This paper analyzes the impacts of the Southeastern Anatolia Project (Turkey) on the hydrological regime of the Tigris and Euphrates rivers. The Southeastern Anatolia Project, commonly called GAP, is a Turkish multi-dimensional development project involving primarily irrigation and hydropower generation in the Euphrates and Tigris river basins. For the last two decades, the GAP has been a source of tension between Turkey and the two riparian countries, Syria and Iraq, which are concerned by the modification of the hydrological regime of the Euphrates and Tigris rivers. The quantification of the hydrological risk faced by Syria and Iraq can be comprehended by an integrated management model that simultaneously considers the dispatch of the hydropower plants and the irrigation water withdrawals. The model assumes that the GAP hydroelectric reservoirs are dispatched so as to minimize the operating costs of the Turkish hydrothermal electrical system while meeting irrigation water demands. This optimization problem is solved by a stochastic dual dynamic programming (SDDP) formulation which allows a detailed representation of the Turkish hydrothermal electrical system including the GAP. Scenarios of future irrigation water demands in the GAP are constructed based on projected irrigation areas and on the main crops. Simulation results show that if the project is completed as planned, Euphrates and Tigris outflows will be reduced by 32% and 25% respectively, while the average production of hydroelectricity would reach 27 TWh. In addition, Turkey’s commitment to deliver a minimum flow of 500 m3/s in the Euphrates could only be guaranteed 75% of the time. This percentage increases substantially (up to 95%) if only half of the irrigation projects are implemented.

Transmission networks provide the critical physical link between generation and load. Therefore, the adequate resolution of transmission-related issues such as planning of reinforcements and pricing of transmission services is essential for the successful implementation of a competitive electricity market. While there is some industry consensus on the overall organization principles of the generation sector, in the transmission area the situation is far less clear. The institutional challenges, related to the interface between regulated (transmission) and competitive (generation) environments, combined with the technical challenges form the backbone of the new transmission planning activities in restructured electricity markets. Latin American countries provide a good illustration of the complexity and importance of transmission expansion: have a great diversity in size, network characteristics, strong presence of hydro power and heavy investments in both generation and transmission are required to serve their growing economies. This article reviews the planning structure and regulation of transmission expansion-related activities in Brazil, which is a large-scale hydrothermal system that incorporates all previous characteristics, complexities and has a fast-growing economy, demanding intense investments in new generation and transmission

This work presents a new methodology for the allocation of transmission service cost among network users in energy markets. The proposed method is based on an optimization/game-theoretic framework (Aumann-Shapley) that retains the desirable properties of other existing methodologies such as the Average Participations Factors (APF) and Long Run Marginal Costs (LRMC). The approach is shown to be computationally feasible and presents desirable characteristics in terms of economic coherence and isonomy. Computational results are presented for the Brazilian power system and compared with those obtained by three other methodologies: LRMC, APF, and the current method adopted in Brazil.

This report presents data form Bolivian and Brazilian case studies discussed in IEEE Transactions on Power Systems paper entitled -
Value Based Transmission Expansion Planning of Hydrothermal Systems under Uncertainty - by G. Oliveira, S. Binato and M. Pereira

The integrated sugar/ethanol/electricity production has launched a new business model – the bioelectricity industry – with a potential to become a “mainstream” energy supply option in the near future in Brazil. Besides being clean, the bioelectricity plants have been winning several hundred MWs in long-term contracts auctioned by distribution companies under the Brazilian power sector framework. These contracts have been awarded on a competitive basis, without any subsidy policy. In addition, bioelectricity plants comply with the requirements of the CDM for selling emission reduction credits and an agreement with the World Bank to create an “umbrella” qualifying procedure for carbon credits – with a later auction of them – is already in place. The objective of this work is to discuss the bioelectricity achievements in Brazil.

Sin resumen disponible.

The implementation of auctions of long-term firm energy call options and forward contracts as part of the instruments adopted in emerging countries to ensure resource adequacy is discussed. These mechanisms are being implemented in Latin American nations (Brazil, Chile, Peru, El Salvador & Panama) and fast-growing economies in Europe such as Turkey. Brazil has led this process and in overall has auctioned about 25,000 average MW of contracts, involving about 65 billion USD in financial transactions, while Chile has carried out its first auction in 2006, involving about 1,300 average MW (30% of energy sales of the main interconnected Chilean system expected for 2010). Overall, this mechanism is proving to be adequate to attract investments and ensure resource adequacy.

Water resources development projects often involve multiple and conflicting objectives as well as stochastic hydrologic inputs. Multiobjective optimization techniques can be used to identify non-inferior solutions and to construct a trade-off relationship between conflicting objectives. This paper presents a methodology for analyzing trade-offs and risks associated with large-scale water resource projects under hydrologic uncertainty. The proposed methodology relies on the stochastic dual dynamic programming (SDDP) model to derive monthly or weekly operating rules for multipurpose multireservoir systems taking into account the stochasticity of the inflows, irrigation water withdrawals, minimum/maximum flow requirements for navigation, fishing and/or for ecological purposes. In SDDP, release decisions are chosen so as to minimize the operating costs of a hydrothermal electrical system. Irrigation water demands and other operating constraints are imposed on the system through the SDDP model. The proposed methodology is illustrated with the Southeastern Anatolia Development project, commonly called GAP, in Turkey. The GAP is a multidimensional development project involving primarily the production of hydroelectricity and irrigation. Simulation results using 50 hydrologic scenarios show that the complete development of the irrigation projects would reduce the total energy output by 6.5%, and will incease the risk of not meeting minimum outflow at the Syrian border from 5% to 25%.

This paper analyzes the impacts of the Southeastern Anatolia Project (Turkey) on the hydrological regime of the Tigris and Euphrates rivers. The Southeastern Anatolia Project, commonly called GAP, is a Turkish multi-dimensional development project involving primarily irrigation and hydropower generation in the Euphrates and Tigris river basins. For the last two decades, the GAP has been a source of tension between Turkey and the two riparian countries, Syria and Iraq, which are concerned by the modification of the hydrological regime of the Euphrates and Tigris rivers. The quantification of the hydrological risk faced by Syria and Iraq can be comprehended by an integrated management model that simultaneously considers the dispatch of the hydropower plants and the irrigation water withdrawals. The model assumes that the GAP hydroelectric reservoirs are dispatched so as to minimize the operating costs of the Turkish hydrothermal electrical system while meeting irrigation water demands. This optimization problem is solved by a stochastic dual dynamic programming (SDDP) formulation which allows a detailed representation of the Turkish hydrothermal electrical system including the GAP. Scenarios of future irrigation water demands in the GAP are constructed based on projected irrigation areas and on the main crops. Simulation results show that if the project is completed as planned, Euphrates and Tigris outflows will be reduced by 32% and 25% respectively, while the average production of hydroelectricity would reach 27 TWh. In addition, Turkey's commitment to deliver a minimum flow of 500 m3/s in the Euphrates could only be guaranteed 75% of the time. This percentage increases substantially (up to 95%) if only half of the irrigation projects are implemented.

Demanda e oferta flexíveis são opções naturais para a melhor utilização da infra-estrutura de eletricidade e gás e da redução do custo da energia térmica. Trata-se desde permitir-se às termoelétricas e distribuidoras a venda de contratos flexíveisde gás para as indústrias, ao armazenamento de GNL em períodos de excesso de produção, bem como a gestão cuidadosa dos estoques através de reservatórios virtuais

Declarações assertivas, tais como: “vai faltar energia”, ou “não há a menor chance de faltar energia” são comuns em debates públicos sobre a situação do Setor Elétrico Brasileiro. Elas tendem a simplificar excessivamente um tema complexo: o cálculo da probabilidade de ocorrência de um racionamento no futuro. O risco de déficit de energia, resultado produzido por modelo de operação energética, vem sendo extensivamente utilizado como medida desta confiabilidade. No entanto, existe uma questão sutil, discutida no artigo, que faz dele um indicador controverso, mesmo no meio técnico. Este artigo propõe um indicador alternativo: o cálculo da probabilidade de se decretar um racionamento. Desenvolve-se uma metodologia para reproduzir o critério que foi adotado no último racionamento, em 2001. Naquela ocasião, o racionamento foi decretado como uma medida preventiva, decidida antes dos reservatórios se esvaziarem por completo. O modelo reproduz este raciocínio, estabelecendo o montante a racionar a partir de uma hipótese conservadora para as afluências futuras. Admite-se também um valor mínimo para a energia armazenada nos reservatórios a ser atingido ao final do período de estiagem, de maneira a garantir condições mínimas de operação do SIN. A metodologia é ilustrada com um caso baseado no Plano Mensal de Operação (PMO) do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) de Janeiro de 2007.

O desenvolvimento da indústria de gás natural pelo mundo resultou em um natural processo de integração entre os setores de eletricidade e gás em diversos países. No Brasil este processo vem acontecendo de forma consistente, em especial, devido ao aumento do consumo de gás para uso industrial e instalação de usinas termoelétricas. Devido à predominância hidroelétrica no parque gerador, a produção da energia termoelétrica é basicamente função da hidrologia e, como resultado, apresenta grande variabilidade anual. Como conseqüência, o investimento realizado em infra-estrutura de produção e transporte de gás pode ficar “sub-utilizado” grande parte do tempo e é importante encontrar mecanismos que aprimorem sua utilização. Neste sentido, este trabalho explora a criação de um mercado flexível de gás, onde seriam oferecidos contratos de fornecimento flexível de gás para o usuário industrial, que receberia o gás destinado às térmicas quando estas não forem despachadas e recorreria a um combustível alternativo caso contrário. A atratividade deste contrato dependeria, naturalmente, de seu preço. O objetivo deste trabalho é, portanto, desenvolver uma metodologia para a precificação de contratos de fornecimento flexível de gás, levando em consideração a incerteza associada ao suprimento – que depende do despacho das térmicas, as quais têm prioridade de uso do gás – e o perfil de risco destes consumidores.

O custo do GNL é normalmente superior ao de outras opções energéticas. Entretanto, sua inclusão no Brasil pode ser justificada pelo baixo fator de capacidade das usinas térmicas flexíveis, da ordem de 30%. Como o GNL pode ser comprado quando necessário (ex: desequilíbrio conjuntural entre oferta e demanda ou ano seco), ainda que seu custo “unitário” seja mais elevado, pode ser uma opção mais econômica que a alternativa de investir pesadamente numa infra-estrutura que estará ociosa na maior parte do tempo. Um desafio para o setor elétrico é coordenar o despacho das térmicas feito pelo ONS com a encomenda dos navios metaneiros que transportam o GNL. Neste contexto, o uso de reservatórios virtuais pode ser excelente instrumento para equacionar esta questão. A idéia é simples: as usinas térmicas podem gerar energia na chegada de um carregamento de GNL, mesmo que o ONS não solicite seu despacho. A energia (pré-gerada) desloca geração hidrelétrica e é armazenada nos reservatórios do sistema. Posteriormente, o proprietário da usina pode optar por debitar de sua “conta”, uma energia despachada pelo ONS, ao invés de gerá-la. Neste contexto, a encomenda dos navios metaneiros é tema estratégico para as usinas térmicas que utilizarão GNL importado. O preço do contrato e a garantia de entrega do GNL dependem da antecedência com que o pedido é feito. Quanto maior a antecedência, menor o preço. O problema consiste em definir a encomenda de navios metaneiros tomando-se em consideração a utilização do reservatório virtual, o preço do gás no mercado internacional e a previsão de despacho térmico do ONS. Este será o tema central deste artigo. Apresenta-se um modelo de programação mista linear-inteira para otimizar as encomendas dos metaneiros. Um estudo de caso é apresentado a partir de simulação energética feita com o PMO de março de 2007 para ilustrar a programação de compras de GNL para um conjunto de usinas térmicas a gás natural no Sudeste.

Este artigo possui dois objetivos: inicialmente é proposto um modelo de avaliação de novos investimentos em geração de energia sob incerteza, onde os distintos riscos associados à implementação de um projeto (hidrológico, construção, atraso, etc.) podem ser quantificados e precificados. Em seguida, é proposta uma metodologia de comparação de alternativas de investimento que permita comparar diferentes tecnologias em uma mesma base. Isto é feito através da identificação e precificação dos diferentes riscos intrínsecos a cada uma dessas tecnologias de acordo com o perfil de aversão ao risco do empreendedor. O objetivo final é determinar o conjunto eficiente, o preço da energia e o prêmio de risco das diferentes alternativas de investimento.

O desenvolvimento da indústria de gás natural pelo mundo resultou em um natural processo de integração entre os setores de eletricidade e gás em diversos países. No Brasil este processo vem acontecendo de forma consistente, em especial, devido ao aumento do consumo de gás para uso industrial e instalação de usinas termoelétricas. Devido à predominância hidroelétrica no parque gerador, a produção da energia termoelétrica é basicamente função da hidrologia e, como resultado, apresenta grande variabilidade anual. Como conseqüência, o investimento realizado em infra-estrutura de produção e transporte de gás pode ficar “sub-utilizado” grande parte do tempo e é importante encontrar mecanismos que aprimorem sua utilização. Neste sentido, este trabalho explora a criação de um mercado flexível de gás, onde seriam oferecidos contratos de fornecimento flexível de gás para o usuário industrial, que receberia o gás destinado às térmicas quando estas não forem despachadas e recorreria a um combustível alternativo caso contrário. A atratividade deste contrato dependeria, naturalmente, de seu preço. O objetivo deste trabalho é, portanto, desenvolver uma metodologia para a precificação de contratos de fornecimento flexível de gás, levando em consideração a incerteza associada ao suprimento – que depende do despacho das térmicas, as quais têm prioridade de uso do gás – e o perfil de risco destes consumidores.