Para combater as alterações climáticas, os sistemas energéticos modernos estão a passar por uma transição baseada na descarbonização, envolvendo uma vasta implantação de fontes de energia renováveis e a electrificação das sociedades. Para que esta transição seja bem sucedida, vários desafios associados à produção de energia renovável precisam de ser abordados nas operações do sistema energético. Esses desafios decorrem da alta variabilidade de produção, juntamente com previsibilidade e controlabilidade limitadas, levando a necessidades de flexibilidade nas operações do sistema de energia. O fluxo de potência ideal (OPF) e o comprometimento da unidade (UC) estão entre as ferramentas computacionais mais importantes para os operadores do sistema determinarem o estado do sistema de potência. Este cálculo é realizado para otimizar diversas decisões na rede, para despachar os componentes da rede e para reconfigurá-los. Além disso, o cálculo é utilizado para precificar os serviços prestados por geradores de grande escala e, progressivamente, por entidades descentralizadas como famílias e pequenas empresas que, além de consumirem, também geram e armazenam energia, e assim, têm um papel no equilíbrio energético através de sua flexibilidade. Várias simplificações são feitas no OPF e no UC para lidar com a carga computacional dos modelos, que tende a ser elevada para sistemas realistas. A imprecisão do modelo devido à simplificação das equações de fluxo de potência ou ao ignorar a estocasticidade, está causando cada vez mais altos custos para as operações do sistema, à medida que a situação real se desvia da previsão, implicando ações dispendiosas por parte dos operadores do sistema em tempo real. Esta tese centra-se nos desafios das operações dos sistemas de energia modernos, tais como gestão coordenada de congestionamento e tensão, programação de energia e reservas, bem como cálculo de preços. Em primeiro lugar, a tese constrói métodos e algoritmos para melhorar a capacidade computacional e a precisão do modelo para problemas de UC e OPF com restrita de rede e corrente alternada (AC) através do desenvolvimento de uma aproximação melhorada das leis físicas que governam os fluxos de potência. Em segundo lugar, aplica estes métodos e algoritmos ao problema de coordenação entre múltiplos Operadores de Redes de Distribuição (DSO) e Operadores de Redes de Transmissão (TSO), introduzindo novas técnicas de optimização descentralizada para gerir problemas de congestionamento e tensão, bem como abordar aspectos de troca de informação de rede. Por fim, a tese propõe novos mecanismos de precificação, abordando endogenamente as decisões operacionais não convexas de energia e programação de reservas para o planejamento do dia seguinte, considerando a estocasticidade da geração de energia renovável. Os benefícios computacionais e de precisão são ilustrados em estudos de caso, empregando diversas métricas desenvolvidas.