[pt] O trabalho Alocação de Custos pelo Uso do Sistema de Transmissão via Otimização Binível propõe uma nova abordagem para o problema de alocação de custos do sistema de transmissão, combinando os problemas de fluxo de potência e de cálculo das tarifas de transmissão, usualmente resolvidos separadamente, em um modelo de otimização binível. A proposta se baseia na multiplicidade de soluções viáveis para a alocação de custos através das componentes de fluxo. Tal conjunto viável de soluções existe devido às diferentes hipóteses que podem ser assumidas para calcular o caso base de fluxo de potência e para decompor os fluxos obtidos, atribuindo as componentes resultantes a geradores e demandas. Diante da diversidade de soluções, é proposto que seja escolhida àquela que atende de maneira ótima aos objetivos almejados pelo regulador e pelos usuários do sistema no que diz respeito à alocação de custos de transmissão. Devido à interdependência entre os problemas mencionados, tais objetivos são inseridos em um problema de otimização binível no qual o nível superior define o resultado de fluxo de potência, tendo como restrição o nível inferior que define o resultado de decomposição de fluxos e consequentemente de alocação de custos através de tarifas de transmissão. Neste trabalho, os objetivos representados no modelo de otimização proposto incluem dois pontos principais. O primeiro consiste em obter uma alocação que reflita os custos marginais de longo prazo (CMLP) do sistema. Assim, no nível superior, um modelo de fluxo de potência de pior caso maximiza os fluxos nas linhas de transmissão com o intuito de caracterizar a maior necessidade de investimentos na rede, e de refletir o CMLP. Já o segundo consiste em suavizar o valor das elevadas tarifas alocadas a usuários localizados em pontos desfavoráveis do sistema, e que não possuem flexibilidade para escolher seu ponto de instalação. É o caso, entre outros, dos geradores renováveis de grande porte do sistema brasileiro, instalados em pontos distantes dos grandes centros de demanda devido à disponibilidade geográfica do recurso renovável. Desta forma, no nível inferior, minimiza-se a amplitude tarifária do sistema, considerando restrições que mantém a coerência locacional da sinalização econômica das tarifas. O modelo proposto admite ainda limites máximo e mínimo de tarifas para garantir a suavização tarifária desejada, caso esta seja viável. De acordo com tais limites, a solução ótima do modelo binível proposto pode gerar três situações distintas: (i) os limites são restritos ao ponto tornar o problema inviável, (ii) os limites são tais que os dois níveis do problema são acoplados, ou (iii) os limites são menos restritos, e o resultado ótimo equivale à prática usual de resolver os dois níveis sequencialmente. Resultados numéricos são apresentados para um sistema didático de 6 barras e para o sistema IEEE 118 barras em diferentes configurações de demanda. / [en] The thesis Transmission Cost Allocation via Bilevel Optimization proposes a new approach to the transmission usage cost allocation problem, combining the power flow and tariff computation problems, usually solved separately, in a bilevel optimization model. The proposal is based on the multiplicity of feasible solutions to allocate costs by power flow components. Such a feasible set exists because of the different hypothesis that can be assumed to calculate the base case power flow, and to decompose the obtained power flows, assigning its components to generators and demands. Given the diversity of solutions, it is proposed that the chosen one should optimally meet the objectives specified by the system regulator and users concerning the costs allocation. Because of the interdependence between the mentioned problems, such objectives are inserted into a bilevel optimization problem in which the upper level defines the power flow results, having the lower level as a constraint that gives the power flow decomposition solution and, as a consequence, the cost allocation through tariffs assigned to generators and demands. In this work, the objectives represented in the optimization model include two main aspects. The first one is to obtain a cost allocation that reflects the system s long run marginal costs (LRMC). Thus, in the upper level, a worst-case power flow model maximizes the lines flows in order to characterize the base case that causes the greatest need for transmission investments, and reflects the LRMC. The second consists in smooth out the high tariffs assigned to users located at unfavorable regions of the system and that do not have the freedom to choose their location. This is the case, among others, of the renewable generators in the Brazilian transmission system that are part of the system expansion planning, and are placed far away from the load centers due to the geographic availability of the renewable resource. Hence, in the lower level, the transmission tariff amplitude is minimized considering constraints that ensure the locational coherence of the tariffs economic signals. Additionally, the proposed model admits upper and lower tariff bounds to ensure the desired tariff smooth, if it is feasible. Given these bounds in, the optimal solution of the proposed bilevel model can provide three different situations: (i) the limits are restricted to the point that the problem is infeasible, (ii) the limits are such that the levels are coupled, or (iii) the limits are less restricted, and the optimal solution is equivalent to the common practice of solve both levels sequentially. Numerical results are presented to a 6-bus didactic system and to the IEEE 118-bus system under different demand configurations.

[pt] A sazonalidade das fontes de geração de energia impacta as etapas de operação e planejamento do setor elétrico, pois provocam, dentre outros, variações de perfil de geração ao longo do ano. Diferentes tipos de usinas, como as hidráulicas, eólicas e térmicas à biomassa, têm sua disponibilidade afetada por causa do regime de chuvas, da intensidade dos ventos ou dos períodos de safra, respectivamente. Nessa dissertação, conduz-se um estudo sobre o impacto da sazonalidade hídrica na precisão de equivalentes de redes, por meio de fluxo de potência probabilístico via simulação Monte Carlo. As redes reduzidas são amplamente empregadas em estudos de planejamento da operação e da expansão do sistema elétrico. Uma das vantagens em sua adoção é a possibilidade de realizar um elevado número de simulações, com menor exigência computacional. A precisão dos equivalentes, nessa dissertação, é quantificada, considerando incertezas na demanda, variação de perfil de geração e a ocorrência de contingências de elementos de transmissão. São avaliados três métodos de redução de redes, em dois ambientes de simulação: cronológico e não cronológico. O primeiro tem o objetivo de analisar o impacto da utilização de um equivalente, obtido a partir da configuração típica de um mês especifico, nos demais meses do ano. O segundo visa comparar as diferentes metodologias de redução de rede diante de variações no ponto de redução, como contingências na transmissão. Os estudos são realizados com os sistemas IEEE 24 barras e IEEE 118 barras. Os equivalentes são elaborados com o software Organon e avaliados em MATLAB. Os resultados das simulações são amplamente discutidos e ressalta-se a importância do uso da rede reduzida adequada para garantia de resultados coerentes. / [en] The seasonality of energy generation sources impacts the operation and planning stages of the electricity sector, as they cause variations in the generation profile throughout the year. Different types of plants, such as hydraulic, wind, and biomass thermal plants, have their availability impacted due to the rainfall regime, the intensity of the winds, or the harvest periods, respectively. In this dissertation, a study is conducted on the impact of hydrological seasonality on the accuracy of network equivalents through probabilistic power flow via Monte Carlo simulation. Reduced networks are widely used in planning studies to operate and expand the electrical system. One of the advantages of its adoption is the possibility of performing a high number of simulations with less computational demand. The precision of the equivalents in this dissertation is quantified, considering the uncertainties in demand, variation of the generation profile, and the occurrence of contingencies of transmission elements. Three network reduction methods are considered in two simulation environments: chronological and non-chronological. The first is to analyze the impact of using an equivalent obtained from the typical configuration of a specific month in the other months of the year. The second aims to compare the different network reduction methodologies in the face of variations in the reduction point, such as transmission contingencies. The studies are carried out with the IEEE 24 bus and IEEE 118 bus systems. The equivalents are created with the Organon software and evaluated in MATLAB. The simulation results are widely discussed, highlighting the importance of using the reduced network to guarantee consistent results.

[pt] Nesta dissertação será proposta uma metodologia que contabiliza o risco de inadimplência no mercado, decorrentes de débitos não pagos à câmara de comercialização de energia elétrica (CCEE) nas estratégias de contratação de geradores renováveis. As incertezas relacionadas à geração e ao preço de curto prazo são consideradas através da simulação de cenários exógenos ao modelo como habitual em otimização estocástica. A otimização robusta é empregada através de conjuntos de incerteza poliédricos a fim de modelar a inadimplência do mercado. Dessa maneira, a metodologia proposta se baseia em um modelo matemático híbrido, robusto e estocástico. De forma mais objetiva, um modelo de dois níveis é proposto com tantos problemas de segundo nível quanto o número de cenários considerados para a produção renovável. No primeiro nível, as decisões de contratação são feitas. Em seguida, para cada cenário de geração, o problema de segundo nível encontra a pior inadimplência com base na carteira de contratos encontrados pelo primeiro nível. Para resolver o problema, o modelo de dois níveis é reescrito como um problema linear equivalente de um único nível. O perfil de risco do agente é definido por meio do conhecido valor condicional em risco (conditional value-a-risk), uma medida coerente de risco. Para ilustrar a eficácia do modelo de contratação, são realizados estudos de casos com dados realistas do sistema de energia brasileiro. / [en] In this dissertation we propose a new methodology to account for the market default risk, arising from debts not paid to the market clearing house, in the renewable generators contracting strategy. Renewable generation and spot price uncertainties are considered through exogenous simulated scenarios as customary in stochastic optimization. Robust optimization with polyhedral uncertainty sets is employed to account for the market default. Thus, the proposed methodology is based on a hybrid robust and stochastic mathematical program. More objectively, a bi-level model is proposed with as many second-level problems as the number of scenarios considered for the renewable production. In the first level, contracting decisions are made. Then, for each generation scenario, a second-level problem finds the worst-case default based on the portfolio of contracts found by the first level. To solve the problem, the bi-level model is rewritten as a single-level equivalent linear problem. The agent s risk profile is defined by means of the well-known conditional value-at-risk coherent risk measure. To illustrate the effectiveness of the contracting model, case studies are performed with realistic data from the Brazilian power system.

[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.