Tarifa..o dos sistemas de distribui..o-UFJF · Separação das atividades de G, T e D (desverticalização) ... O fator de coincidência define como uma tipologia de cliente influi

Tarifa de uso dos sistemas de distribuiçãoTUSD

Juiz de Fora – MG, 6 de julho de 2004

José Francisco Moreira [email protected]

Centro de Pesquisas de Energia Elétrica

Workshop sobre Mercado de Energia Elétrica

1. Introdução2. Tarifas de Uso3. Resoluções ANEEL4. Receita requerida de distribuição5. Cálculo da TUSD6. Construção da estrutura de custos marginais7. Componente fio da TUSD8. Componente encargo da TUSD9. Tardist10. Estudo de caso

Sumário

1. Introdução

Separação das atividades de G, T e D (desverticalização)

Necessidade de conhecer a estrutura de custos de cada segmento

Competição na geração e comercialização

Transmissão e distribuição continuam sob regulação técnica e econômica

Acesso livre e não discriminatório às redes de distribuição e transmissão

Surgimento dos consumidores livres clientes conectados em 69 kV ou acimaclientes com demanda superior a 3 MW

Cenário atual do setor elétrico brasileiro

Necessidade de uma tarifa para remunerar o serviço de transporte de energia prestado pela transmissão e distribuição ( Tarifas de Uso )

2. Tarifas de uso

Remunerar o serviço de tranporte de energia prestado pela transmissão e distribuição

Garantir a remuneração adequada dos investimentos presentes e futuros

Promover a eficiência econômica (sinais econômicos para a expansão)

Transparência no procedimento de alocação dos custos

Ausência de subsídios cruzados

Facilidade de regulamentação

Propriedades desejáveis

2. Tarifas de uso

Apenas LT’s e SE’s da rede básica (>230 kV) são custeadas

Refletem o custo de expansão da capacidade de transmissão e divide estes custos entre as barras do sistema (sinal locacional)

Tarifas calculadas pelo método Nodal

As tarifas nodais são relacionadas ao ponto de conexão do usuário

Encargos pagos : capacidade instalada (geradores) e demanda máxima contratada (consumidores e comercializadores )

As tarifas nodais não remuneram o custo total do sistema de transmissão, sendo necessário utilizar uma parcela aditiva (SELO POSTAL)

Instabilidade temporal das tarifas

Tarifas de uso da transmissão

2. Tarifas de uso

• Remunera as redes de BT até 138 KV

• Mesmos objetivos globais da tarifação da transmissão

• Entretanto, as características físicas e comerciais diferem dos sistemas de transmissão :

os fluxos nas redes de distribuição são menos complexosconsumidores de tamanho relativamente pequenopequenos consumidores têm menor capacidade de responder a sinais de preço e menor flexibilidade com relação a localização

• Não há necessidade de um sinal locacional detalhado, importa apenas o nível de tensão onde estão conectados os consumidores

• As tarifas devem incentivar à conexão nos níveis de tensão de custos mais baixos

Tarifas de uso da distribuição

3. Resoluções ANEELResolução ANEEL no 281/1999 - 4 de outubro de 1999Estabeleceu as condições gerais de acesso (uso e conexão) aos sistemas de T&D.

Resolução ANEEL no 286/1999 - 4 de outubro de 1999 Estabeleceu os valores da TUSD a serem praticados por consumidores livres,distribuidoras e geradores conectados aos sistemas de distribuição.

Resolução ANEEL no 594/2001 - 21 de dezembro de 2001 Estabeleceu a metodologia de cálculo da TUSD : Tarifas construídas a partir do rateio do valor global da Receita Requerida de Distribuição (RQD), proporcionalmente aos custos marginais de capacidade imputados por um grupo de consumidores ao sistema de distribuição ( abordagem top-down ).

Resolução ANEEL no 152/2003 - 3 de abril de 2003Incorpora novas regras e conceitos da revisão tarifária no cálculo da RQD, de modo a obter uma receita mais aderente aos custos da atividade de distribuição.

Resolução ANEEL no 282/1999 - 4 de outubro de 1999 Estabeleceu as tarifas de uso das instalações de transmissão componentes da Rede Básica.

4. Receita Requerida de Distribuição (RQD)A RQD é segregada em três componentes (Res. ANEEL 152/2003) : fio , encargo e uso da rede básica

fioComponente Fio RQD= Custos operacionais eficientes + Remuneração dos investimentos prudentes + Montante de perdas técnicas+ RGR + Encargos ONS + Encargos de uso da distribuição + P&D + Taxa de fiscalização ANEEL + PIS/PASEP + COFINS

Componente Encargo= CCC + Encargos de serviço dos sistemas + Proinfra + Itaipu + Montante de perdas comerciais + P&D+ Taxa de fiscalização ANEEL + PIS/PASEP + COFINS

RQDencargo

Componente uso da Rede Básica TUST= Montante de receita obtido pela aplicação da TUST ao mercado de referência de demanda

5. Cálculo da TUSD

• Os valores da TUSD são aplicáveis às demandas de potência ativa (R$/kW) e ao consumo de energia elétrica (R$/MWh).

• As tarifas aplicáveis ás demandas são determinadas por faixa de tensão, para os postos tarifários ponta e fora de ponta. Estas tarifas são contruídas a partir do rateio das componentes fio e uso da Rede Básica, proporcionalmente aos custos marginais de capacidade.

• A tarifa aplicável ao consumo de energia elétrica é uma tarifa selo definida a partir da razão entre a componente encargo (R$) e o mercado de referência (MWh).

Componente fio

Componente encargo

Componente uso da rede básica

RQD

Rateio proporcional aos custos marginais de

capacidadeTUSD aplicável à demanda (R$/kW)

Divide pelo mercado de referência

TUSD aplicável ao consumo (R$/MWh)

6. Construção da estrutura de custos marginais

Módulo de construção das TIPOLOGIAS

Módulo de cálculo dos custos marginais de

capacidade

Módulo de cálculo daTUSD

Curvas de carga típicas (Tipologias)de clientes e redes

Estrutura de custos marginais de capacidade por nível de tensão, nos postos tarifários ponta e fora de ponta

• Dados cadastrais de clientes e redes• Mercado anual por classe e níveis de tensão• Medições de curva de carga

• Diagrama simplificado de fluxos• Custo marginal por nível de tensão (R$/kW)• Perdas por nível de tensão

• Componentes fio e uso da rede básica

• Relação entre as tarifas de ponta e fora de ponta

TUSD applicável à demanda

• Demandas faturadas

1. Obtenção de uma amostra de medições de curva de carga, represeentativa do universo de clientes e redes da concessionária de distribuição

3. Formação de clusters de curvas de carga e construção das tipologias de clientes e redes

4. Ajuste das tipologias ao mercado de referência


Construção das tipologias de clientes e redes

2. Seleção das curvas características de cada medição

0

1 0 0 0

2 0 0 0

3 0 0 0

4 0 0 0

5 0 0 0

6 0 0 0

7 0 0 0

8 0 0 0

1 22 43 64 85 106

127

148

169

190

211

232

253

274

295

316

337

358

379

400

421

442

463

484

505

526

547

568

589

610

631

652

673

694

715

736

t e m p o ( in te r v a l o d e i n te g r a ç ã o d e 5 m in )

kW

0

1 0 0 0

2 0 0 0

3 0 0 0

4 0 0 0

5 0 0 0

6 0 0 0

7 0 0 0

1 4 7

10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94

t e m p o

kW

0

5 0 0

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

3 0 0 0

3 5 0 0

4 0 0 0

4 5 0 0

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94

te m p o

kW

0

5 0 0

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

3 0 0 0

3 5 0 0

4 0 0 0

4 5 0 0

1 4 7

10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94

t e m p o

kW

dia útil(sexta) sábado domingo

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

5 10 15 200

0.5

1

horas

P.U

.

Curvas diárias típicas de um dia útil Clusters de curvas Tipologias

Algoritmo de cluster analisys

Soma das curvas em

cada cluster


Construção das tipologias de clientes e redes

CLIENTES-TIPO

REDE-TIPOMT/BT

BT

MT

69 kV

REDE-TIPO69 kV / MT

REDE-TIPO69 kV / BT

600 MW 400 MW

Os clientes-tipo de um nível podem ser atendidos por qualquer rede-tipo a montante, assim é importante avaliar a probabilidade do cliente-tipo estar associado com as horas de demanda de ponta de cada rede-tipo.

As tipologias de consumidores (clientes-tipo) são agregados de clientes e as tipologias de redes (redes-tipo) são agregados de SE´s e TD´s

Exemplo

Diagrama simplificado de um sistema de distribuição com três níveis de tensão e com três clientes-tipo na baixa tensão atendidos por três redes-tipo


Cálculo dos custos marginais de capacidade

CLIENTES-TIPO

REDE-TIPOMT/BT

BT

MT

69 kV

REDE-TIPO69 kV / MT

REDE-TIPO69 kV / BT

600 MW 400 MW 57,10 R$/kW

41,20 R$/kW

36,60 R$/kW

CIMLP de cada nível dado pelo planajemento da

concessionária

Exemplo

BTATATpontaBTMTMTpontaBTpontatipocliente

ponta RRRCMC ,,,,, 2,416,3610,57 φφ ++=−

BTATATfpontaBTMTMTfpontaBTfpontatipocliente

fponta RRRCMC ,,,,, 2,416,3610,57 φφ ++=−


Cálculo dos custos marginais de capacidade

∑∑=

−

=

− =⋅⋅=kV

vk

tipoclientekposto

kV

vkvk

clientekpostok

tipoclienteposto CMCRCIMLPCMC

138

,

138

,,00

0φ

Desagrega o CIMLP do nível k nos postos tarifários ponta e fora de ponta

Mede a contribuição do cliente-tipo nos horários de demanda de ponta das redes tipo que atendem o nível de tensão k.

Contempla o fato de que 1 MW solicitado em um nivel v0 não transita necessariamente em todos os níveis a montante de v0

Responsabilidadede potência ?

Fator proporçãode fluxo ?

Custo marginal de capacidade de um cliente-tipo conectado

no nível V0

Custo marginal de capacidade de um cliente-tipo conectado no nível

V0, em relação ao nível k

6. Construção da estrutura de custos marginaisCálculo dos custos marginais de capacidade – Responsabilidade de potência

( ) ∑∈

− +=posto h

tipo-clientekh,,

kposto

j kposto, Pf1 k

hjtipoclienteR π

Fator de perdas acumulado desde o ponto de conexão do cliente tipo até o nível de tensão k

Probabilidade de associação ( fator π )probabilidade do cliente tipo j se associar com as demandas de ponta das redes que atendem o nível k

Fator de coincidência das demandas de ponta do cliente j com as demandas de ponta das redes que atendem o nível k

demanda esperado no posto tarifário

A responsabiliade de potência é uma medida da contribuição de um cliente-tipo na formação dos horários de demanda de ponta das redes que atendem um determinado nível tensão

Os custos de expansão do sistema estão associados com os horários onde as demandas das redes-tipo ultrapassam 0,9 p.u, (horas de demanda de ponta)

6. Construção da estrutura de custos marginaisCálculo dos custos marginais de capacidade – Fator de coincidência

O fator de coincidência define como uma tipologia de cliente influi na formação dos horários de ponta de um nível de tensão

Rede-tipo

Cliente-tipo 1

Cliente-tipo 2

kW100

horas

80

18h 19h 20h

20 Fator de coincidência de 100% nas duas horas

Fator de coincidência de 100% entre 19h e 20h e nuloentre 18h e 20h

6. Construção da estrutura de custos marginaisCálculo dos custos marginais de capacidade – Probabilidade de associação (fator pi)

Na prática, os fluxos não são conhecidos, então

como calcular as probabilidades ?

No caso dos fluxos de energia das redes-tipo para os clientes-tipo serem conhecidos as probabiliade de associação são facilmente determinadas

π (k,j) é igual a parcela do cliente-tipo j que é atendida pela rede-tipo k


Fator α = Parcela da energia que passa através de cada rede-tipo Rk, k=1,2

Fator β = parcela da energia da rede Rk, k=1,2, destinada aos clientes Cj, j=1,2,3

Fator λ = Parcela do mercado anual associado ao cliente-tipo Cj, j=1,2,3

P(C1|R1) =β11 = ?P(C1|R2)= β21 = ?...P(C3|R2)= β23 = ?

CLIENTE C1 CLIENTE C2 CLIENTE C3

REDE R1 REDE R2

ENERGIA(MWh)

P(C1)=λ1=70/100 P(C2)=λ2=20/100 P(C3)=λ3=10/10070 MWh 20 MWh 10 MWh

60 MWh 40 MWh

VALORES DESCONHECIDOS

P(R1) = α1 = 60/100 P(R2) = α2 = 40/100

Usar teoremas da probalidade total e Bayes para calcular a parcela do cliente-tipo jatendido pela rede-tipo k, i.e., P(Rk|Cj)


C1

C2

C3

R1

R2

α1

α2

λ1β12

β13β21

β22

β23

λ2

λ3

β11

P(C1|R1)=β11

P(C1|R2)=β21

P(R1|C1) = ?P(R2|C1) = ?

P(C1)=λ1

Parcela do consumode C1 atendida porcada rede

Parcela das energias em cada rede destinada a C1

Parcela da energia consumida por C1

Parcela da energia que passa em cada rede

P(R1)=α1

P(R2)=α2

P(C1) = P(R1)P(C1|R1) + P(R2)P(C1|R2) = α1β11 + α2β21 = Σ αJβJ1

P(R1∩C1) = P(R1)P(C1|R1) = α1β11

P(R2∩C1) = P(R2)P(C1|R2) = α2β21

P(R1|C1) = P(R1 ∩C1)/P(C1) = α1β11 / Σ αJβJ1

P(R2|C1) = P(R2 ∩C1)/P(C1) = α2β21 / Σ αJβJ1

(π11)

(π12)


Hipótese : As parcelas de energia das redes-tipo que atendem um cliente-tipo tem o mesmo perfil da demanda dos clientes

Consequência : A curva de carga da rede-tipo k (k=1,M), Yk , pode ser escrita como uma combinação linear das curvas dos clientes-tipo j (j=1,N), Xj,h,, em cada hora do dia :

Betas são determinados através da solução de um problema de otimização quadrática, onde o objetivo consiste em minimizar a soma dos quadrados dos desvios entre a tipologia da rede a a combinação linear das tipologias dos clientes :

Cálculo do fator beta

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

horas

p.u.

da

méd

curva estimada

curva da rede

-0.01

0.01

0.03

0.05

0.07

0.09

0.11

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

horas

prob

abili

dade


-0.01

0.01

0.03

0.05

0.07

0.09

0.11

0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22

horas

pro

ba

bi

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

horas

p.u.

HORÁRIOSDE PONTA

P(R2|C1).( 1/ 5 )

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

horas

p.u.

HORÁRIOSDE PONTA

-0.01

0.01

0.03

0.05

0.07

0.09

0.11

0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22

horas

probab

Fator πFornece para cada hora do dia a probabilidade do cliente se associar aos horários de ponta da redes que atendem um nível de tensão

0,9 p.u.

Os horários de ponta de uma rede são aqueles com demanda superior à 0,9 p.u.

P(R1|C1).( 1/ 7 )

Rede R1

7 horasde ponta

5 horasde ponta

Rede R2

( )∑ ⋅

∑

Ω∈

∈=w

wjw

hk k

jkk

Thjiαβ

βα

π ,,

∑ ⋅

⋅⋅

k kjk

jkk

kT αβ

βα1∑ ⋅

⋅⋅

k kjk

jkk

kT αβ

βα1

7. Componente fio da TUSD

( ) ( ) ( ) ( )∑∑==

⋅+⋅=N

J

N

ji jfpontadjfpontaCMCjpontadjpontaCMCRT

11,,,,

Receita teórica (RT) dos N clientes-tipo conectados no nível i

Receita teórica total = ∑=

=kV

iiRTRT

138

tensãobaixa

RTRQD

F FIO

*12=Fator de ajuste =

Tarifas preliminares (TP)( ) ( ) ifpontaDripontaD

RTFifpontaTP

i

i

,,,

+⋅⋅

=

( ) ( )ifpontaTripontaTP i ,, ⋅=

1 - Rateio da RQD proporcionalmente aos custos marginais de capacidade

2 – Ajuste aos postos tarifários

( ) ( ) ( ) ( )∑∑==

⋅+⋅= KV

i

kV

i

FIO

ifpontaDFifpontaTPipontaDFipontaTP

RQDF 138

tensãobaixa

138

tensãobaixa,,,,

*

( ) ( ) TUSTFipontaTPipontaTUSDFIO +⋅= *,,

( ) ( ) *,, FifpontaTPifpontaTUSDFIO ⋅=

3 – Ajuste ao mercado faturado

Fator de ajuste =

TUSD

8. Componente encargo da TUSD

MercadoRQD

TUSD ENCc =

9. TARDIST

Sistema computacional, desenvolvido pelo CEPEL, para cálculo dos cistos marginas de capacidade e TUSD

Integra em um único aplicativo, as rotinas de aquisição de dados (leitura de medições de curvas de carga) e construção de tipologias, cálculo dos custos marginais de capacidade e a passagem destes às tarifas.

10. Estudo de caso

13,8 kV

34,5 kV

100.000 MWh

50.000 MWh

BT

60.000 MWh9,13 MW

40.000 MWh6,09 MW

110.000 MWh16,74 MW

22,83 MW

10. Estudo de caso

10. Estudo de caso

10. Estudo de caso

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