[pt] Na década de noventa, no Brasil, havia uma predominância de empresas verticalizadas no setor elétrico, pertencentes aos governos estaduais e federais, que no decorrer do processo de reestruturação e privatização sofreram uma desverticalização das suas atividades, em geração, transmissão, distribuição e comercialização. Após iniciada a privatização das companhias foi criada a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL),responsável por regular as atividades do setor elétrico brasileiro. Estas mudanças acarretaram em diferentes modelos de mercado caracterizados pelo acentuado uso dos sistemas de transmissão. Neste cenário, foi definido pela ANEEL que as concessionárias de distribuição devem pagar às transmissoras pela utilização de suas instalações o Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (EUST). Para isso, é necessário informar o Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) para cada ponto de conexão e período tarifário por meio do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST). Em caso de ultrapassagem dos valores firmados neste contrato acima de um percentual estipulado, a contratante terá que pagar uma penalidade. Esta dissertação tem por finalidade apresentar uma nova metodologia na determinação do valor ótimo do MUST, baseado em equivalentes estáticos flexíveis, fluxo de potência probabilístico e técnicas de otimização estocástica de modo a equilibrar o custo do transporte de energia e o custo da penalidade. Primeiro, utiliza-se uma técnica de redução de rede, flexível e precisa. Segundo, as incertezas provenientes das cargas, geração e topologia da rede são mapeadas nos pontos de conexão em análise. Terceiro, utiliza-se uma técnica simples de otimização estocástica para obter o MUST a ser contratado, pela distribuidora de energia elétrica, em cada barra de fronteira. Por último, a metodologia proposta é empregada no sistema acadêmico IEEE RTS com o objetivo de demonstrar a sua eficiência sendo os resultados obtidos amplamente discutidos. / [en] In Brazil, during the 1990s, there was a predominance of vertical companies in the electricity sector, belonging to the state and federal governments, which in the course of the restructuring and privatization process suffered a deverticalization of their activities into generation, transmission, distribution, and commercialization. After the beginning of this privatization process, the National Electric Energy Agency (ANEEL) was created, which is responsible for regulating the activities of the Brazilian electricity sector. These changes have led to different market models characterized by the strong use of the transmission systems. In this scenario, it was defined by ANEEL that the distribution concessionaires must pay the transmission companies for the use of their equipment. Thus, it is necessary to inform the Transmission System Usage Amount (MUST) for each connection point and tariff period by means of the Transmission System Use Agreement (CUST). In case of exceeding a specified percentage of the contracted amounts, the contractor will have to pay penalties. This dissertation aims to present a new methodology to determine the optimal value of MUST, based on flexible static equivalents, probabilistic power flow, and stochastic optimization techniques, in order to balance the energy transport and penalty costs. First, a flexible and accurate network reduction technique is used. Second, the uncertainties arising from the load, generation, and topology of the network are mapped at the connection points under analysis. Third, a simple stochastic optimization technique is used to obtain the MUST to be contracted by the electric power distributor at each border bus. Finally, the proposed methodology is used in the IEEE RTS academic system in order to demonstrate its efficiency, and the obtained results are widely discussed.

[pt] As companhias regionais de distribuição não são autossuficientes em energia elétrica para atender seus clientes, e requerem importar a potência necessária do sistema interligado. No Brasil, elas realizam anualmente o processo de contratação do montante de uso do sistema de transmissão (MUST) para o horizonte dos próximos quatro anos. Essa operação é um exemplo real de tarefa que envolve decisões sob incerteza com elevado impacto na produtividade das empresas distribuidoras e do setor elétrico em geral. O trabalho se torna ainda mais complexo diante da crescente variabilidade associada à geração de energia renovável e à mudança do perfil do consumidor. O MUST é uma variável aleatória, e ser capaz de compreender sua variabilidade é crucial para melhor tomada de decisão. O fluxo de potência probabilístico é uma técnica que mapeia as incertezas das injeções nodais e configuração de rede nos equipamentos de transmissão e, consequentemente, nas potências importadas em cada ponto de conexão com o sistema interligado. Nesta tese, o objetivo principal é desenvolver metodologias baseadas no fluxo de potência probabilístico via simulação Monte Carlo, em conjunto com a técnica da entropia cruzada, para estimar os riscos envolvidos na contratação ótima do MUST. As metodologias permitem a implementação de software comercial para lidar com o algoritmo de fluxo de potência, o que é relevante para sistemas reais de grande porte. Apresenta-se, portanto, uma ferramenta computacional prática que serve aos engenheiros das distribuidoras de energia elétrica. Resultados com sistemas acadêmicos e reais mostram que as propostas cumprem os objetivos traçados, com benefícios na redução dos custos totais no processo de otimização de contratos e dos tempos computacionais envolvidos nas estimativas de risco. / [en] Local power distribution companies are not self-sufficient in electricity to serve their customers, and require importing additional energy supply from the interconnected bulk power systems. In Brazil, they annually carry out the contracting process for the amount of transmission system usage (ATSU) for the next four years. This process is a real example of a task that involves decisions under uncertainty with a high impact on the productivity of the distributions companies and on the electricity sector in general. The task becomes even more complex in face of the increasing variability associated with the generation of renewable energy and the changing profile of the consumer. The ATSU is a random variable, and being able to understand its variability is crucial for better decision making. Probabilistic power flow is a technique that maps the uncertainties of nodal injections and network configuration in the transmission equipment and, consequently, in the imported power at each connection point with the bulk power system. In this thesis, the main objective is to develop methodologies based on probabilistic power flow via Monte Carlo simulation, together with cross entropy techniques, to assess the risks involved in the optimal contracting of the ATSU. The proposed approaches allow the inclusion of commercial software to deal with the power flow algorithm, which is relevant for large practical systems. Thus, a realistic computational tool that serves the engineers of electric distribution companies is presented. Results with academic and real systems show that the proposals fulfill the objectives set, with the benefits of reducing the total costs in the optimization process of contracts and computational times involved in the risk assessments.

[pt] A complementaridade entre os perfis de geração renovável tem sido amplamente explorada na literatura. No entanto, as estruturas regulatórias eeconômicas para usinas híbridas de energia apresentam desafios e oportunidades interessantes para investidores, reguladores e planejadores. Focando nomercado de energia brasileiro, este artigo propõe um cálculo unificado e isonômico de Garantia Física (GF) para geradores renováveis não controláveis, quenos permite 1) generalizar o conceito de GF para unidades híbridas e 2) capturar as sinergias regulatórias e econômicas entre as fontes. Com base na GFnão discriminatória proposta para usinas híbridas de energia, a co-otimizaçãodas estratégias de contratação de energia no mercado de futuro e da rede, o Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST), é estudada, e seus incentivos econômicos são demonstrados. A participação ótima de fontes renováveisque compõem a geração da usina híbrida também é considerada no modelo eanalisada em nossos estudos de caso. Com base em dados reais do mercadode energia brasileiro, quantificamos os benefícios das estruturas e modelos demercado propostos para uma unidade híbrida típica de eólico-solar. / [en] The complementarity between renewable generation profiles has been widely explored in literature. Notwithstanding, the regulatory and economic frameworks for hybrid power plants add interesting challenges and opportunities for investors, regulators, and planners. Focusing on the Brazilian power market, this paper proposes a unified and isonomic firm energy certificate (FEC) calculation for non-controllable renewable generators, which allows us to 1) generalize the FEC concept for hybrid units and 2) capture the regulatory and economic synergies between sources. Based on the non-discriminatory FEC proposed for hybrid power plants, the co-optimization of both forward-market and network-access contracting strategies is studied, and its economic incentives are demonstrated. The optimal share of renewable sources composing the hybrid power plant is also considered in the model and analyzed in our case studies. Based on real data from the Brazilian power market, we quantify the benefits of the proposed market structures and model for a typical wind–solar hybrid unit.