Boa parte da soja produzida no Centro-Oeste segue por rodovia por 2 mil km até o Porto de Santos, de onde é exportada. No caminho, os caminhões gastam muito combustível, emitem gases de efeito estufa, congestionam e esburacam as estradas. Melhor seria se a produção pudesse escoar pelos rios com economia de escala. Um comboio duplo no Tietê transporta 6 mil toneladas, o mesmo que 170 carretas que, em fila indiana, se estenderiam por 3,5 km. As hidrovias também não induzem a ocupação territorial desordenada e de alto impacto socioambiental, diferentemente de algumas rodovias.

Time-of-Use (ToU) electricity tariffs are currently employed or considered for implementation in many jurisdictions around the world. In ToU modalities, a set of different tariffs for different hours of the day and/or seasons of the year is defined at the beginning of a given horizon, and then kept constant until its end. While designing ToU tariffs, one of the most significant sources of uncertainty to be considered relates to the price-elasticities of demand. We propose an approach for ToU tariff design based in quadratically constrained quadratic programming and stochastic optimization techniques, addressing these uncertainties and dealing with various aspects of tariff setting from the point of view of the regulator/regulated utility.

The allocation of ohmic losses in the transmission system with a method that complies with the requisite of cost causality is critical for sending location-specific, efficient economic signals to transmission system users, and to incentivize the efficient use and expansion of the electricity system. In this paper, we employ a formulation of the Incremental Transmission Losses allocation method that is derived from the equations of the linearized power flow to assess the possible impacts that adopting a causal allocation method would have on generation pricing for long-term contracts in Brazil – a country in which a pro-rata method (which does not result in location-specific economic signals) is currently used. While assessing these impacts, we focus on treatment of risk from the generators’ perspective.

Dis-aggregation of national or regional hydro systems into competing firms has proved difficult in many jurisdictions. Some, such as New Zealand, have proceeded down this path, at the possible cost of reduced coordination efficiency. Others have found it too difficult, because the generators are too closely linked by hydrological constraints and/or because the option is political precluded. Here we discuss the general concept of using contracts to define “virtual reservoirs” to be managed by competing trader. We will discuss several international precedents for this, including some that we have been involved in designing. These precedents include a “slice of system” concept which has been operating for some time in the Columbia River catchment, the Brazilian Energy Reallocation Mechanism, a virtual power plant agreement in operation between Argentina and Uruguay, and a recently approved agreement in the Churchill River catchment in Canada. But here we also outline three more recent proposals with which we have been involved, including a recent proposal for upstream/downstream coordination in New Zealand, a current proposal to establish competing traders in Tasmania, and a somewhat similar proposal discussed in Brazil. While none of these three latter regimes has actually been implemented, our analysis suggests that they show considerable promise, in terms of improving competition and/or decision-making quality, and that the barriers to implementation are mainly political, not technical.

O objetivo deste trabalho é apresentar o modelo NXT, modelo para o planejamento da expansão de redes de transmissão que será utilizado pelo WECC (Western Electricity Coordinating Council), conselho que coordena os estudos de expansão da costa e meio oeste norte-americano. O sistema do WECC tem cerca de 200 GW de capacidade instalada, 2 milhões de km2 de área e uma rede de transmissão de alta tensão com 15 mil barras e 20 mil circuitos, que conecta 14 estados norte-americanos, duas províncias canadenses e um estado do México. O objetivo do planejamento é encontrar o melhor equilíbrio entre os custos de investimento dos reforços de transmissão e as restrições / interesses de diferentes stakeholders que estão conectados ao sistema (grupos ambientalistas, tribos indígenas, instituições e agências federais e estaduais, concessionárias de energia elétrica, grandes consumidores e outros). O modelo de planejamento da expansão contribui para o processo negocial destes acionistas através de dois tipos de resultado. Inicialmente, dado um conjunto de novas injeções de geração (por exemplo, grupos eólicos ou de geração solar), opções de reforço e penalizações /restrições em determinadas faixas de passagem, geralmente por razões ambientais, o modelo determina a expansão de mínimo custo global (soma dos custos de investimento e penalizações por impacto ambiental). A rede de transmissão é representada por um fluxo de potência linearizado, que inclui os circuitos AC, links DC e transformadores defasadores controláveis. As restrições incluem: (i) limites de carregamento nos circuitos; (ii) limites na soma dos fluxos que entram ou saem de determinadas regiões; (iii) limites nas diferenças angulares entre determinadas barras (ambos por razões de estabilidade); e (iv) penalizações por uso de determinadas faixas de passagem. O problema de expansão para cada estágio do horizonte de estudo é formulado como um modelo de otimização linear inteiro misto (MIP) de grande porte, que utiliza técnicas especializadas de solução para reduzir o esforço computacional. A aplicação do modelo será ilustrada para uma configuração reduzida do sistema WECC, com cinco mil barras e seis mil circuitos (aproximadamente as dimensões do sistema brasileiro). Além do modelo de expansão da transmissão, foco deste artigo, o sistema de planejamento do WECC utiliza: (i) um modelo que cria faixas de passagem candidatas e circuitos candidatos; e (ii) um modelo alocar o custo dos reforços de transmissão entre os agentes participantes do sistema. Esta alocação permite que cada agente possa comparar os benefícios das restrições propostas pela mesma com os custos resultantes, contribuindo desta forma para o processo negocial.

Em sistemas hidrotérmicos como é o caso do Brasil, os despachos econômicos para a operação do sistema variam completamente ao longo do ano devido à hidrologia associada a cada bacia hidrográfica de diferentes regiões do país. Portanto, o plano de expansão da transmissão precisa ser robusto o suficiente para suprir a demanda com cenários de despachos completamente diferentes ao longo do ano e dado que somente alguns destes caminhos estão sendo utilizados a cada instante, o nível de carregamento do sistema brasileiro é de fato baixo e inferior à média internacional. A conjunção dos fatos supracitados resulta em altos investimentos em circuitos para atender cenários de despacho diferentes e baixo nível de carregamento nos mesmos ao longo do ano. Com a introdução de FACTs e Smart Wires no sistema, a reatância das linhas de transmissão torna-se variável, viabilizando portanto, um maior controle do fluxo de potência ativa que flui nos circuitos e maior flexibilidade operativa frente a diferentes cenários de despacho. A finalidade principal deste trabalho consiste em analisar o impacto da variabilidade da reatância das linhas de transmissão no planejamento da expansão da transmissão e o impacto financeiro associado. Assim, pretende-se primeiramente apresentar o funcionamento dos equipamentos supracitados e as diferenças na formulação do problema de planejamento da expansão baseado no modelo linearizado básico que adota reatância fixa nos circuitos, em relação ao modelo híbrido que permite tratar reatância variável nas linhas de transmissão candidatas. Posteriormente será realizado um estudo de caso baseado no sistema IEEE24-Bus com diferentes cenários de despacho e linhas candidatas. Obtêm-se em seguida os planos de expansão do caso exemplo quando as linhas de transmissão candidatas apresentam reatâncias fixas. Serão comparados os custos totais dos planos de expansão associado a cada cenário de despacho isolado com relação ao plano de expansão robusto para o atendimento de todos os cenários (sendo as reatâncias, em todos estes casos, fixas). Como os custos destes equipamentos que viabilizam a flexibilidade operativa ainda não são perfeitamente conhecidos e necessitam de sedimentação da tecnologia para ganho de escala econômica que viabilizará estimativas mais realistas dos custos associados, serão efetuadas diversas simulações com o modelo híbrido com o intuito de se verificar quão mais caros podem ser os mesmos em relação aos circuitos convencionais que ainda assim resultam em um plano de expansão mais barato que o composto apenas por circuitos convencionais.

Desde o primeiro Leilão de Energia Nova (LEN), realizado em dezembro de 2005, vem ocorrendo um processo contínuo de aperfeiçoamento das regras e formatação dos certames. Para o caso específico da contratação de termoelétricas a gás natural, uma alteração importante foi verificada entre o LEN A-3 de 2011 e o LEN A-5 de 2011, e se refere à garantia de lastro de gás natural para os projetos termoelétricos candidatos a participar do leilão. A referida mudança foi introduzida na Resolução nº 52 da ANP, que estabelece, entre outras coisas, que os contratos de gás devem estar respaldados por reservas comprovadas (análogo à exigência, no setor elétrico, de respaldar os contratos por garantia física), e na Portaria do MME nº 21/2008, que trata da habilitação de usinas para leilões de energia nova. Esta última foi alterada pela Portaria MME nº 514, de 2 de setembro de 2011, que exige a comprovação de reservas para respaldar projetos candidatos, e não projetos vencedores do leilão. Em outras palavras, o fornecedor de gás passou a ter que comprovar que há reservas suficientes para atender todos os projetos candidatos, independentemente da plausibilidade de sua contratação no leilão. Este Trabalho Técnico discute este tema e possui, como principais contribuições: (i) uma análise da regulamentação atual sobre o respaldo de contratos no setor de gás natural no Brasil; (ii) uma proposta para adequar a necessidade de respaldo para os contratos de suprimento de combustível à dinâmica do setor de gás natural; e (iii) uma proposta para adequar a necessidade de respaldo dos contratos de suprimento de combustível ao processo de contratação das termelétricas nos leilões de energia nova. Estas contribuições objetivam uma melhor integração entre os setores de gás natural e energia elétrica no Brasil, levando ao uso mais eficiente dos recursos e desenvolvimento da infraestrutura.

In Latin America, primary energy demand is projected to grow on average by 1.7% per year and to reach 830 Mtoe by 2035, according to the International Energy Agency 2011 World Energy Outlook. Demand for renewables in the power generation sector in the region will double over that period, to reach nearly 140 Mtoe in 2035. Further on, the IEA projects that biofuels use in road transport will increase by more than 4% per year, to reach 1 mb/d by 2035, representing around 25% of fuel consumption in the sector. The economic giant in the region, Brazil, will increase its primary energy consumption to 420 Mtoe in 2035, representing more than half of the regional total. The region is at no trouble in having enough energy resources to sustain its economic growth and near-universal access to electricity is projected in the region by 2030. It will remain a net oil, gas and coal exporter, with Colombia and Venezuela gifted with sizeable coal resources and Brazil becoming the region’s largest gas producer before 2025. It will develop growing hydro resources, with hydroelectricity accounting for more than 60% of electricity generation by 2035, the largest percentage contribution worldwide. IEA also projects significant growth in solar PV and wind. However, energy resources are not necessarily located where they are needed, with countries having more than they can use to others heavily dependent on foreign supply. To provide an overview of the regional energy future, and the common challenges of energy security and environmental impacts,this paper describe two countries, the giant Brazil and Chile, two of the faster economic growing economies in the region; being the first a country with plentiful resources but with an important State intervention on energy development whereas the second is a country with little indigenous resources but with a fully private sector driving investments.

O problema básico do suprimento de potência consiste em dispor de capacidade suficiente para garantir o atendimento à demanda de potência do sistema nas horas em que esta atinge o seu valor máximo. O atendimento a esta demanda deve ser realizado pelas unidades geradoras disponíveis, e o sistema deve possuir um excedente de capacidade suficiente para compensar eventuais falhas e indisponibilidades de usinas e de instalações de transmissão. Este trabalho apresenta uma metodologia probabilística para avaliar a confiabilidade de suprimento de ponta levando em consideração as incertezas: (i) da demanda no horário de ponta; (ii) da produção eólica no horário de ponta; (iii) na redução da produtibilidade das hidrelétricas devido ao deplecionamento dos reservatórios. Esta metodologia será aplicada a um caso real do setor elétrico com o objetivo de avaliar o impacto da inserção eólica no suprimento da demanda de ponta do SEB.

This paper presents a methodology for determining the optimal timing of investments in capacity expansion of distribution networks, aiming at maximizing the risk-adjusted net present value (NPV) of the project, as seen by distribution companies. The methodology is based in sampling of load and distributed generation (DG) output scenarios for peak loading conditions, simulation of distribution system operation, calculation of stochastic cash flows, and determination of the optimal NPV with the certainty equivalent approach to risk-adjustment, under a discrete dynamic programming framework. The proposed methodology is used to investigate the effects of DG (in particular, solar PV with no associated electricity storage) on the possibility of deferring investments in network capacity expansion, and on the investment risk perceived by distribution companies, under the current Brazilian regulation. All discussions are supported by results of a case study, in which solar photovoltaic is the technology of interest. The fact that DG output is intermittent implies in additional variability in the loading of network facilities, resulting in additional uncertainty in the remuneration for new assets and in investment risk. The problem is compounded by the need to consider specific items of the current regulation (e.g., Tariff Review) while determining the remuneration of the distribution company. The results from analyses for several DG penetration levels, with exclusive focus on investment remuneration, suggest that there are two competing effects of DG on the risk-adjusted NPV of investments in capacity expansion. While for significant penetrations of DG investment deferral is indeed possible and may result in considerable increases in the project financial attractiveness, the additional uncertainty in system loading and the additional remuneration risk brought about by DG leads to systematic decreases in the risk-adjusted NPV. With help of the results obtained, we discuss the impacts regulation may have on the investment risk perceived by distribution companies and associated with network capacity expansion in the presence of DG.

In the electricity industry, the processes through which consumers respond to price signals embedded in tariffs by changing their consumption patterns is generally referred to as demand response. In such a context, consumers are offered an opportunity to maximize the surplus derived from electricity usage by actively scheduling consumption over time periods with potentially different energy prices. The objective of this work is to analyze the role of correlation in prices of successive periods over which consumption is to be scheduled, in a demand response context. We use robust optimization techniques to propose an optimization model for consumption scheduling when prices of different periods are highly correlated, and also suggest approaches to correctly incorporate real-world correlated price data to this model. Positive results from quantitative case studies indicate that it is of great importance to employ a solution approach that correctly models correlation among prices when scheduling consumption.

Hydrothermal systems optimal scheduling requires the representation of uncertainties in future inflows in order to hedge against adverse future low inflows by committing thermal plants, and also to store water in reservoirs while avoiding spillage when high future inflows occur. Stochastic optimization technics has been widely used as a tool for long-term hydrothermal scheduling. These models rely on Monte Carlo simulation in order to capture the inflow uncertainty during the planning horizon. Since the parameters of these models are typically estimated from historical data, it is not surprising that the actual performance of a chosen reservoirs strategy often significantly differs from the designer’s initial expectations due to unavoidable modeling ambiguity. The objective of this work is to assess the impact of inflow parameter uncertainty on the stochastic hydrothermal scheduling. The results presented in this work may be useful for the improvement of stochastic optimization techniques. The results presented show that the uncertainty on the parameters of the stochastic model consists on a supplementary source of risk that should be taken into account in the scheduling model.

O objetivo deste trabalho é analisar o impacto no MRE da entrada em operação de projetos hidroelétricos a fio d’água no futuro, e suas consequências comerciais em termos de riscos resultantes para os geradores. É analisado o impacto da energia alocada pelo MRE às usinas com reservatórios, que podem passar a “ceder” mais energia para compensar a falta de produção das usinas a fio d’água nas estações secas. Estes temas são analisados e quantificados através da simulação do despacho hidrotérmico com um modelo de despacho estocástico e individualizado para duas configurações de oferta e demanda que representam a situação de 2014, ano em que ainda não estão em operação as futuras hidrelétricas a fio d’água já contratadas como as do rio Madeira, Belo Monte, etc, e a situação projetada para 2024, quando a maioria das usinas a fio d’agua já estarão em operação. A simulação do MRE é realizada através de um modelo que representa em detalhes todas as regras comerciais da CCEE. Como resultado, será obtida uma “medida” do impacto comercial da regulação da capacidade de regularização, mensurando o impacto na exposição das hidrelétricas ao preço no mercado de curto prazo.

Este artigo investiga dois aspectos importantes no cálculo da GF total: o papel da energia não suprida (déficit); e o papel da remuneração do intercâmbio. Este trabalho apresenta dois aparentes paradoxos da metodologia atual de cálculo de garantia física: usinas com CVU relativamente pequeno recebem garantia física maior que sua potência disponível; e usinas com CVU próximo do custo de déficit recebem garantia física elevada quando comparada com sua frequência de despacho.

This paper discusses the Brazilian auctions to deploy renewable energy sources with a focus in wind power. Since 2009 about 7,000 MW of wind plants have been contracted through this competitive mechanism at prices around 60 US$/MWh.