Regulatory reforms of the electricity industry in South America have always been prompted by the need of attracting enough investment to cover the fast-paced demand growth. In order to achieve this goal, the countries in the region which in the eighties and early nineties opted for market-oriented schemes, have rebuilt in the last decade their regulatory frameworks around long-term auctioning. These new mechanisms, initially implemented to attract investment in any sort of conventional generation technology so as to ensure the system adequacy, are increasingly being also used to bring in non-conventional renewable energy resources. These schemes have been until now run in parallel, but the steep learning curve of Renewable Energy Sources for electricity (RES-E) technologies is apparently opening the door to the implementation of new tendering procedures open to all kinds of generation technologies. In this article, we review the auction mechanisms for new generation implemented in South America. We argue that although the first impression might lead to the conclusion that conventional and RES-E technologies are in some cases close and even ostensibly competing in the same auctions, the fact is that the full convergence is still far to happen, as the rules and products applied to the different technologies differ significantly.

There is a lot of interest in Energy storage solutions as a means of providing sufficient grid flexibility to accommodate higher penetration levels of intermittent sources of electricity, such as wind and solar power.

This work describes an extension of the Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) algorithm to represent nonconvexities on the hydrothermal operation planning problem formulated as a mixed integer multistage stochastic model. One proposed methodology makes use of a non-conventional approach of the Lagrangian relaxation technique for convexification of the recourse function, and a special procedure is applied in order to find valid stronger Benders cuts to build these approximated convex future cost functions. Discussion is made over the topic of whether we should really worry about guarantying outer approximations of the original functions, which could lead to distorted strategies when dealing with highly non convex problems and, consequently, to non-economic or inadequate system operation. By focusing on the non-convexity introduced by the hydro production variation with storage, a more aggressive cutgeneration procedure is also proposed using a non-linear variable transformation technique. Study cases of real hydrothermal systems are used to make comparisons and analysis over the dilemma of choosing the most suitable methodology for this problem.

Um modelo computacional para a determinação do potencial hidroelétrico é apresentado. O modelo investiga alternativas de divisão de queda através de indicadores técnico-econômicos (custo de produção de energia) e impactos socioambientais, de forma análoga ao Manual de Inventário Hidrelétrico da Eletrobras. Ademais, oferece um ambiente racional para comparação de alternativas e quantificação dos impactos econômicos de restrições, como a virtual impossibilidade de construção de reservatórios de regularização. É composto por três partes: (i) pré-processamento em ambiente SIG (Sistema de Informações Geográficas) de dados topográficos e hidrológicos - tarefa esta executada “nas nuvens” via processamento distribuído; (ii) automação de projetos de engenharia, dimensionamento de equipamentos e estimativa de orçamentos dos projetos candidatos; (iii) formulação e resolução de modelo de programação matemática linear-inteira para a seleção da melhor alternativa de divisão de quedas com visualização gráfica dos resultados.

Um modelo computacional para simulação de bacias hidrográficas foi utilizado para investigar os impactos de eventuais transposições de água da bacia do Paraíba do Sul para o abastecimento da macrometrópole de São Paulo. O modelo representa peculiaridades da operação desta bacia e considera tanto os usos d’água atuais (2013) como aqueles esperados para os horizontes 2025 e 2035. Foi utilizado em projeto para a Associação Pró-Gestão das Águas da Bacia Hidrográfica do Rio Paraíba do Sul – AGEVAP.

A recente edição do Manual de Estudos de Inventário estabelece a orientação técnica para a elaboração de estudos de Avaliação Ambiental Integrada (AAI). O principal objetivo dos estudos é avaliar os efeitos cumulativos e sinérgicos de um conjunto de usinas previstas para uma bacia hidrográfica. Recentemente a Empresa de Planejamento (EPE) elaborou estudos de AAI para várias bacias hidrográficas. Esses estudos foram feitos para avaliar um conjunto de usinas hidrelétricas, mas durante o processo de discussão os órgãos ambientais e o Ministério Público questionaram a necessidade de ampliá-los para incorporar as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs). A mudança permite visualizar os efeitos conjuntos de usinas (inclusive PCHs) numa mesma bacia hidrográfica através de indicadores de sensibilidade ambiental e de potencial natural.

O objetivo deste trabalho é propor uma metodologia para consideração de aversão ao risco no problema de planejamento da operação hidrotérmica considerando diretamente a incorporação de uma restrição de CVaR associada aos déficits de energia no algoritmo de PDDE. Será demonstrado que o custo de déficit implícito associado à restrição de CVaR, resultado da metodologia proposta, pode ser interpretado economicamente como os segmentos associados à uma curva de custo de déficit linear por partes, já utilizada atualmente no setor, porém ajustada automaticamente para o nível de risco desejado. Resultados serão ilustrados com o SIN.

A adoção de sinais econômicos de curto prazo, ainda que aparentemente vantajosa, pode trazer riscos para a operação eletro-energética do Sistema Interligado Nacional (SIN). Neste contexto, o objetivo deste trabalho é avaliar possíveis impactos da resposta da demanda aos sinais de preço, por exemplo: resposta da demanda total do SIN aos sinais de preço das Bandeiras Tarifárias, alterações no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) em cada submercado, alterações no custo operativo total do sistema e cálculo da probabilidade de acionamento das Bandeiras Tarifárias. Para isso foram realizadas simulações da operação eletro-energética do SIN que consideram uma modelagem para o comportamento da carga frente aos sinais de preço para cada setor econômico levando em conta suas peculiaridades, e em especial, a sensibilidade diferenciada do consumo frente a uma variação de preço.

Antes da Lei nº 12.783/13, praticamente todas as hidrelétricas eram contratadas na modalidade por quantidade, onde o risco hidrológico é do gerador. No entanto, os contratos de cotas das hidrelétricas que aceitaram a antecipação da renovação das concessões passaram a ser por disponibilidade, onde os riscos hidrológicos são assumidos pelas distribuidoras, com direito de repasse ao consumidor final. O objetivo deste trabalho é avaliar quantitativamente o impacto da contratação destas cotas na variabilidade dos custos totais da distribuidora e se a complementariedade hidrotérmica no seu portfólio de contratos contribui para reduzi-la.

O objetivo deste trabalho é propor uma metodologia para calcular a garantia física do sistema que: (i) seja produzida por um procedimento de despacho hidrotérmico coerente com a operação do sistema, ou seja, que incorpore a aversão ao risco do operador; (ii) que possua um critério de confiabilidade explícito; e (iii) que leve em consideração o custo marginal de expansão. O objetivo de (i)-(iii) é garantir a coerência metodológica entre critérios de planejamento e operação. A medida de aversão ao risco utilizada calcula uma política de mínimo custo com restrição de CVaR (Conditioned Value-at-Risk) na energia não suprida.

Atualmente, o critério de repartição da garantia física do Sistema Interligado Nacional (SIN) entre as hidrelétricas é em proporção as suas energias firmes individuais. Como será mostrado neste trabalho, este método é ineficiente em termos econômicos, pois não sinaliza corretamente o benefício que o reservatório traz pela regularização das afluências às usinas a jusante. O objetivo deste trabalho é apresentar uma alternativa para o rateio da garantia física do SIN entre os agentes do sistema considerando uma metodologia que atenda um critério de rateio “justo” sob a ótica do núcleo de um jogo cooperativo, o que significa considerar, para as hidroelétricas, um rateio que reconheça a capacidade de regularização à jusante. É apresentado um estudo de caso para as usinas do SIN.

O objetivo deste trabalho é apresentar um estudo de inserção eólica no Sistema Elétrico Brasileiro sob a ótica energética, admitindo uma expansão do parque hidrelétrico baseada em usinas a fio d’água inserção. Avaliamos diferentes cenários de inserção eólica no longo prazo por meio da simulação do despacho hidrotérmico considerando a estocasticidade na vazão e na produção de energia eólica, utilizando quatro principais métricas para indicar a inserção máxima ideal de geração eólica no sistema: (i) o PLD médio; (ii) o percentil 90% do PLD; (iii) o risco de déficit; e (iv) a probabilidade de despacho termelétrico para atendimento à ponta.

Algoritmos de PDE e PDDE têm sido amplamente aplicados para determinar uma política operativa ótima para o despacho hidrotérmico estocástico de longo prazo, junto com modelos de vazão PAR(p). No entanto, nota-se que os parâmetros dos modelos PAR(p) estão sujeitos a incerteza, já que são funções de fenômenos aleatórios. A existência desta incerteza significa que há um risco da política operativa não ser ótima. Este trabalho tem como objetivo quantificar o impacto da incerteza dos parâmetros e propor uma metodologia para se construir uma política operativa hidrotérmica robusta a esta incerteza. A metodologia proposta é testada em estudos de caso.

Regulatory reforms of the power sectors in South America have always been driven by the need of attracting enough investment to guarantee an expansion rate capable of covering the fast-paced demand growth in the continent. In order to achieve this objective, in the last decade several countries in the region have reshaped their regulatory frameworks in the direction of long-term auctioning. This paper first provides a detailed description of the regulatory evolution that resulted in the implementation of auction schemes and thenit presents an updated review of the mechanisms implemented in five South American countries, comparing their main design elements.

In late 2011, the Brazilian Electricity Regulatory Agency approved a new tariff structure for distribution services. This included the creation of the White Tariff, a time-of-use (ToU) tariff modality for retail consumers connected to low-voltage distribution grids. Brazil is currently conducting an ambitions smart meter roll-out plan, and consumers will be able to opt for ToU tariffs in the coming years. In preparation for that, the regulator has started the definition of the economic signals embedded in ToU tariffs for several distribution utilities, at the occasion of their multi-annual Tariff Review processes. This has been done despite of the fact the virtually no country-specific data on demand response to electricity prices is currently available, which brings additional difficulties to the process. In this paper, we discuss the design and implementation of ToU tariffs in Brazil, highlighting lessons learned so far and coming challenges, from an economic and regulatory perspective.

In an electric power systems planning framework, decomposition techniques are usually applied to separate investment and operation subproblems to take benefits from the use of independent solution algorithms. Real power systems planning problems can be rather complex and their detailed representation often leads to greater effort to solve the operation subproblems. Traditionally, the algorithms used in the solution of transmission constrained operation problems take great computational advantage with compact representation of the model, which means the elimination of some variables and constraints that don’t affect the problem’s optimal solution. This work presents a new methodology for solving generation and transmission expansion planning problems based on Benders decompositionwhere the incorporation of the traditional operation models require an additional procedure for evaluating the Lagrange’s multipliers associated to the constraints which are not explicitly represented yet are used in the construction of the Benders cuts during the iterative process. The objective of this work is to seek for efficiency and consistency in the solution of expansion planning problems by allowing specialized algorithms to be applied in the operation model. It is shown that this methodology is particularly interesting when applied to stochastic hydrothermal problems which usually require a large number of problems to be solved. The results of this methodology are illustrated by a Colombian system case study.