The objective of this work is to investigate possible hydro-scheduling inefficiencies under a bidding scheme. It will be shown that the market-based dispatch of hydro-plants, under a perfect competitive market, converges to its least-cost dispatch. Besides, it will be shown that the usual spot payment scheme does not provide the correct incentive for upstream reservoirs to regulate downstream production, thus causing an operating distortion. The implementation of aWholesaleWater Market is proposed for trading stored water and so to correct such distortion. Case studies will be presented, with data taken from the Brazilian System.

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The objective of this work is to analyze the hydrological risk faced by hydro plants (or hydro based portfolios) in hydropower based markets and possible mitigation measures. This risk, which arises in low inflow seasons, can lead to high financial exposures of these agents in the spot market. The analysis will be carried out with the aid of optimization models. In particular the insertion of a thermal plant into the hydro portfolio will be analyzed. This asset can work as an insurance (or back-up) to the portfolio and provide significant risk reductions with the synergy among the energy sources in the new mix. Case studies will be presented with the Brazilian system, which is hydro based.

This paper presents the methodology and results of an integrated generation and transmission expansion planning study for the ten-country Balkans region. The methodology, which is based on large scale decomposition techniques, allows a detailed representation of the multi-regional hydrothermal system operation, such as chronological simulation, modeling of water coupling for reservoirs in cascade, pumped storage, stochastic optimization of reservoir operation, multivariate probabilistic inflow modeling, transmission network constraints, spot purchases and emission limits. On the investment side, one can represent capacity reserve constraints, mutually exclusive and interdependent projects, and both integer and continuous investment decisions

The electric utility deregulation process and the introduction of competition among its participants introduced the notion of equilibria models adapted to the energy market. Among them, the Stackelberg equilibrium represents a monopolist approach, defined by a hierarchical structure, with a dominant firm acting in a privileged position and a group of subordinated ones acting as followers. Its application to ac power systems can be modeled as a bilevel mathematical problem, and represented by its Karush Kuhn Tucker (K.K.T.) formulation. This paper presents a noninterior point algorithm to solve this Stackelberg equilibrium, considering the electrical power system as an interconnected network through its transmission system. Numerical examples with a 24 bus and the IEEE-118 bus systems illustrated the leader participant behavior and showed the market power exercised by them, which is increased in the presence of tighter transmission capacity constraints. The numerical examples also showed the robustness and efficiency of the proposed algorithm.

Optimal operation of hydrothermal systems is very complex because it corresponds to a multiperiod, stochastic, large scale and characterized by a nonseparable objective function optimization problem. As a result it is traditionally carried out without taking into account transmission constraints or considering them in a very simplified way. This approach is not adequate to address certain kind of problems such as cost-benefit studies of transmission interconnections in hydro systems or the study of spatial distributions of spot prices (“zones” identification) through the electric network, due to hydro and power flow constraints. In this paper we address the problem of stochastic optimization of large scale transmission constrained hydrothermal systems with applications to the Brazilian case.

Este trabalho apresenta um sistema de apoio às decisões de investimento e comercialização de energia elétrica no Brasil. O objetivo do sistema é otimizar a gerência de um portfólio de energia composto de ativos físicos e financeiros. As decisões - que incluem a construção, participação ou venda de ativos e o compra ou venda de instrumentos financeiros - são feitas de maneira a maximizar a rentabilidade, sujeito a restrições de risco consideráveis aceitáveis pelo agente. Exemplos de aplicação do sistema a empresas do setor elétrico Brasileiro são apresentados e discutidos.

O objetivo deste trabalho é analisar o risco hidrológico para usinas/portfólios hidroelétricos no sistema elétrico Brasileiro e propor sugestões para sua mitigação. Esta análise será feita através do uso de ferramentas de otimização, onde em particular será analisado o impacto da inserção de uma central térmica em um portfólio hidroelétrico como medida de redução de risco hidrológico através do ganho sinérgico no mix do novo portfólio. Os resultados da otimização podem então se comparados com o desempenho do portfólio sem a inserção da UTE. Análises de sensibilidade serão efetuadas, avaliando o beneficio da flexibilidade da UTE na mitigação do risco hidrológico.

O objetivo deste trabalho é analisar o processo de formação do preço spot em um despacho baseado em ofertas de preços. Em particular será analisado o exercício de poder de mercado neste esquema de despacho e alternativas de mitigação, onde o uso de contratos será analisado em detalhes. São discutidas características individuais de aversão ao risco dos agentes como motivação da contratação e o efeito real dos contratos na redução do poder de mercado. São apresentados resultados para o sistema Brasileiro.

Este trabalho apresenta um modelo de otimização para o cálculo da energia firme de um conjunto de usinas, representando de maneira detalhada os aspectos da operação hidrelétrica (balanço hídrico, coeficiente de produção variável com o armazenamento, variação do canal de fuga com a vazão defluente, variação da evaporação com a área do reservatório etc.), além de restrições de transmissão. A aplicação do modelo para o conjunto de usinas hidrelétricas existentes revela que a energia firme dos subsistemas Sudeste e Nordeste é inferior ao respectivo somatório dos certificados de energias asseguradas destas regiões. Isto significa que ocorrerá novo racionamento de energia elétrica caso se repita no futuro a pior situação hidrológica observada no passado. Sugere-se uma revisão metodológica que considere simultaneamente a hipótese de repetição da pior seca do passado e a gradativa diminuição da disponibilidade hídrica para produção de energia elétrica, por conta do uso múltiplo dos recursos hídricos.

Apresenta-se um modelo de otimização inteira mista para expansão da rede de transmissão de um sistema hidrotérmico, no qual se representam as metas de geração hidro no ano de estudo para diversas condições hidrológicas, e também as condições de atendimento das demandas, representadas de forma discretizada em patamares. A formulação disjuntiva do problema aqui adotada evita a não linearidade usual na segunda lei de Kirchoff envolvendo produtos entre variáveis de investimento e de ângulos nodais. A representação detalhada das condições operativas ao longo do ano garante um correto dimensionamento dos reforços de transmissão de sistemas hidrotérmicos. As condições operativas e o despacho são afetadas pelos intercâmbios entre regiões, que podem variar sazonalmente com a condição hidrológica e também com a condição de carga. Um exemplo real ilustra a aplicação do modelo.