O presente trabalho apresenta uma análise dos impactos da utilização dos Preços Marginais Locacionais a Nível de Distribuição (PMLDs) como base de valoração da geração distribuída (GD) conectada a redes do sistema de distribuição de média tensão. Para tanto estuda-se a consistência da sinalização econômica própria dos PMLDs e os impactos que a geração distribuída tem sobre a operação das redes elétrica de distribuição em média tensão, a partir da análise de um estudo de caso no qual geradores distribuídos conectados a alimentadores de 13,8 KV são afetados pela utilização dos PMLDs como base de valoração de sua produção de energia. As simulações realizadas neste estudo de caso levam em conta um vasto número de cenários operativos, na tentativa de capturar o efeito das variações da demanda de energia e da disponibilidade da fonte primária de energia da GD que nos casos de fontes como solar e eólica, apresentam elevada intermitência. Adicionalmente, este trabalho apresenta uma formulação de Programação Linear (PL) para o problema de fluxo de potência ótimo em redes de corrente alternada, considerando como função objetivo o despacho ótimo de geração e incorporando estratégias de linearização, especialmente desenvolvida para a análise de redes de distribuição em média tensão onde se leva em consideração um grande número de cenários operativos com a participação de geração intermitente.

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O presente trabalho apresenta uma metodologia baseada em equilíbrio de mercado para previsão de preços futuros de energia elétrica no ambiente de contratação livre para contratos com duração de um e três anos. Nesta abordagem, os geradores fazem suas ofertas de níveis de contratação de acordo com os preços de mercado (curva de oferta de contratação) e as cargas, por sua vez, estipulam seus níveis de contratação para cada preço de mercado (curva de demanda por contratação), no encontro das curvas se obtém o preço de equilíbrio no mercado de contratos. A metodologia se baseia em otimização bi-nível, uma vez que existem duas variáveis a serem otimizadas (preço e quantidade), com restrições de equilíbrio onde a incerteza dos preços no mercado de curto prazo é representada por cenários. A medida de risco para geradores e cargas é uma combinação convexa, isto é, uma média ponderada pelo nível de aversão ao risco do valor esperado da distribuição da despesa, no caso da carga, e da receita, no caso do gerador, e do valor esperado dentro de um intervalo que representa os piores cenários para o agente, dado um nível de confiança, também conhecido como CVaR.

O artigo avalia o impacto da Contribuição Nacionalmente Determinada (NDC) brasileira para o setor elétrico no contexto do Acordo de Paris, elaborado durante a vigésima primeira sessão da Conferência das Partes (COP) de dezembro de 2015. Investiga também a adequação de metas específicas da NDC, comparando os custos adicionais de fornecimento de energia com as emissões mitigadas de gases do efeito estufa. O estudo avalia ainda a expansão e operação do sistema de energia para o horizonte 2030, considerando um cenário "business as usual" (sem metas para o setor de energia) e um "cenário COP21" com metas de eficiência energética e participação de fontes não hidrelétricas na produção de eletricidade.

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A bacia do rio Paraíba do Sul (BRPS) desempenha um papel central na região sudeste do Brasil. Mais de 180 municípios dos estados de São Paulo, Rio de Janeiro e Minas Gerais dependem das suas águas, exigindo, portanto, uma operação complexa de reservatórios presentes no curso principal e afluentes. Em 2014, a BRPS enfrentou uma seca intensa. Esse evento motivou discussões em favor de regras operativas alternativas para reservatórios, como ordem de deplecionamento para os reservatórios e reduções dos requisitos de vazões mínimas que eventualmente foram definidos pela Agência Nacional de Águas (ANA) juntamente com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Essas novas regras (decretadas pela Resolução 1382/2015) visam priorizar a confiabilidade do abastecimento de água acima da produção de energia hidrelétrica, neutralizando o conceito predominante de que a geração de energia foi responsável pelo uso excessivo do reservatório, arriscando o abastecimento de água de cidades como o Rio de Janeiro. Entretanto, poucas evidências são encontradas para validar essas novas regras e avaliar seus impactos em múltiplos usos da água. O objetivo deste artigo é comparar alternativas de esquemas operacionais da BRPS através de uma abordagem de simulação numérica. Foram investigados três cenários: (i) Cenário de Referência ou Operação pré-crise que leva em conta o funcionamento da bacia hidrográfica antes da crise hídrica de 2014. (ii) Operação pós-crise, que avalia a operação após a crise hídrica e leva em consideração as regras estabelecidas para priorizar a confiabilidade do abastecimento de água; e finalmente (iii) Cenário Alternativo, baseado na operação de curva-guia do reservatório como outra possibilidade de priorizar a confiabilidade do abastecimento de água. O longo período de medições de afluência (mais de 86 anos) fornece uma contribuição consistente para esta avaliação. A avaliação integrada e de toda BRPS foi feita com o modelo de Avaliação e Planejamento de Água (WEAP) desenvolvido pelo Instituto de Meio Ambiente de Estocolmo (SEI), uma estrutura amigável e aberta à pesquisas futuras.

Palavras-Chave: Gestão Integrada de Recursos Hídricos, Regras de Operação de Reservatórios, Bacia do Rio Paraíba do Sul, modelo WEAP.

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O principal objetivo do Plano de Expansão da Geração (PEG) é o de assegurar um equilíbrio adequado entre a oferta de eletricidade e demanda, ou seja, para determinar o melhor conjunto de empreendimentos de geração que devem ser construídas para atender às necessidades da demanda ao longo de um horizonte (médio e longo prazo). A otimização do plano de expansão significa minimizar uma função de custo levando-se em consideração: (i) o investimento (capital) e os custos operacionais (combustível, operação e manutenção, etc.) das usinas geradoras e (ii) penalidades relativas à energia não suprida, também chamada de custo de déficit. Em resumo, neste trabalho a tarefa de planejamento da expansão da geração é realizada através de uma ferramenta computacional que determina o plano de expansão de custo mínimo para um sistema elétrico, que engloba projetos candidatos hidrelétricos, térmicos e renováveis e está integrada com uma ferramenta de simulação de despacho que representa em detalhe a produção de todas as plantas no sistema. O PEG de menor custo é encontrado através da optimização do trade-off entre os custos de investimento para a construção de novos projetos e o valor esperado dos custos operativos obtidos com o modelo de despacho estocástico hidrotérmico, permitindo uma representação detalhada da operação do sistema sob incerteza. Em conclusão, este trabalho técnico tem como objetivo mostrar (i) uma descrição do Sistema Elétrico da República Dominicana, (ii) a metodologia utilizada para determinar o plano de expansão da geração e (iii) a análise baseada em cenários. Planos de expansão serão comparados por meio de: (i) tecnologias envolvidas, (ii) o impacto ambiental e (iii) o desempenho operativo e econômico.

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