrelétricas são consideradas fontes renováveis de energia, ou seja, sua produção energética é suportada por recursos renováveis, bem como, as plantas de geração solar, biomassa, geotérmica e maré motriz. Além disso, são consideradas fontes limpas de energia, pois durante a sua produção não há emissão de gases que contribuem para o aquecimento global. Apesar disso, a disponibilidade de recursos para produção de eletricidade depende das variáveis que são afetadas por condições climáticas e consequentemente do processo de aquecimento do globo. A avaliação do comportamento destas variáveis, bem como sua previsão, é importante para o planejamento e operação do Sistema Interligado Nacional (SIN). Além da avaliação independente da produção de energia, considerando plantas de geração renovável, é importante considerar os efeitos das interações entre as variáveis climáticas. Esta interação pode resultar na existência de correlações entre as diversas fontes, que acabam por tornar-se importantes no dimensionamento como, por exemplo, da garantia física, ademais do fato de alterar o nível ótimo de complementação térmica do parque gerador. Alguns trabalhos comprovam a existência da complementaridade entre fonte eólica e hídrica em diversas regiões do Brasil, através da análise de séries históricas de vento e precipitação. A região Nordeste do país destaca-se das demais, pois é a região com maior produção de energia por fontes eólicas e, quando se analisa as séries históricas de precipitação e de velocidade de vento, nota-se que nos períodos hidrológicos secos a intensidade do vento aumenta. Já a região Sul, segunda maior produtora de energia por fonte eólica, apresenta comportamento diferenciado, ou seja, nos períodos chuvosos o vento apresenta maior velocidade, não subsistindo a complementaridade energética hidro-eólica internamente à região, porém quando verificado no contexto nacional, a maior intensidade do vento da região Sul é complementar à baixa precipitação das demais regiões do país, podendo vir a assumir papel relevante no suprimento da demanda do SIN. Este trabalho tem como objetivo avaliar se a complementaridade hidro-eólica observadas nas séries históricas até o momento permanecem válidas para o período futuro, em decorrência do efeito das mudanças climáticas para as regiões Nordeste e Sul do Brasil. Para este estudo foram utilizadas as séries de vento e precipitação do modelo regional ETA para diferentes cenários originados dos modelos climáticos globais japonês MIROC5 e britânico HadGEM-ES, e a estes foram aplicados dois caminhos de concentração de gases que provocam o efeito estufa, o RCP 8.5 e RCP 4.5. O trabalho aponta a iii necessidade de considerar no planejamento da expansão e da operação cenários de mudanças climáticas. A não consideração destes cenários leva a "erros" significativos no dimensionamento do parque gerador e no dimensionamento das capacidades de transferências entre submercados.

Neste estudo é proposta uma metodologia para calcular a elasticidade entre a curva de carga e a tarifa de energia elétrica. A elasticidade é essencial no processo de determinação da tarifa porque ela representa a resposta do consumidor sobre o sinal tarifário. Neste cálculo é necessário identificar a curva de carga típica de consumidores utilizando algoritmos de análise de agrupamentos. A elasticidade é então obtida comparando a curva de carga típica com a variação da tarifa entre dois anos consecutivos. O foco está na variação relativa da tarifa e carga durante as 24 horas do dia para capturar a habilidade do consumidor em mudar a curva de carga devido ao sinal tarifário. Os exemplos atuais são aplicados ao sistema elétrico da Light.

Hydrokinetic turbines harnessing energy from ocean currents represent a potential low carbon electricity source. This study provides a detailed techno-economic assessment of ocean turbines operating in the Gulf Stream off the North Carolina coast. Using hindcast DATA | DATE from a high-resolution ocean circulation model in conjunction with the US Department of Energy's reference model 4 (RM4) for ocean turbines, we examine resource quality and apply portfolio optimization to identify the best candidate sites for ocean turbine deployment. We find that the lowest average levelized cost of electricity (LCOE) from a single site can reach 400 $/MWh. By optimally selecting geographically dispersed sites and taking advantage of economies of scale, the variations in total energy output can be reduced by an order of magnitude while keeping the LCOE below 300 $/MWh. Power take-off and transmission infrastructure are the largest cost drivers, and variation in resource quality can have a significant influence on the project LCOE. While this study focuses on a limited spatial domain, it provides a framework to assess the techno-economic feasibility of ocean current energy in other western boundary currents.

Investors must be able to plan and analyze their investments in order to optimize decisions and turn them into profits associated with a particular project. Since electricity producers in the Brazilian electric power system are exposed to a short-term market, the goal of this paper is to propose a framework for investment analysis capable of encompassing different uncertainties and possibilities for wind power generators in a regulated market, characterized by auctions. In order to reach the proposed objective we employ a simulation technique which allows modeling cash flows considering uncertainties in variables related to project financial premises, electricity generation and producer exposure to the short-term market. For such goal, this study presents a new approach for investment analysis that allows the identification of the main uncertainty parameters and risks associated to this class of projects in the Brazilian electricity market. We also employ the Value at Risk technique to perform a risk management analysis in such context.

A geração de energia sem impactos ambientais é o objetivo atual de vários países que buscam obter uma matriz energética sustentável. Neste contexto, cada vez mais se utiliza no mundo a energia fotovoltaica devido à sua característica renovável, à fácil instalação, à manutenção simples, à flexibilidade e de poder ser divisível. Comparada a outras fontes, o seu alto custo ainda torna pouco atrativa economicamente, razão de sua pequena exploração em vários lugares no mundo, principalmente no Brasil. Com a finalidade de aproveitar esse recurso energético, o governo brasileiro adotou incentivos para sistemas fotovoltaicos que, aos poucos, vem surtindo os seus efeitos. Inicialmente, este trabalho apresenta um levantamento do potencial fotovoltaico existente nos telhados residenciais de determinadas cidades e uma análise da atratividade econômica com os incentivos regulatórios existentes e financiamentos disponíveis no Brasil. Não apenas se limitando ao cenário brasileiro atual, é avaliada também a comercialização da energia gerada pelo setor residencial, pois em muitos países esta possibilidade já é viável. Uma das variáveis importantes na tomada de decisão quanto à instalação de sistemas fotovoltaicos é o nível de insolação. Apesar de ser menos sensível que outras variáveis climáticas no que se refere ao aquecimento global, este nível pode se alterar ao longo do período de vida útil do empreendimento. Por essa razão, foi feita a avaliação do comportamento dos níveis de radiação solar das capitais do nordeste no futuro. As estimativas foram obtidas através dos modelos climáticos globais Hadgem e Miroc e pelo modelo regional ETA.

Energy production from renewable sources is already a reality in many countries, and with that, different strategies for incentivizing investments in renewable energy generation have been proposed and used over the years. In this study, long-term policies that have been applied in several countries, such as feed-in tariffs, shares with commercialization of certificates, auctions, and net metering, are overviewed and discussed. The main advantages and disadvantages of these incentive strategies are emphasized, focusing on applications. Some of these strategies that have already been applied in Brazil are analyzed in greater depth, emphasizing the potentialities and fragilities of these mechanisms observed within the country. Even though it is a country that stands out in relation to other Latin American countries regarding electricity generation from non-hydro renewable sources, Brazil still faces barriers that prevent a utilization compatible with its potential. Moreover, the trend for renewable sources, such as wind and solar power, is to represent an energy capacity reserve to cover hydrological risks and also to contribute to a distributed generation spread through electricity distribution networks.

Após oito anos de reestruturação é possível fazer uma análise do atual estágio do setor elétrico brasileiro. Em particular, a forma como foi estruturada a transmissão no sentido de viabilizar a competição nos segmentos de geração e comercialização deve ser revista com o propósito de identificar problemas e possíveis soluções. Dado que a transmissão se caracteriza como um monopólio natural, a regulamentação econômica desta atividade torna-se necessária e a forma como ela é conduzida traz conseqüências diretas sobre o desenvolvimento do setor, não só sob o aspecto do transporte da energia elétrica, como também nas demais atividades associadas à geração e ao consumo. Este trabalho traça um diagnóstico da transmissão sob o aspecto da evolução do nível tarifário e da estrutura tarifária. No que se refere ao nível tarifário, observase que a Receita Anual Permitida (RAP) vem subindo a índices superiores aos demais segmentos e isto é devido basicamente à forma como as regras e procedimentos foram desenhadas pelo regulador brasileiro. Com relação à estrutura tarifária adotada, sabe-se que a metodologia Nodal atualmente em uso tem apresentado alguns resultados que conflitam com as premissas básicas de uma metodologia de alocação de custos. Estas premissas estão basicamente associadas à emissão dos sinais econômicos corretos para os novos investimentos. Este trabalho foca os principais problemas e propõe uma nova abordagem para o segmento da transmissão no Brasil. A tarifação nodal deixa de ser nacional para ser zonal cuja definição das zonas, aderente ou não aos submercados, é estabelecida através das restrições da rede. Esta simples mudança diminui drasticamente os subsídios entre as regiões que estão contaminadas com o excesso da componente selo postal.

Diferentemente da maioria dos países no mundo, o Brasil apresenta predominância de usinas hidrelétricas em seu sistema elétrico de potência. Devido aos reservatórios de acumulação, o tomador de decisão pode escolher o melhor momento para uso da água para gerar energia ou utilizar as usinas termelétricas. Com o objetivo de aproveitar ao máximo os recursos disponíveis, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) utiliza modelos computacionais matemáticos que têm por objetivo minimizar o custo esperado de operação de um determinado horizonte de planejamento, respeitando os critérios de segurança de suprimento. Este custo é composto principalmente pelo custo de despacho das termelétricas e pelo valor atribuído a possíveis cortes de carga (déficits de energia). Dependendo do objetivo do estudo, o horizonte de planejamento pode variar de dias a vários anos. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), por exemplo, utiliza um plano decenal para sinalizar a expansão da oferta de energia, com discretização mensal; entretanto, quanto maior o horizonte e a discretização das tomadas de decisão, maiores são as incertezas das premissas e maiores os tamanhos dos problemas a serem resolvidos e consequentemente o tempo computacional relacionado às simulações com os modelos energéticos. O ONS utiliza uma cadeia de modelos para o planejamento da operação do sistema elétrico, na qual o modelo de médio prazo utiliza cinco anos como horizonte de estudo, em base mensal, mais cinco anos de pós-estudo ou anos adicionais, de forma a evitar os efeitos do truncamento do tempo que haveria no final do estudo. Porém, esse período foi definido há décadas atrás, onde as características do sistema interligado nacional eram bastante distintas das atuais. Como exemplo, pode-se citar a capacidade de regularização relativa dos reservatórios, que reduziu consideravelmente frente à carga, principalmente pela decisão do governo em licitar usinas hidrelétricas com reservatórios pequenos ou praticamente inexistentes. O objetivo deste trabalho é analisar a viabilidade da redução do horizonte de planejamento no modelo de médio prazo utilizado na programação mensal da operação, observando o trade-off entre a modificação no tamanho do problema computacional e a qualidade dos resultados.

Over the past few years, there has been a growing global consensus related to the importance of renewable energy to minimize the emission of greenhouse gases. The solution is an increase in the number of renewable power plants but unfortunately, this leads to a high dependence on climate variables which are already affected by climate change. Brazil is one of the largest producers of electricity by renewables through its hydro-dominant power generation system. However, hydro-generation depends on water inflows that are directly affected by climate change that consequently affect the electricity production. Therefore, these changes need to be considered in the operation and planning of a hydro-dominant power system. In this paper, we present the effects of different climate scenarios in the water inflows produced by the regional Eta climate model. Normally, studies use an optimization model to make decisions in case of a hydro-thermal scheduling problem and use the assured energy to evaluate the hydro-production. In this analysis, water inflows used in the optimization process consider different trends according to its associated climate scenario. Our paper shows that climate change may drastically impact the system assured energy and consequently, the system's capability to supply load.

Brazil has adopted various strategies to encourage alternative renewable energy sources in pursuit of cleaner and sustainable energy production. To this end, strategies should support the reduction of the financial risk for potential investors in the renewable energy market. Therefore, this study aims to analyze the impact of incentive strategies on the financial risk of wind power generation projects in Brazil in different marketing environments. From a quantitative approach, using Monte Carlo Simulation in three scenarios, we evaluate the impact of funding from the National Development Bank and participation in the Clean Development Mechanism in the financial returns of the investor in a regulated contracting environment and free contracting environment, measured by the Net Present Value. We conduct a statistical analysis to find out if there were statistically significant differences in investor risk in each scenario. The main results of the study are as follows: the wind speed, the selling price of energy, and disbursement for the investment have the most significant impact on the financial return; the project viability probability is greater than 85% in all scenarios, regardless of the marketing environment; the regulated market is less risky for the producer than the free market, since there is a statistically significant difference in Net Present Value variances for all scenarios; in the regulated contracting environment, funding is critical to reducing risk; and carbon credit trading is not a suitable policy for providing financial security to renewable energy producers. Thus, we conclude that in Brazil the contracting of projects from auctions in the regulated contracting environment, with the support of the National Development Bank, has been important for neutralizing the producer's financial risks.

This paper presents an overview about the hydro-thermal scheduling problem. In an electrical power system power generators have to be scheduled over a time horizon in order to supply system demand. The scheduling problem consists in dispatching the available generators to meet the system electric load while minimizing the operational costs related to fuel and possible load curtailments. In a system with a large share of hydro generation, different from a thermal dominant power system, the uncertainty of water inflows play an important role in the decision-making process. In this setting the scheduling of generators has to be determined considering different future possibilities for water availability. Also, in the existence of a cascade system, the availability of water to produce electricity in hydro plants is influenced by decisions taken in upstream reservoirs. These issues complicate the hydro-thermal scheduling problem that often in the literature is modeled as a multi-stage stochastic program. In this paper we aim to give an overview about the main ideas behind this problem. We present model formulations, a solution technique, and point out to new developments related to this research.

Esta tese apresenta uma proposta de modelo integrando conceitos técnicos e econômicos com o objetivo de tentar acompanhar algumas das mudanças ideológicas e estruturais que se tornam possíveis com a revolução das redes elétricas inteligentes. Neste estudo trata-se da obtenção das tarifas regulatórias pela perspectiva microeconômica, através de estudos referentes à otimização dos investimentos e da minimização dos custos, bem como trata da questão de compensação ao cliente por deficiências na qual idade de fornecimento da energia , da possibilidade de bidirecionalidade no fornecimento de energia e dos efeitos do nível de renda do consumidor com o objetivo de se aumentar a inclusão social ao acesso do bem de consumo energia elétrica. Neste contexto apresentado, os consumidores devem se tornar partícipes ativos no mercado de energia, onde deve haver o desenvolvimento de um relacionamento dinâmico criando novas condições e requisitos operacionais para garantir a transformação dentro e fora do ambiente de negócios regional. Questões relacionadas aos investimentos a serem realizados e o retorno destes investimentos devem ser respondidas caso a caso, segundo a real idade regional das concessões, segundo as previsões de compartilhamento de custos com os consumidores e também totalmente relacionadas com o nível de renda do consumidor . A possibilidade da oferta de serviços e produtos para atendimento dos produtores-consumidores e ampliação do espaço de atuação das concessionárias brasileiras é uma transformação necessária para reconhecimento destas como provedoras de soluções energéticas.

Garantir a segurança do suprimento de energia elétrica em seu território é assunto estratégico para qualquer nação desenvolvida ou em desenvolvimento. Trata-se não somente de garantir bem-estar aos seus cidadãos, mas também garantir um mercado de energia eficiente do ponto de vista econômico de modo a assegurar a competitividade das atividades econômicas. No Brasil, adota-se um modelo de mercado baseado em certificados de energia, o que exige algum método de medição da contribuição de cada empreendimento para a segurança do suprimento, tarefa que se torna mais complexa em sistemas hidrotérmicos. Trata-se de um modelo peculiar e não muito compreendido por muitos dos profissionais que atuam na área. Apresentar suas bases, seus pontos fortes, suas falhas e propor melhorias constituem os objetivos desta dissertação. Para tanto, além de um estudo comparativo com a regulação de outros países, foi realizada uma análise da origem e da evolução do mercado de energia brasileiro baseado na comercialização de certificados de energia (garantias físicas), evidenciando a importância da aferição do lastro de energia para esse modelo. Discute-se ainda como os critérios de planejamento afetam o lastro de energia do sistema e como a garantia física se relaciona com os parâmetros técnicos das centrais geradoras.

Este trabalho propõe o desenvolvimento, implementação e análise de dois diferentes modelos matemáticos para tratar do problema de planejamento do despacho hidrotérmico para o sistema elétrico brasileiro. Atualmente, existe um modelo que utiliza a programação linear estocástica de múltiplos estágios para solucionar o problema de despacho hidrotérmico de médio prazo presente no programa NEWAVE. Esse modelo é resolvido para horizontes de cinco anos com discretização mensal, utilizando a técnica de programação dinâmica dual estocástica (PDDE) juntamente com a técnica de agregação de usinas hidrelétricas em reservatórios equivalentes de energia para cada região (REE). Estes equivalentes permitem diminuir a dimensionalidade do problema, no qual, o parâmetro estocástico é a energia natural afluente (ENA). O modelo proposto caracteriza-se por uma formulação onde os reservatórios equivalentes são definidos a partir das bacias hidrográficas. A técnica de modelagem também é baseada em programação linear estocástica de múltiplos estágios, mas utilizando as bacias como agrupamentos básicos ao invés das regiões geográficas. A variável estocástica é a vazão natural afluente aos empreendimentos de geração, que posteriormente dentro do modelo de otimização é transformada em energia natural afluente para cada REE. Através desta modelagem matemática é possível utilizar informações relevantes e particulares de cada bacia ao longo do horizonte de planejamento para fins de otimização. A segregação do sistema em bacias e o uso das características específicas de cada uma delas faz com que o acoplamento espacial das usinas hidrelétricas do sistema seja melhor representado. Além disso, a modelagem por bacias apresenta um pequeno acréscimo no número variáveis de decisão e restrições estruturais quando comparado a um modelo de despacho hidrotérmico que considera usinas hidrelétricas individualizadas. Além do desenvolvimento e implementação da nova formulação matemática (modelo de otimização do despacho hidrotérmico por bacias hidrográficas utilizando previsão de vazões naturais afluentes) neste trabalho serão apresentadas diversas simulações baseadas em casos com características reais do sistema elétrico brasileiro, visando analisar o comportamento de diferentes abordagens do problema.

Energy transportation costs typically make up a quarter of consumers? electricity bills, and most of this amount (90% in the United Kingdom, 75% in Brazil and Spain, and 60% in India, for example) is due to energy transportation through the distribution network. This cost could escalate over the next few decades as distributed energy resources are expected to grow substantially in response to the financial incentives many governments have created for renewable and efficient generation to meet their CO 2 reduction targets.

During the last years, the electricity sector has experienced great changes, especially within the economic regulation. After receiving several criticisms, the rate of return regulation has been replaced by incentive regulation. The main objective of this regulation is to stimulate business efficiency. This paper proposes an alternative application of DATA | DATE envelopment analysis to the Brazilian case, characterized by a large territory: the use of Unit Networks in the distribution segment to regionalize the concession area and then to analyse the efficiencies separately. Many regulators use the entire distribution company as a decision-making unit for price regulation when benchmarking is applied. However, in Brazil, quality performance is measured in detail using sets of consuming units, i.e. quality is measured using small parts of the company. Given that efficiency cannot be assessed without considering various aspects of quality performance and characteristics of the underlying environment in the utility’s concession area, this paper tries to find the trade-off between management, quality, environment and costs. Therefore, the main contribution of this paper is twofold: the solution for Brazilian distribution companies’ heterogeneity and the choice of variables that are better measures for an efficiency analysis. Some examples with Brazilian utilities are provided to show the advantages of the proposed approach.

O setor de geração de energia elétrica do Brasil é majoritariamente composto de fontes renováveis. Em 2014, as usinas hidrelétricas respondiam por mais de 70% da geração de energia elétrica no país. As fontes renováveis, onde a hidro eletricidade se inclui, são dependentes das condições climáticas e alterações no clima global não previstos nos históricos podem alterar a geração de energia prevista através destas fontes. Este trabalho apresenta uma alternativa de repotenciação de usinas hidrelétricas como resposta aos efeitos das mudanças climáticas na geração de energia hidrelétrica no Brasil. A repotenciação, em seu termo geral, é a ação de aprimorar os parâmetros de uma usina, seja com a melhora do rendimento ou fator de capacidade, seja através do aumento da capacidade instalada da usina por meio da atualização tecnológica dos equipamentos ou pela instalação de unidades geradoras adicionais. Após a identificação das usinas hidrelétricas que estão aptas a serem repotenciadas dentro dos cenários climáticos avaliados, foram feitas simulações de despacho hidrotérmico, utilizando o modelo NEWAVE, estabelecendo ganhos de capacidade instalada para as unidades geradoras aptas a repotenciação como também avaliar a motorização das usinas através da instalação de unidades adicionais. Este trabalho buscou fazer análises dos resultados obtidos nas simulações, evidenciando os principais benefícios da repotenciação de usinas hidrelétricas para o sistema elétrico brasileiro e para os agentes geradores. Utilizando os resultados das simulações, é feita uma análise econômica e de decisão da implementação destes projetos, com o objetivo de determinar, dentro de uma quantidade de alternativas, a que apresenta maior atratividade de investimento no Brasil.

Nos últimos anos, o setor elétrico tem passado por grandes mudanças, especialmente na regulação econômica. Depois de receber várias críticas, a regulação pelo custo do serviço vem sendo substituída pela regulação por incentivos. O objetivo principal desta regulação é o estímulo à eficiência empresarial. Este estudo propõe uma forma alternativa de aplicação da metodologia Data Envelopment Analysis (DEA) para o caso brasileiro, caracterizado por grandes extensões territoriais: o uso das Redes Unificadas (RU) no segmento de distribuição para regionalizar a área de concessão e em seguida analisar a eficiência separadamente. Muitos reguladores utilizam a distribuidora como Unidade Tomadora de Decisão (do inglês, Decision Making Unit – DMU) na regulação de preços, quando técnicas de benchmarking são empregadas. Contudo, no Brasil, a qualidade é medida em detalhes através dos conjuntos de unidades consumidoras, ou seja, a qualidade é medida considerando partes menores da empresa. Dado que a eficiência não pode ser analisada sem considerar os aspectos de qualidade e as características ambientais da área de concessão da distribuidora, este estudo busca um equilíbrio entre gerenciamento, qualidade, ambiente e custos. Portanto, as principais contribuições deste estudo são: a criação de um instrumento direcionador para aumento do incentivo à eficiência técnica no segmento de distribuição, a redução do impacto da heterogeneidade presente nas distribuidoras brasileiras e a escolha de variáveis que são melhores medidas na análise de eficiência. Alguns exemplos com distribuidoras brasileiras são apresentados para mostrar as vantagens da abordagem proposta.

O setor de geração de energia elétrica do Brasil é majoritariamente composto de fontes renováveis. Em 2014, as usinas hidrelétricas respondiam por mais de 70% da geração de energia elétrica no país. As fontes renováveis, onde a hidro eletricidade se inclui, são dependentes das condições climáticas e alterações no clima global não previstos nos históricos podem alterar a geração de energia prevista através destas fontes. Este trabalho apresenta uma alternativa de repotenciação de usinas hidrelétricas como resposta aos efeitos das mudanças climáticas na geração de energia hidrelétrica no Brasil. A repotenciação, em seu termo geral, é a ação de aprimorar os parâmetros de uma usina, seja com a melhora do rendimento ou fator de capacidade, seja através do aumento da capacidade instalada da usina por meio da atualização tecnológica dos equipamentos ou pela instalação de unidades geradoras adicionais. Após a identificação das usinas hidrelétricas que estão aptas a serem repotenciadas dentro dos cenários climáticos avaliados, foram feitas simulações de despacho hidrotérmico, utilizando o modelo NEWAVE, estabelecendo ganhos de capacidade instalada para as unidades geradoras aptas a repotenciação como também avaliar a motorização das usinas através da instalação de unidades adicionais. Este trabalho buscou fazer análises dos resultados obtidos nas simulações, evidenciando os principais benefícios da repotenciação de usinas hidrelétricas para o sistema elétrico brasileiro e para os agentes geradores. Utilizando os resultados das simulações, é feita uma análise econômica e de decisão da implementação destes projetos, com o objetivo de determinar, dentro de uma quantidade de alternativas, a que apresenta maior atratividade de investimento no Brasil.

Este trabalho apresenta as primeiras tentativas na avaliação do efeito das mudanças climáticas na geração de energia elétrica proveniente de fontes hidráulicas. O trabalho faz uso de modelos climáticos globais oriundos do IPCC e de modelos hidrológicos que relacionam a chuva com a vazão simulando as principais bacias do país. A métrica utilizada para quantificar este efeito é a energia assegurada visto que ela é hoje adotada pelo sistema elétrico brasileiro. O trabalho discorre sobre o projeto estratégico de P&D ANEEL no. 10 / 2008 do qual esta dissertação é parte integrante. Os resultados das principais simulações realizadas são apresentados mostrando a necessidade de incluir os modelos climáticos globais nos estudos de planejamento da expansão e da operação do sistema elétrico brasileiro.

A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) representa aproximadamente 18% dos custos gerenciáveis das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil. Este montante é definido a partir da taxa de depreciação média da sua infraestrutura. Por sua vez, a depreciação de cada ativo é determinada com base na sua vida útil estimada. É de responsabilidade do regulador, a ANEEL, definir as vidas úteis regulatórias. No entanto, a adoção de práticas internacionais de contabilidade sinaliza a prossibilidade de revisão destes valores de forma que representem o tempo de uso econômico dos ativos de cada empresa. A metodologia desenvolvida neste trabalho é aplicada para calcular a vida útil de qualquer tipo de ativo a partir do seu controle físico. Ela é demonstrada no cálculo da vida útil econômica de transformadores de distribuição, uma vez que são parte significativa da Base de Remuneração Regulatória das empresas. A análise estatística usada pela ANEEL concentra-se no ajuste da função paramétrica de densidade. Neste estudo, a análise estatística usa esta e outras funções da Confiabilidade reforçando a conceituação teoria deste método. O modelo de tempo de vida (MTV) é desenvolvido para obter a taxa de falha na forma da “Curva da Banheira”, calculada através do estimador não paramétrico Kernel para a função de densidade. Sobre esta curva é aplicado um modelo empírico da curva da banheira para transformar o modelo na forma paramétrica composto por duas distribuições de Weibull. Neste modelo (2W3P2P) são identificados os parâmetros e os pesos das funções Weibull para explicar as falhas reparáveis (ocorridas durante fase de vida útil) e as falhas não reparáveis (ocorridas durante a fase de envelhecimento). Os pesos obtidos também mostram a importância destes modos de falha para a gestão de ativos. Uma vez conhecida a taxa de falha ao longo da vida do equipamento, elementos de custos ligados à operação e manutenção, reparo, depreciação, custo médio ponderado de capital (WACC) e o q de Tobin são usados para determinar a vida útil econômica do ativo, fazendo a comparação das alternativas de substituir ou manter o ativo em operação. A decisão de substituir é tomada pela comparação do custo anualizado equivalente (CAE) das alternativas ao longo de um período de vida entre o ponto de vida útil e a vida útil característica, extraídos da curva da banheira. Se o ano de substituição representa o ponto de “trade-off” econômico do equipamento, a nova vida útil regulatória pode ser definida atendendo o período de recuperação econômica do ativo. Ao reduzir o WACC ou aumentar o custo de reparo, a taxa de falha ou a vida útil regulatória, é incentivada a renovação do ativo com vida útil econômica menor; ao contrário, deve ser mantido o equipamento em uso.

This work focuses on developing a forecasting model for the water inflow at an hydroelectric plant’s reservoir for operations planning. The planning horizon is 5 years in monthly steps. Due to the complex behavior of the monthly inflow time series we use a Bayesian dynamic linear model that incorporates seasonal and autoregressive components. We also use climate variables like monthly precipitation, El Niño and other indices as predictor variables when relevant. The Brazilian power system has 140 hydroelectric plants. Based on geographical considerations, these plants are collated by basin and classified into 15 groups that correspond to the major river basins, in order to reduce the dimension of the problem. The model is then tested for these 15 groups. Each group will have a different forecasting model that can best describe its unique seasonality and characteristics. The results show that the forecasting approach taken in this paper produces substantially better predictions than the current model adopted in Brazil (see Maceira & Damazio, 2006), leading to superior operations planning.

No Brasil, os agentes que participam do mercado de energia elétrica devem apresentar total cobertura contratual de capacidade de geração, ou seja, somente a energia assegurada do gerador pode ser negociada. A energia assegurada é a quantidade de energia concedida a cada gerador para comprometê-la em contratos de venda assegurando um risco de déficit de energia de 5%. Este trabalho avalia a possibilidade de alavancagem financeira em termos de energia, permitindo a negociação de contratos que extrapolem a capacidade física mensurada pela energia assegurada. Simulações de risco curto prazo são utilizadas nos contratos de compra e venda de energia para avaliar o risco de déficit. O programa Newave utilizado pelo setor elétrico brasileiro utiliza como variável aleatória apenas a afluência para avaliar risco mas existem outras variáveis que deveriam ser consideradas também. Este trabalho inclui a demanda como resultado dos contratos de compra e venda. Desta forma, é possível conseguir uma maior flexibilidade e liquidez no mercado ampliando as possibilidades de negócios.

Esta dissertação trata do problema de planejamento hidrotérmico do sistema elétrico brasileiro levando em consideração a penetração de geração eólica. Em um problema de planejamento hidrotérmico deseja-se minimizar os custos de produção de eletricidade buscando atender a demanda de energia elétrica do sistema considerando a operação de ambos: hidrelétricas e termelétricas. Atualmente, o modelo brasileiro de planejamento da operação não representa a geração eólica de maneira adequada dentro da modelagem matemática, sendo o montante de geração proveniente dessa fonte apenas descontado da demanda total de energia do sistema. Com o recente crescimento e evolução da energia eólica ao redor do mundo, torna-se necessário buscar soluções para um melhor planejamento dos sistemas elétricos. O Brasil possui um enorme potencial eólico, concentrado principalmente ao longo de sua costa atlântica e relativamente próximo aos grandes centros, o que torna esta opção ainda mais atraente. A geração de energia elétrica por meio de turbinas eólicas constitui uma alternativa para diversos níveis de demanda. As pequenas centrais podem suprir pequenas localidades distantes da rede, contribuindo para o processo de universalização do atendimento. Quanto às centrais de grande porte, estas têm potencial para atender uma significativa parcela do Sistema Interligado Nacional (SIN) com importantes ganhos: contribuindo para a redução da emissão, pelas usinas térmicas, de poluentes atmosféricos; diminuindo a necessidade da construção de grandes reservatórios; e reduzindo o risco gerado pela sazonalidade hidrológica, à luz da complementaridade evidenciada em trabalhos existentes na literatura. Este trabalho apresenta um modelo eficiente para simular o planejamento hidrotérmico-eólico do sistema brasileiro utilizando dados reais. São utilizadas técnicas de previsão de afluências e de velocidade do vento para simular as condições futuras do sistema, obtendo, desta maneira, um planejamento mais completo e que possa auxiliar mais adequadamente os operadores do sistema durante o processo de tomada de decisão.

Esta tese propõe um procedimento para reduzir custos devidos a perturbações em uma rede elétrica. Isto é feito através do gerenciamento eficiente entre os custos decorrentes de problemas de estabilidade e os investimentos necessários à sua atenuação. Para este fim, FACTS dos tipos SVC, TCSC, STATCOM e SSSC são utilizados. O foco deste trabalho está nos problemas de estabilidade do ponto de vista dinâmico. São abordados problemas de estabilidade de tensão, angular, frequência e oscilação de potência. São tratados simultaneamente. A administração da instalação dos FACTS na rede se faz pela utilização de processo de otimização. Este deve ser capaz de identificar a quantidade mínima necessária, a correta localização e tipos de FACTS a serem instalados de modo a se obter o maior ganho econômico. A contraposição entre custos decorrentes de problemas de estabilidade e os investimentos necessários à sua mitigação é considerada neste processo. Exemplos didáticos e aplicações do método proposto são apresentados. Exemplos de problemas de estabilidade considerando uma ou diversas contingências e estabilidade eletromecânica e tensão, conjuntamente, são explorados. Isto é feito através do emprego de um sistema elétrico real, de forma que as características operativas sejam aquelas observadas na operação cotidiana de um sistema de potência.

As metodologias de cálculo das tarifas de transmissão buscam alocar e/ou atribuir todo ou parte dos custos existentes ou de novos custos da transmissão aos usuários da rede. O Brasil adotou a metodologia nodal para determinar as tarifas de uso do sistema de transmissão (TUST), a qual tem como característica o rateio de uma receita estabelecida pelo órgão regulador cujo fator de distribuição é derivado dos custos marginais de longo prazo. A definição destes custos marginais é onde, normalmente, encontram-se as diferenças básicas entre os métodos de alocação da receita. Além disso, muitas vezes a alocação não é completa, sendo necessário adicionar uma componente à tarifa para fazer a reconciliação de receita, que em função da forma de rateio foi denominada como Parcela Selo Postal. Tal reconciliação é feita utilizando um rateio proporcional ao montante da carga transportada que não incorpora o efeito da localização. Este trabalho apresenta um método alternativo de cálculo das tarifas de transmissão, ou seja, o método da Área de Influência (AI) que também é baseado em uma solução de fluxo de potência nos ramos da rede, mas cuja interpretação da Responsabilidade de Potência de cada usuário difere da metodologia atual da ANEEL. O objetivo do método da Área de Influência é fazer com que os agentes arquem com os custos de uso apenas dos elementos cujos fluxos são influenciados por suas injeções ou retiradas de potência. A metodologia proposta é aplicada num sistema de 24 barras do IEEE para servir de análise básica e didática como também no Sistema Interligado Nacional. Os resultados demonstram que a metodologia proposta deve ser considerada como uma alternativa viável para rateio da Receita Anual Permitida.

Sampling-based decomposition algorithms (SBDAs) solve multi-stage stochastic programs. SBDAs can approximately solve problem instances with many time stages when the stochastic program exhibits interstage dependence in its right-hand side parameters by appropriately sharing cuts. We extend previous methods for sharing cuts in SBDAs, establishing new results under a novel interaction between a class of interstage dependency models, and how they appear in the stochastic program.

O grande desafio do setor de distribuição de energia elétrica é conciliar a busca pela maximização do lucro com a realidade de uma atividade regulada, onde o órgão regulador monitora tanto a qualidade do serviço, quanto a receita auferida pelas empresas. Este trabalho contribui para o atual debate concernente aos efeitos da regulação price cap sobre incentivos aos investimentos, na presença de irreversibilidade, flexibilidade e incerteza. A teoria de opções reais é aplicada em um modelo estocástico em tempo contínuo, para avaliar oportunidades de investimentos em distribuição de energia elétrica sob o cenário de regulação econômica brasileiro, analisando o impacto sobre o valor e o timing do projeto. A fronteira ótima de investimento é traçada para orientar os gestores do projeto quanto ao melhor momento de realizar o investimento em função dos valores reais dos preços no futuro, sugerindo a melhor estratégia a ser adotada ao longo do tempo. Uma distribuidora com uma oportunidade de investimento no seu sistema elétrico, detém uma opção de construir um ativo num momento futuro de sua escolha, compreendido num determinado período de tempo limitado por sua obrigação contratual de atender a demanda em sua área de concessão. Executando imediatamente esse investimento, a empresa exerce sua opção de investir mas, simultaneamente, ela desiste de sua opção de esperar para ver como as incertezas do projeto evoluem, em busca do instante ótimo de investimento. Um caso real de análise do investimento em uma subestação de uma distribuidora brasileira é apresentado, considerando a incerteza regulatória no preço do serviço de distribuição. Então o modelo é extendido para analisar o retorno do projeto devido às incertezas nos valores da receita regulatória e da energia anual distribuída pela concessionária.

O setor de distribuição de energia elétrica brasileiro está passando pelo terceiro ciclo de revisão tarifária periódica, conduzida pelo órgão regulador, com o intuito de redefinir as tarifas reguladas a serem praticadas neste mercado, estritamente monopolístico, e também com intuito de introduzir mecanismos para que as empresas distribuidoras busquem maiores ganhos de eficiência e produtividade. Uma das melhorias propostas pelo regulador, nesta revisão tarifária corrente, concerne na aplicação da Produtividade Total dos Fatores para a definição da produtividade das distribuidoras, no âmbito da determinação do Fator X, dentro do contexto da regulação por incentivos. Assim, considerando-se esta nova aplicação em curso, neste trabalho, a metodologia DEA (Data Envelopment Analysis) e o Índice Malmquist combinados com o método bootstrap, são utilizados a fim de se prover as devidas inferências estatísticas para se determinar a eficiência e a produtividade médias das distribuidoras de energia elétrica brasileiras. As análises compreendem o período entre 2003 e 2009, o mesmo utilizado pelo regulador, e os resultados alcançados indicam que existe um significante grau de ineficiência (aproximadamente 34,1%) e uma ganho de produtividade médio de 1,55%. Portanto, este estudo indica que há, em teoria, um grande potencial para redução de custos operacionais e melhoria na produtividade média do setor de distribuição de energia elétrica brasileiro.

O setor elétrico brasileiro passou por uma grande reestruturação na década de noventa e ainda vem sofrendo alterações na sua regulamentação. Um dos pilares desta mudança se refere à introdução da competição na geração e comercialização, deixando a transmissão e distribuição com forte regulamentação econômica. Na relação entre as distribuidoras e o sistema de transmissão, foi definido pelo órgão regulador brasileiro (ANEEL) que as distribuidoras para cada ponto de conexão com a rede de transmissão devem informar o Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST). A partir destes montantes são definidas as tarifas de uso da rede de transmissão, denominada de tarifas nodais, estabelecendo os encargos de transmissão a serem pagos pelas distribuidoras. Este trabalho apresenta uma metodologia para definir este MUST de forma a otimizar o custo de contratação e as multas estabelecidas quando o montante medido ultrapassa certos limites impostos pela regulamentação vigente. A metodologia proposta foi desenhada para as duas regras recentes definidas pela ANEEL, além de propiciar uma avaliação sob duas estratégias de contratação, ou seja, pela ótica da distribuidora onde apenas as multas são relevantes e pela ótica do consumidor onde o custo do contrato é também considerado. Um programa computacional foi desenvolvido e aplicado ao caso da LIGHT Serviços de Eletricidade SA que através de um projeto de pesquisa e desenvolvimento informou os dados da sua área de concessão. Os resultados evidenciaram a necessidade de utilizar ferramentas de otimização para o auxílio na tomada de decisão quanto ao montante a ser contratado e, principalmente, mostraram a relevância da estratégia de contratação utilizada e seu impacto tanto no custo para o consumidor como na expansão da rede de transmissão.

A utilização crescente de fontes alternativas de energia elétrica como PCH’s, biomassas e eólicas, conectadas em níveis de tensão iguais ou inferiores a 138 kV altera a operação e o planejamento das redes de distribuição. Esta nova dinâmica não está sendo comunicada aos agentes que utilizam a rede através da tarifa de uso denominada de TUSD e TUSDg. Esta falta de “diálogo” entre a rede e os agentes provoca gastos adicionais e ociosidades que poderiam ser evitados a partir da mudança da estrutura tarifária vigente que data da década de oitenta, como também, a partir da utilização eficiente de tecnologias hoje disponíveis que foram agrupadas num ambiente denominado de “Smart Grid”. A ANEEL, preocupada com evolução do uso destas redes, realizou recentemente a AP 120/10 propondo aprimoramentos na atual estrutura tarifária para o terceiro ciclo de revisão tarifária. Um dos pontos que ficaram em aberto se refere a introdução do sinal locacional na distribuição. Para os geradores embebidos nesta rede, a ANEEL definiu regiões denominadas de Redes Unificadas (RU) onde o sinal locacional seria definido utilizando a mesma metodologia nodal usada na transmissão. No entanto, não foi formulado nenhum critério para estabelecer estas RUs. Este trabalho apresenta uma metodologia para definição das RUs orientada para minimizar o desnível existente entre as tarifas de uso da transmissão e da distribuição contribuindo para a convergência tarifária. A metodologia proposta é composta de três etapas: 1) utilização da área de influência de cada ponto de conexão com a rede básica; 2) análise da impedância equivalente entre áreas de influência e, 3) análise da proximidade da TUST entre as áreas formadas. A regionalização obtida com as RUs possibilita uma maior eficiência com a implantação de redes inteligentes visto que o efeito na otimização tem abrangência regional quando os geradores e consumidores das diversas classes reagem face ao sinal tarifário. O método proposto foi testado com dados reais de companhias de distribuição presentes no estado do Rio Grande do Sul e Minas Gerais.

Deregulation of the electricity sector has given rise to several approaches to defining optimal portfolios of energy contracts. Financial tools – requiring substantial adjustments – are usually used to determine risk and return. This Paper presents a novel approach to adjusting the conditional value at risk (CVaR) metric to the mix of contracts on the energy markets; the approach uses Mixture Design of Experiments (MDE). In this kind of experimental strategy, the design factors are treated as proportions in a mixture system considered quite adequate for treating portfolios in general. Instead of using traditional linear programming, the concept of desirability function is here used to combine the multi-response, nonlinear objective functions for mean with the variance of a specific portfolio obtained through MDE. The maximization of the desirability function is implied in the portfolio optimization, generating an efficient recruitment frontier. This approach offers three main contributions: it includes risk aversion in the optimization routine, it assesses interaction between contracts, and it lessens the computational effort required to solve the constrained nonlinear optimization problem. A case study based on the Brazilian energy market is used to illustrate the proposal. The numerical results verify the proposal's adequacy.

A long-term, multiarea, and multistage model for the supply/interconnections expansion planning of integrated electricity and natural gas (NG) is presented in this paper. The proposed Gas Electricity Planning (GEP) model considers the NG value chain, i.e., from the supply to end-consumers through NG pipelines and the electrical systems value chain, i.e., power generation and transmission, in an integrated way. The sources of NG can be represented by NG wells, liquefied natural gas (LNG) terminals and storages of NG and LNG. The electricity generation may be composed by hydro plants, wind farms, or thermal plants where the latter represent the link between the gas and the electricity chain. The proposed model is formulated as a mixed-integer linear optimization problem which minimizes the investment and operation costs to determine the optimal location, technologies, and installation times of any new facilities for power generation, power interconnections, and the complete natural gas chain value (supply/transmission/storage) as well as the optimal dispatch of existing and new facilities over a long range planning horizon. A didactic case study as well as the Brazilian integrated gas/electricity system are presented to illustrate the proposed framework.

This paper proposes a new hybrid approach based on nonlinear chaotic dynamics and evolutionary strategy to forecast electricity loads and prices. The main idea is to develop a new training or identification stage in a nonlinear chaotic dynamic based predictor. In the training stage five optimal parameters for a chaotic based predictor are searched through an optimization model based on evolutionary strategy. The objective function of the optimization model is the mismatch minimization between the multi-step-ahead forecasting of predictor and observed DATA | DATE such as it is done in identification problems. The first contribution of this paper is that the proposed approach is capable of capturing the complex dynamic of demand and price time series considered resulting in a more accuracy forecasting. The second contribution is that the proposed approach run on-line manner, i.e. the optimal set of parameters and prediction is executed automatically which can be used to prediction in real-time, it is an advantage in comparison with other models, where the choice of their input parameters are carried out off-line, following qualitative/experience-based recipes. A case study of load and price forecasting is presented using DATA | DATE from New England, Alberta, and Spain. A comparison with other methods such as autoregressive integrated moving average (ARIMA) and artificial neural network (ANN) is shown. The results show that the proposed approach provides a more accurate and effective forecasting than ARIMA and ANN methods.

As inúmeras reformas ocorridas no setor de energia brasileiro visavam adaptar a estrutura monopolista antiga para uma nova estrutura competitiva para os agentes de geração. De um modo geral, a nova estrutura procura proporcionar aos clientes segurança no fornecimento de energia, a um mínimo preço, garantido por meio de leilões de compra e venda de energia. Deste modo, as reformas introduzidas pelo Ministério de Minas de Energia (MME) levaram à criação de dois ambientes de contratação: o Ambiente de Contratação Livre (ACL) e o Ambiente de Contratação Regulada (ACR). A diferença entre os dois ambientes é que no ACR o governo coordena a compra de energia por meio de leilões, enquanto que no ACL cada cliente escolhe o seu fornecedor. No entanto, tanto o ambiente ACL quanto ACR são sujeitos à volatilidade do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), obtido a partir das simulações com o programa de despacho econômico, denominado Newave. Se por um lado os clientes buscam menores tarifas, por outro lado, as empresas de geração estão interessadas em definir qual estratégia de contratação devem adotar, considerando a possibilidade de atuação no mercado de contratos bilaterais e no mercado spot, de modo a obter o máximo retorno a um mínimo risco. A seleção de portfólios para o setor de energia objetiva designar o montante de energia disponível, por parte da geradora, para o conjunto de possíveis clientes, considerando o risco envolvido na comercialização de energia. Na área financeira, este problema é conhecido como Otimização de Portfólio, existindo diversas técnicas para solucionálo. Nesta tese, o portfólio é modelado não utilizando os modelos clássicos da teoria de portfólio, mas uma aplicação inédita do projeto de experimento de misturas. Geralmente, a teoria de mistura é aplicada na elaboração de diversos produtos. As variáveis de decisão do problema são as proporções de cada componente, que devem ser determinadas de modo a se obter uma determinada propriedade. Para o caso do portfólio, as propriedades são o retorno, dado pelo Valor Presente Total (VPTOT) e o risco dado pelo Conditional Value at Risk (CVaR). A otimização, neste trabalho, é realizada por meio da função desirability que engloba as técnicas de programação multi-objetiva. Com a função desirability tem-se a vantagem de minimizar o CVaR e maximizar o VPTOT simultaneamente. Deste modo, é possível obter mais agilidade no processo de definição da estratégia de contratação de uma empresa de geração ou mesmo de um comercializador.

A regulamentação do serviço de distribuição busca um equilíbrio entre a minimização do custo e a prestação do serviço com qualidade. A regulação por incentivo, juntamente com um aperto nos índices de qualidade, sinaliza para a empresa regulada uma trajetória de maior eficiência econômica e operacional. O desafio é estabelecer um nível mínimo de qualidade aceitável no serviço prestado pelas empresas. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) regula a qualidade de fornecimento das concessionárias de distribuição baseando-se principalmente nos indicadores de continuidade de duração (DEC) e freqüência (FEC), fixando metas para conjuntos similares de consumidores. Este trabalho apresenta propostas de aprimoramento da metodologia atual usada na definição das metas. Duas alterações são estudadas: aumento no número de atributos para classificar conjuntos semelhantes e melhoria na metodologia de agrupamento dos conjuntos. A incorporação de atributos relacionados ao clima e o envelhecimento dos ativos modifica significativamente a classificação dos conjuntos. Outro método de agrupamento é proposto neste trabalho, visto que o método k-médias atualmente em uso pela ANEEL pode levar a certa instabilidade nos resultados afetando as metas das empresas. Para observar a efetividade das propostas, foi criada uma ferramenta em MATLAB que, com uso de dados reais, mostra que é possível aperfeiçoar a metodologia atual com o intuito de estabelecer procedimentos mais justos quanto à definição das metas.

Esta tese aborda a questão do planejamento da expansão de longo prazo de sistemas de energia elétrica considerando o setor gás natural e alguns critérios de desenvolvimento energético sustentável. Na primeira parte é proposta um modelo de expansão integrada de sistemas de energia elétrica e sistemas de gás natural- MESEGAS. Na segunda parte é proposto um modelo de expansão de sistemas de energia elétrica considerando múltiplos objetivos ligados ao desenvolvimento energético sustentável - MESEDES. O primeiro modelo computacional - MESEGAS considera a inclusão da modelagem dos sistemas de produção, transporte e armazenagem de gás natural e gás natural liquefeito dentro da expansão de sistemas de geração e troncos de interligação de energia elétrica. Similarmente, o modelo computacional MESEDES é um modelo multiobjetivo para a expansão do sistema de geração e troncos de interligação. Estes objetivos incorporam critérios de desenvolvimento energético sustentável tais como: i) minimização dos custos de investimentos e operação, de sistemas de geração, transmissão; ii) minimização das emissões de gases de efeito estufa; iii) maximização à diversificação energética por meio de fontes convencionais e não-convencionais. Os dois modelos foram programados em GAMS. O modelo MESEGAS é ilustrado usando um caso de estudo de pequeno porte e outro caso de estudo considerando o sistema elétrico e gás natural brasileiro. Já no modelo MESEDES é ilustrado um caso de estudo didático. Resultados mostram a importância da consideração das interações operacionais e econômicas com o setor gás natural e a internalização de questões sócio-ambientais e de segurança energética dentro de um modelo computacional para o planejamento de sistemas de energia elétrica. Um estudo integrado do planejamento permite formular alternativas de expansão mais estratégicas comparadas ao caso de considerar estes setores por separado. O outro aspecto é a necessidade de se considerar o desenvolvimento sustentável no processo de planejamento dos sistemas de energia elétrica.

In this study, the statistical methodology of Design of Experiments (DOE) was applied to better determine the parameters of an Artificial Neural Network (ANN) in a problem of nonlinear time series forecasting. Instead of the most common trial and error technique for the ANN's training, DOE was found to be a better methodology. The main motivation for this study was to forecast seasonal nonlinear time series—that is related to many real problems such as short-term electricity loads, daily prices and returns, water consumption, etc. A case study adopting this framework is presented for six time series representing the electricity load for industrial consumers of a production company in Brazil.

O bom funcionamento da transmissão é de fundamental importância para o desenvolvimento do mercado de energia elétrica. Para que o segmento de transmissão funcione, de forma eficaz e eficiente, é necessário que todo o arcabouço regulatório associado seja capaz de promover sinais econômicos adequados e de disponibilizar as ferramentas necessárias para que os agentes possam se proteger contra os riscos do negócio. O presente trabalho faz uma ampla análise do modelo atual da transmissão no Brasil, comparando com algumas experiências de outros países, especialmente no que se refere aos aspectos da regulação econômica, contemplando o nível e estrutura tarifária, e avaliando a efetividade do modelo no que tange a atratividade de investimentos. Adicionalmente, identifica-se no modelo brasileiro a ausência de instrumentos que permitam aos agentes se protegerem dos efeitos do congestionamento da transmissão no ambiente de comercialização de energia. No intuito de promover melhoras na sinalização econômica da transmissão e de prover aos agentes um instrumento de hedge para o descolamento de preços entre zonas é proposto, na presente Tese, um mecanismo conjunto para o gerenciamento do congestionamento das interligações e para a tarifação da transmissão, com estabelecimento de uma metodologia nodal por zonas e o desenvolvimento de contratos de direito de transmissão (FTRs).

Este estudo apresenta uma metodologia de cálculo de tarifas de energia elétrica para os sistemas de distribuição. A metodologia descrita foi desenvolvida a partir da metodologia de cálculo vigente no Brasil. O procedimento proposto combina os conceitos de tarifas do tipo “time-of-use” e preços de Ramsey. A metodologia inicialmente desenvolvida para unidades consumidoras também pode ser usada para estabelecer tarifas para microgeração. As tarifas resultantes para as unidades consumidoras e para as unidades geradoras possuem um sinal econômico horário, estão associadas aos custos marginais de longo prazo e também realizam a conciliação de receita maximizando o excedente social do mercado atendido pela distribuidora de energia elétrica. A metodologia proposta é testada em uma empresa de distribuição brasileira, sendo as tarifas resultantes do método comparadas com as tarifas calculadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica.

The introduction of competition to electricity generation and commercialization has been the main focus of many restructuring experiences around the world. The open access to the transmission network and a fair regulated tariff have been the keystones for the development of the electricity market. Parallel to the electricity industry, the natural gas business has great interaction with the electricity market in terms of fuel consumption and energy conversion. Given that the transmission and distribution monopolistic activities are very similar to the natural gas transportation through pipelines, economic regulation related to the natural gas network should be coherent with the transmission counterpart. This paper shows the application of the main wheeling charge methods, such as MW/gas-mile, invested related asset cost (IRAC) and Aumman-Shapley allocation, to both transmission and gas network. Stead-state equations are developed to adequate the various pricing methods. Some examples clarify the results, in terms of investments for thermal generation plants and end consumers, when combined pricing methods are used for transmission and gas networks. The paper also shows that the synergies between gas and electricity industry should be adequately considered, otherwise wrong economic signals are sent to the market players.

A introdução da competição no setor elétrico fez com que o preço da eletricidade se transformasse em uma das mais importantes variáveis no mercado de energia. Desta maneira, eficientes métodos para estimação do preço da eletricidade têm se tornado cruciais para maximizar os benefícios dos agentes participantes desse mercado. No Brasil, o preço da energia elétrica é formado pelo custo marginal de operação (CMO) obtido por um programa de otimização (NEWAVE). Previsões do CMO e de sua volatilidade tem sido o maior problema no mercado brasileiro, pois, cada simulação no NEWAVE leva aproximadamente quatro horas de tempo computacional (em um Pentium IV 2GHz com 512MB de memória RAM) para ser concluída. Este trabalho apresenta um modelo rápido e eficiente para simular o preço da energia elétrica no mercado brasileiro de energia, utilizando as técnicas de Projeto de Experimentos (DOE) e Redes Neurais Artificiais (RNA). O trabalho demonstra que a combinação dessas duas técnicas gera resultados promissores que podem ser aplicados em gerenciamento de risco e análise de investimentos.

This paper proposes a procedure and methodology for performance target setting related to continuity metrics in electricity distribution networks. This proposal deals with one of the key issues in the monopoly regulation, which is either the reduction of the information asymmetry among economic agents or the emulation of a competitive environment in industry segments usually considered as natural monopolies. This paper develops an approach toward standard definitions for Customer Average Interruption Duration Index (DEC) and Customer Average Interruption Frequency Index (FEC) based on inter-companies comparative analysis. This approach introduces productive efficiency concepts to the definition of network performance. In order to do so, the DATA | DATE envelopment analysis (DEA) technique, used for defining the efficiency frontier, was combined with the dynamic cluster technique, oriented toward models of identification of similar networks. A technique for comparative analysis was used for the definition of the network expected performance. Examples with the Brazilian electric systems are provided to clarify the methodology suggested by this paper

An index to identify Hopf bifurcation points in power systems is proposed. Two models are used to exploit the method. When the network dynamics are modelled, systems susceptible to subsynchronous resonance are identified. On the other hand, if interactions between the network and generators are not the focus, Hopf bifurcations may be identified as a consequence of generator oscillations. The index proposed is based on the calculation of a reduced set of eigenvalues, rendering the technique effective even for large power systems. Additional analysis is carried out for two techniques previously proposed in the literature, which are based on the calculation of the least singular value of an augmented system matrix, and on its least eigenvalue.

A metodologia de Opções Reais vem ganhando aceitação na análise de investimentos, incorporando novas informações no processo de tomada de decisão. Este trabalho apresenta os conceitos, possibilidades, limitações e práticas desta metodologia, mostrando o estado da arte de sua aplicação em várias áreas da indústria e comércio. A análise de investimento com opções reais torna-se mais rica, visto que além de considerar a aleatoriedade das variáveis, incorpora as mudanças possíveis na direção do investimento. Este trabalho buscou avaliar a aplicação da metodologia de Opções Reais na análise econômica de investimentos de expansão dos sistemas elétricos de distribuição. A introdução do pensamento de Opções no planejamento da expansão de sistemas elétricos de distribuição vem de encontro à necessidade dos executivos de uma ferramenta que lhes permita considerar cientificamente as opções de adiamento, expansão, abandono e contração de investimentos propostos como alternativas de atendimento ao mercado consumidor de energia elétrica. Intuitivamente, essas opções sempre estiveram presentes na gestão dos recursos do setor elétrico. Uma aplicação da metodologia em um caso real de planejamento de expansão do sistema de distribuição da ESCELSA é apresentada incluindo uma análise dos resultados, conclusões e recomendações. A apresentação desses resultados atua como ponte entre a metodologia tradicional e as Opções Reais; a primeira até então realizada com enfoque determinístico, e a segunda com enfoque probabilístico, em que o investimento deixa de ser pensado como uma obrigação, e torna-se uma opção. Este trabalho mostra em detalhes a metodologia de análise econômica tradicional, sua aplicação e os critérios de decisão de investimentos. De modo a mostrar as diferenças entre o planejado e o realizado em termos econômicos, são apresentados os resultados econômicos de investimentos em 3 subestações de distribuição da ESCELSA, verificados 5 anos após sua entrada em operação. Como resultado deste trabalho, conclui-se que a análise de Opções Reais pode ser uma alternativa viável para análise econômica de investimentos de expansão do sistema elétrico brasileiro, à vista das incertezas e possíveis flexibilidades gerenciais que envolvem tanto o mercado de energia elétrica como os processos de expansão dos sistemas elétricos de distribuição.

O ambiente internacional de energia elétrica mudou dramaticamente desde o início dos anos noventa. A introdução da competição na geração e comercialização de eletricidade tem sido o foco de muitas experiências de reestruturação do setor elétrico. O principal objetivo tem sido encontrar maior eficiência econômica do que no ambiente passado, centralizado e monopolista. O livre acesso e uma tarifa regulada de forma justa para o sistema de transmissão têm sido a chave para o desenvolvimento do mercado de eletricidade. Muitas metodologias têm sido propostas para tarifar as redes de transmissão afim de dar razoáveis sinais econômicos aos investidores do mercado de eletricidade. Estes métodos tais como MW-milha, custo marginal por barra, e outros, usualmente incorporam a natureza espacial do sistema de transmissão dando a oportunidade para os geradores e para os agentes consumidores locar suas unidades de geração e carga nos locais mais apropriados. Para aqueles agentes que já estão localizados, há uma oportunidade de influenciar no plano de expansão da transmissão para minimizar as tarifas de transporte. Do lado da geração, especialmente para centrais térmicas, locar os ativos onde sua produção será mais valorizada é de crucial importância para o retorno dos investimentos da empresa. Além da tarifa de transmissão e do custo de investimento da planta, uma importante porção do custo total é o custo do combustível. Para plantas de gás natural, o custo do combustível pode ser dividido em duas partes: o custo de produção e o custo de transporte. O transporte de gás é usualmente feito através de gasodutos, os quais têm características similares com a rede de transmissão de eletricidade. Portanto, condições de suprimento de combustível, bem como restrições na capacidade de geração e transmissão, devem ser simultaneamente levadas em consideração no processo de decisão de investimento. Sinergias entre sistemas de eletricidade e gás natural devem ser identificadas e economicamente quantificadas afim de que decisões integradas possam trazer vantagens aos investimentos das empresas. A longo prazo, as decisões são altamente inter-dependentes nos subsistemas de gás e eletricidade, o que justifica uma análise integrada. Portanto, a regulação econômica da transmissão de eletricidade e do transporte de gás deveria ser realizada conjuntamente e isto é mostrado nesta tese. A tarifação das redes de gás e eletricidade tem sido bem estudada individualmente, mas há poucos estudos tratando as redes de forma combinada. Esta tese descreve e aplica metodologias de tarifação, propostas inicialmente para a rede de transmissão, em combinação com a rede de gasodutos. Métodos de tarifação da transmissão usualmente consideram equações de fluxo de potência, ou seja, o comportamento estático do sistema elétrico. Portanto, um método coerente para tarifar a rede de gás deveria também usar equações estáticas para o fluxo de gás através dos gasodutos. Maior ênfase é dada às equações do gás e aos métodos de simulação. Estudos de caso com o sistema demonstram a importância da regulação da tarifação tanto para o sistema de gás quanto para o de eletricidade. A regulação econômica das redes é crucial quando investimentos e custos de operação das unidades térmicas a gás natural estão sob análise. Para tais unidades o gás natural representa a entrada e a eletricidade a saída do processo de produção.

O constante crescimento da demanda de energia elétrica, principalmente nos países em desenvolvimento exige investimentos em geração, transmissão e distribuição. A recente reestruturação do setor promovida em diversos países teve como marco principal a introdução da competição e concomitantemente a atração de capital privado para fomentar os investimentos necessários. No caso brasileiro, há uma tendência em expandir ainda mais o parque hidráulico em função dos custos associados deixando para um segundo momento outras fontes de energia incluindo a geração térmica. Apesar dessa tendência, abriu-se um espaço para as fontes não convencionais ou alternativas através da criação do PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica), instituído pela Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002 e revisado pela Lei n.º 10.762, de 11 de novembro de 2003, incentivando a instalação dentre outras, dos sistemas de geração eólica, que se encontram em estágio tecnológico bastante avançado em outros países. Dado o potencial eólico avaliado para a região nordeste brasileira e os incentivos gerados pelo PROINFA, estima-se uma rápida evolução de parques eólicos no sistema elétrico brasileiro. Por ser um sistema eminentemente hidráulico e possuir ferramentas de despacho ótimo centralizado, este trabalho apresenta uma metodologia para incorporar estes parques nos programas computacionais existentes no setor. Como no mercado de energia elétrica brasileiro o preço “spot” é definido como o custo marginal de operação e este é obtido através de ferramentas de otimização existentes, este trabalho propõe uma primeira abordagem para avaliar o impacto de parques eólicos neste mercado. Uma análise das correlações entre as séries hidrológicas e as séries de vento é desenvolvida e aplicada a um programa de otimização utilizando técnica de decomposição de Benders para a definição dos despachos de centrais hidráulicas e térmicas. Neste programa, desenvolvido em Matlab, é feita a inserção da geração eólica no processo de otimização, e assim, calculados os preços “spot” do mercado da região nordeste. Os resultados mostram que a inserção da geração eólica para esta região apresenta ganhos energéticos consideráveis influenciando os preços da energia. Ainda, neste programa, são aplicadas as técnicas de “cluster” nas séries hidrológicas de forma agrupar e analisar comportamentos diferentes da hidrologia.

O objetivo desta Tese é realizar uma introdução aos estudos e às aplicações dos Sistemas Especiais de Proteção (SEPs) usados para manter a segurança dos Sistemas de Energia Elétrica. Um pequeno conjunto de definições e conceitos das áreas de “proteção, confiabilidade e análise de desempenho de sistemas de potência” é apresentado com o objetivo de distinguir os SEPs das proteções convencionais de equipamentos. Os SEPs são usados para manter a integridade do sistema quando este está submetido a fenômenos que provocam instabilidade ou desligamentos em cascata. A estrutura geral dos SEPs e suas diferentes ações para controlar as perturbações são objeto de análise do trabalho. Para exemplificar, é dada uma visão da atuação dos SEPs em um sistema de pequeno porte. Com base nos estudos desenvolvidos pelo grupo que analisou a ampliação do Sistema Interligado Nacional (SIN) para o ano de 2004, foram estabelecidos novos limites de intercâmbio entre as regiões Norte, Sul/Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, com ênfase na análise e implantação de SEPs próximos às interligações Norte/Sul e Sudeste/Nordeste.

A partir do início da década de 90, o Brasil passou a viver uma nova realidade no seu processo de desenvolvimento econômico. Diante da impossibilidade de prosseguir com a tarefa de promover o progresso por meio de investimentos em setores estratégicos, como telecomunicações, energia elétrica e transportes, em atendimento às demandas cada vez mais crescentes das mais diversas áreas da sociedade, o governo brasileiro, seguindo a tendência mundial, decidiu deixar a cargo do próprio segmento empresarial o controle das decisões pertinentes a estas atividades, afastando-se da função empreendedora na área de infra-estrutura em favor da participação da iniciativa privada. No setor de energia elétrica, a necessidade por mudanças já era percebida desde o início da década de 80. Anos mais tarde, sufocados pela crise fiscal, o governo e muitas de suas empresas começaram a sentir o peso de sua limitada capacidade de realizar investimentos no setor. Com a reestruturação e introdução da competição nos segmentos de geração e comercialização, os diversos agentes do mercado passam a ter um maior poder de decisão e uma maior flexibilidade no fechamento dos negócios. No entanto, em contrapartida, os agentes passam a ter que lidar com um conjunto de riscos, tanto físicos quanto financeiros.

This paper deals with control action to avoid voltage-collapse problems and reduce system loss. First, an optimisation technique based on interior points is used to improve the system-operating conditions. For this purpose, only the voltage controls already available in the system are considered. Secondly, a tangent vector-based technique is used for voltage-collapse analysis and loss sensitivity studies. The optimisation technique is employed in order to quantify the actions qualitatively indicated by the tangent vector. In this case, local shunt compensation is considered. The effects of the system loss and load-margin variation are analysed for each case, and earning opportunities are included based on the new competitive environment. Tests are carried out using the interconnected Southeastern Brazilian system, where all the reactive power limits are taken into account.

Transmission and distribution (T&D) pricing has been one of the keystones of the ongoing deregulation and privatization process in the power industry. The electricity market has been established based on the assumption of open access and nondiscriminatory use of the T&D assets. As T&D business remains as a monopoly, it is necessary to provide economic regulation. Many papers have dealt with transmission pricing and certain maturity has been reached in this area, but this is not true in the case of distribution services. This paper focuses on the distribution pricing methods and suggests one that is currently under development in Brazil. This method is based on incremental costs derived from the aggregated expansion plan of a particular utility, named model utility. This utility was obtained by comparisons among the real distribution companies. The method follows the fundamentals of the yardstick regulation.

Este artigo apresenta um conjunto de resultados inéditos relacionados à identificação dos riscos probabilísticos da malha nacional integrada, avaliada sob diferentes circunstâncias. A análise crítica desses resultados é relevante não apenas como base de interpretação do impacto da interligação Norte/Sul no sistema elétrico brasileiro mas também como subsídio para o estabelecimento de critérios probabilísticos, definição dos níveis referenciais de risco permissíveis, avaliação do impacto do uso compartilhado da malha interligada e gestão da rede elétrica brasileira.

Com a edição da Resolução ANEEL no 024, de 27 de janeiro de 2000, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL estabeleceu um novo referencial no tratamento dos aspectos relativos à continuidade do atendimento aos consumidores finais de energia elétrica. Ao adotar a comparação entre as empresas como principal elemento para definição das metas de desempenho a serem praticadas, criou-se o ambiente necessário para que as empresas passem a buscar continuamente a evolução destes indicadores. Este trabalho apresenta uma metodologia possível para o estabelecimento das metas de continuidade a serem cumpridas pelas concessionárias de distribuição. As metas a serem propostas para as empresas são fixadas para cada conjunto, sendo a meta global da empresa definida como uma média do desempenho dos conjuntos. Para a formação destes conjuntos, as empresas devem agrupar unidades consumidoras considerando sua capacidade de prover condições de atendimento homogêneas por área. Neste processo de agrupamento não devem ser considerados aspectos relativos à topologia do sistema elétrico existente. Os conjuntos devem ser agrupados através de técnicas estatísticas exploratórias conhecidas como “cluster analysis”. Em geral, estas técnicas são utilizadas quando não se consegue escrever um conjunto de equações que permitam definir com exatidão os valores a serem assumidos por determinadas variáveis de um problema. Assim, com base nos valores assumidos por estas variáveis, sob certas condições de contorno, buscase predizer os valores possíveis de serem assumidos pelas mesmas com base numa análise estatística do seu comportamento em condições similares. Desta forma, poderão existir conjuntos de empresas diferentes, que apresentem níveis de qualidade diferenciados, sendo representados por um único elemento padrão, eventualmente fictício, definido com base em técnicas de Benchmark e Yardstick Competition. A adoção da metodologia proposta pressupõe a necessidade de total transparência no tratamento dos dados relativos a DEC e FEC, uma vez que todas as empresas passam a ser diretamente interessadas nas informações prestadas pelas demais. Os desempenhos propostos para cada empresas passam a depender do desempenho das demais.

This work presents a methodology to represent and analyze the influence of FACTS (flexible AC transmission systems) devices on the multiperiod economic dispatch problem. Two FACTS devices are represented: the series compensator and the phase shifter. The aim is to find the best location of FACTS devices in order to minimize the expected thermal generation costs and the investments on these devices in a prespecified time interval. The methodology handles the operational interdependence between cascade hydro plants which characterize the hydrothermal coordination problem. Transmission losses and circuit capacity variation are also taken into consideration. The approach is tested in a small system and to the system of the southern region of Brazil in order to illustrate the application of the algorithm. Some wheeling transactions are also introduced to investigate their influence on the FACTS location. The results show the robustness of the approach while highlighting the main problems which need be investigated.

Available transfer capability (ATC) is an important parameter for all companies participating in the power transaction activities. One aspect of the ATC analysis relates to the following important questions: what part of the posted ATC should be bought/sold as firm and what as an interruptible (nonfirm) capacity? In the emerging competitive electricity market, this will perhaps be one of the crucial problems faced by the market participants. This problem has not been discussed in the literature yet, and is considered in this paper by calculating the optimal split between firm and interruptible ATC, using a DC load flow model and Monte Carlo optimization approach.

The transmission of electricity differs from transportation of any typical commodity by some inherent aspects such as: the production needs to match the consumption at the same time; system control is not an easy task; the electricity flows do not usually follow the economic law. The last aspect is normally observed when transmission systems are included in, for instance, an economic dispatch problem. One way to minimize the operational costs caused by an overloaded transmission system is through the installation of Flexible AC Transmission System (FACTS) devices in the system. They are able to change power flows by modifying the network parameters. This paper focuses on the ability of FACTS devices to change the overall costs of the system and their impact on transmission pricing. The allocation and the determination of the FACTS required are also discussed. Some examples using the IEEE-14 system and the Brazilian electrical system of the Southern region are given to illustrate the concepts introduced in this paper.

A reestruturação do setor elétrico brasileiro é um processo rumo ao livre mercado. Da mesma forma que em outros países, a transmissão e a distribuição continuaram a ser atividades econômicas que se caracterizam como monopólio natural. A regulação econômica se faz então necessária definindo as tarifas, não mais de fornecimento ou suprimento, mas de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição. Estas tarifas são elementos essenciais para viabilizar o acesso a estes sistemas pelos fornecedores e consumidores de energia elétrica. Este trabalho apresenta as bases para a tarifação dos serviços de distribuição especificamente das redes de baixa tensão e de 13,8kV. A característica principal destes sistemas é que utilizam padrões de agregação uma vez que é difícil ou não é prático estabelecer tarifas discretizadas para cada consumidor deste nível. A metodologia utilizada para definir as tarifas atuais de fornecimento é analisada e adaptada para o novo cenário. Um programa de planejamento agregado para as redes primárias de distribuição de energia elétrica é utilizado para calcular os custos incrementais. Uma nova metodologia é proposta a apresentada passo a passo com um exemplo real .

Transmission pricing has been one of the major issues on the ongoing debate about deregulation and privatization. Many papers have dealt with the static nature of the tariff using the incremental and the embedded cost approaches. However, few of them have focused on the dynamic aspects of the tariff and, therefore, on its impact on the long-term expansion planning of both generation and transmission. The main target of this paper is to address some interesting topics about the effect of the transmission pricing methods on system cost in this new environment where generation is treated as an open market and transmission as a monopoly. Some examples with the Brazilian power system illustrate the main points shown in this paper.

This paper presents a new methodology to calculate loss of load cost (LOLC) indices in generating systems. It is demonstrated that all previously proposed methods for evaluating LOLC indices are, in fact, approximations. Sequential Monte Carlo simulation, representing all possible chronological aspects, is used to calculate the probability distribution of the LOLC index. It is shown how the LOLC index, expressed in dollars per year, and the risk of not getting it, expressed as a probability or percentage, can be used in the expansion planning of generation systems. Both parameters, LOLC and risk, are established a priori as targets. Case studies with the IEEE Reliability Test system and the Brazilian Southeastern System are presented and discussed.

The application of marginal cost in pricing the transmission services has shown not effective mainly due to revenue reconciliation problems. To overcome this, a set of other methods derived from the MW-mile rule has been suggested to allocate transmission fixed costs. This paper compares such methods known as embedded cost methods in a centralized transmission network environment. Although these methods actually share the total cost and are very simple, they are usually rejected due to the lack of a good economic reasoning. The economic issue and the impact on the system expansion planning of such allocation are addressed in this paper. Some examples with the Brazilian transmission system illustrate the results derived from this analysis.

This paper describes a methodology for allocating transmission costs among users of a centralized transmission service. In the proposed approach, the share of each participant is proportional to its impact on power system transmission investment requirements. This allocation rule provides incentives for all participants to remain in the pool and ensures revenue reconciliation. It is shown that, under some simplifying assumptions, the proposed scheme reduces to a modified MW-mile rule, thus providing some insight on that method's economic basis. Other issues such as credits for "counterflows" and distortions due to economies of scale are also addressed. The methodology is illustrated in case studies with the Brazilian power system.