[pt] Um dos algoritmos mais eficientes para resolver problemas de planejamento de operações hidrotérmicas, que são modelos estocásticos multiestágio de larga escala, é o chamado algoritmo de programação dinâmica dupla estocástica (SDDP). O planejamento da operação dos sistemas de energia visa avaliar o valor dos recursos escassos (por exemplo, água) para alimentar os modelos de despacho de curto prazo usados na implementação real das decisões. Quando o modelo de planejamento se desvia significativamente da realidade da operação implementada, as políticas de decisão são consideradas inconsistentes no tempo. A literatura recente explorou diferentes fontes de inconsistência, como medidas de risco dinâmico inconsistentes no tempo, representação imprecisa do processo de informação e simplificações no modelo de planejamento de rede. Este trabalho aborda a inconsistência no tempo devido a simplificações na representação da rede no modelo de planejamento que estende a literatura existente. O objetivo deste trabalho é propor uma estrutura, composta por uma metodologia e um pacote computacional de código aberto, para testar o impacto operacional e econômico das simplificações da modelagem sobre o fluxo de energia da rede em sistemas de energia hidrotérmica. Entre as inúmeras formulações disponíveis no pacote, nos concentramos em avaliar o custo e o desempenho operacional das seguintes aproximações de modelos: o modelo de rede de transporte (NFA), atualmente em uso pelo operador de sistema brasileiro; o relaxamento de cone de segunda ordem (SOC); o relaxamento de programação semidefinida (SDP); a aproximação do fluxo de energia de corente continua (DC); e o DC com aproximação de fluxo de potência com perda de linha (DCLL). Todas as formulações mencionadas anteriormente são testadas como aproximações para o modelo de rede na fase de planejamento, onde é construída a função de custo futuro. Em seguida, avaliamos cada aproximação simulando a operação do sistema usando um modelo de implementação que minimiza o custo imediato sob as restrições de fluxo de energia AC e a respectiva função de custo futuro. A comparação é feita para dois sistemas, um composto por um ciclo e o outro aproximadamente radial. / [en] One of the most efficient algorithms for solving hydrothermal operation planning problems, which are large-scale multi-stage stochastic models, is the so-called stochastic dual dynamic programming (SDDP) algorithm. Operation planning of power systems aims to assess the value of the scarce resources (e.g. water) to feed short-term dispatch models used in the actual implementation of the decisions. When the planning model significantly deviates from the reality of the implemented operation, decision policies are said to be time-inconsistent. Recent literature has explored different sources of inconsistency such as time-inconsistent dynamic risk measures, inaccurate representation of the information process and simplifications in the network planning model. This work addresses the time-inconsistency due to simplifications in the network representation in the planning model extending the existing literature. The objective of this work is to propose a framework, comprised of a methodology and an open-source computational package, for testing the operative and economic impact of modeling simplifications over the network power-flow in hydrothermal power systems. Among the myriad of formulations available in the package, we focused on assessing the cost and operative performance of the following model approximations: the transportation network-flow model (NFA), currently in use by the Brazilian system operator; the second-order cone relaxation (SOC); the semidefinite programming relaxation (SDP); the DC power-flow approximation (DC); and the DC with line-loss power-flow approximation (DCLL). All the previously mentioned formulations are tested as approximations for the network model in the planning stage, where the cost-to-go function is built. Then, we evaluate each approximation by simulating the system s operation using an implementation model, which minimizes the immediate cost under AC power-flow constraints and the respective cost-to-go function. The comparison is made for two systems, one composed of a cycle and the other approximately radial.