El presente trabajo presenta un análisis de los impactos de la utilización de los precios marginales locales a nivel de distribución (PMLD) como base de valoración de la generación distribuida (GD) conectada a redes del sistema de distribución de media tensión. Para ello se estudia la consistencia de la señalización económica propia de los PMLD y los impactos que la generación distribuida tiene sobre la operación de las redes eléctricas de distribución en media tensión a partir del análisis de un estudio de caso en el cual generadores distribuidos conectados a alimentadores de agua 13,8 KV se ven afectados por la utilización de los PMLD como base de valoración de su producción de energía. Las simulaciones realizadas en este estudio de caso tienen en cuenta un vasto número de escenarios operativos, en el intento de capturar el efecto de las variaciones de la demanda de energía y de la disponibilidad de la fuente primaria de energía de GD que en los casos de fuentes como solar y eólica, alta intermitencia. Además, este trabajo presenta una formulación de Programación Lineal (PL) para el problema de flujo de potencia óptimo en redes de corriente alterna, considerando como función objetivo el despacho óptimo de generación e incorporando estrategias de linealización, especialmente desarrollada para el análisis de redes de corriente distribución en media tensión donde se tiene en cuenta un gran número de escenarios operativos con la participación de generación intermitente.

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El presente trabajo presenta una metodología basada en el equilibrio de mercado para predecir futuros precios de la electricidad en el ambiente de contratación libre para contratos con duración de uno y tres años. En este enfoque, los generadores ofrecen sus niveles de contratación según los precios de mercado (curva de oferta contratante) y las cargas, a su vez, estipulan sus niveles de contratación para cada precio de mercado (curva de demanda contratante), en el punto de encuentro de las curvas se obtiene el precio de equilibrio en el mercado de contratos. La metodología se basa en la optimización bi-nivel, una vez que existen dos variables que son optimizadas (precio y cantidad), con restricciones de equilibrio donde la incertidumbre de los precios en el mercado de corto plazo es representada a través de escenarios. La medida de riesgo para generadores y cargas es una combinación convexa, es decir, es un promedio ponderado por el nivel de aversión al riesgo del valor esperado de la distribución de gastos, en el caso de las cargas, y de los ingresos, en el caso de los generadores, y del valor esperado dentro de un intervalo el cual representa los peores escenarios para el agente, dado un nivel de confianza, también conocido como CVaR.

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El artículo evalúa el impacto de la Contribución Nacionalmente Determinada de Brasil (NDC) al sector eléctrico en el contexto del Acuerdo de París durante la vigésima primera sesión de la Conferencia de las Partes (COP) de diciembre de 2015. Investiga la adecuación de objetivos específicos de la NDC mediante la comparación de los costos adicionales de suministro de energía con las emisiones de efecto invernadero mitigadas. El estudio evalúa la expansión y operación del sistema de energía para el horizonte 2030 considerando un escenario "business as usual" (sin objetivos para el sector eléctrico) y un "escenario COP21" con metas de eficiencia energética y la participación de la producción de energía no renovable.

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La cuenca del río Paraíba del Sur (CRPS) desempeña un papel central en la región sudeste de Brasil. Más de 180 municipios de los estados de São Paulo, Río de Janeiro y Minas Gerais dependen de sus aguas, exigiendo, por lo tanto, una operación compleja de reservorios presentes en el curso principal y afluentes. En 2014, la CRPS enfrentó una sequía intensa. Este evento motivó discusiones en favor de reglas operativas alternativas para reservorios, como orden de depleción para los reservorios y reducciones de los requisitos de caudales mínimos que eventualmente fueron definidos por la Agencia Nacional de Aguas (ANA) junto con el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS). Estas nuevas reglas (decretadas por la Resolución 1382/2015) tienen como objetivo priorizar la confiabilidad del abastecimiento de agua por encima de la producción de energía hidroeléctrica, neutralizando el concepto predominante de que la generación de energía fue responsable del uso excesivo del depósito, arriesgando el abastecimiento de agua de ciudades como Río de Janeiro. Sin embargo, pocas evidencias se encuentran para validar estas nuevas reglas y evaluar sus impactos en múltiples usos del agua. El objetivo de este artículo es comparar alternativas de esquemas operativos de la CRPS a través de un enfoque de simulación numérica. Se investigaron tres escenarios: (i) Escenario de Referencia o Operación pre-crisis que tiene en cuenta el funcionamiento de la cuenca hidrográfica antes de la crisis hídrica de 2014. (ii) Operación post-crisis, que evalúa la operación después de la crisis hídrica y lleva teniendo en cuenta las reglas establecidas para priorizar la confiabilidad del abastecimiento de agua; y finalmente (iii) Escenario Alternativo, basado en la operación de curva guía de los reservorios como otra posibilidad de priorizar la confiabilidad del abastecimiento de agua. El largo período de mediciones de afluencia (más de 86 años) proporciona una contribución coherente a esta evaluación. La evaluación integrada y de toda BRPS fue hecha con el modelo de Evaluación y Planificación de Agua (WEAP) desarrollado por el Instituto de Medio Ambiente de Estocolmo (SEI), una estructura amigable y abierta a investigaciones futuras.

Palabras clave: Gestión Integrada de Recursos Hídricos, Reglas de Operación de Depósitos, Cuenca del Río Paraíba del Sur, modelo WEAP.

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El principal objetivo del Plan de Expansión de la Generación (PEG) es garantizar un adecuado equilibrio entre el suministro de electricidad y la demanda, es decir, para determinar el conjunto óptimo de proyectos de generación que deben ser construidos para satisfacer las necesidades de la demanda a lo largo de un horizonte (mediano y largo plazo). La optimización del plan de expansión significa minimizar una función de costos teniendo en cuenta: (i) la inversión (capital) y los costos de operación (combustible, operación y mantenimiento, etc.) de las centrales de generación y (ii) las sanciones relativas a la energía no suministrada, también llamadas de costos de déficit. En resumen, en este trabajo técnico la tarea de planificación de expansión de generación se lleva a cabo a través de una herramienta computacional que determina el plan de expansión de costo mínimo para un sistema eléctrico, englobando proyectos candidatos hidroeléctricos, térmicos y renovables y está integrada con una herramienta de simulación de despacho que representa los detalles de la producción de todas las plantas del sistema. El PEG de menor costo se logra mediante la optimización del trade-off entre los costos de inversión para la construcción de nuevos proyectos y el valor esperado de los costos operativos obtenidos a partir del modelo de despacho hidrotérmico estocástico, lo que permite una representación detallada de la operación del sistema bajo incertidumbre. En conclusión, este trabajo técnico tiene como objetivo mostrar (i) una descripción del Sistema Eléctrico de la República Dominicana, (ii) la metodología utilizada para determinar el plan de expansión de la generación y (iii) el análisis basado en escenarios. Se compararán los planes de expansión a través de: (i) las tecnologías involucradas, (ii) el impacto ambiental y (iii) el desempeño operativo y económico.