ESTIMATIVAS DE TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO PARA OS PROJETOS PRIORITÁRIOS DE GERAÇÃO TÉRMICA

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1 GPL/5 a 6 de Outubro de Campinas - São Paulo - Brasil GRUPO VII GRUPO DE ESTUDO DE PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS ESTIMATIVAS DE TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO PARA OS PROJETOS PRIORITÁRIOS DE GERAÇÃO TÉRMICA Alice Helena França de Azevedo* Lenilson veiga Mattos ONS OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO RESUMO Este trabalho tem como objetivo apresentar estimativas de Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão para as usinas termelétricas do programa prioritário do governo no período de a 4. Foi analisado também o impacto provocado nestas tarifas pelas novas regras de definição da Rede Básica propostas na resolução 433/. São apresentados gráficos de previsões tarifárias para os anos futuros, utilizando-se como ponto de partida dos estudos, os valores publicados na resolução 8/99. PALAVRAS-CHAVE Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão, Previsão Tarifária, Programa Prioritário do Governo, Metodologia Nodal, Cálculo de Tarifas de Transmissão. INTRODUÇÃO A exemplo do que acontece em outros países, o Setor Elétrico Brasileiro é alvo de uma grande reestruturação buscando adequar-se ao novo contexto econômico, tecnológico e político. O objetivo essencial desta política de renovação é o estabelecimento de um modelo de máxima eficiência econômica através da livre competição entre geradores e comercializadoras de energia elétrica. A legislação vem sendo implementada num processo crescente de abertura que se iniciou com as regras de livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição. Para assegurar aos fornecedores e respectivos consumidores esse livre acesso, foi criada a Rede Básica do sistema de transmissão. Esta passou a ser o principal elemento na viabilização da competição na geração e na comercialização da energia elétrica a ser transportada, além de desempenhar um papel fundamental na manutenção da qualidade do suprimento. A regulamentação do projeto de reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro estabeleceu que a compra e venda de energia elétrica deverá ser contratada separadamente : produção e acesso as sistemas de transmissão e distribuição. Foram instituídas as condições gerais de contratação do acesso, definindo que as tarifas correspondentes deverão: assegurar tratamento não discriminatório aos usuários, estimular novos investimentos na expansão dos sistemas, induzir a utilização racional dos sistemas, e minimizar os custos de ampliação ou utilização dos sistemas elétricos. A Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão, definida com o objetivo de remunerar o serviço de transmissão prestado, tem um papel relevante para o investidor na definição da atratividade de cada projeto diante das possíveis alternativas de conexão de seu empreendimento à rede elétrica. Buscou-se através desta, fornecer uma sinalização econômica aos agentes investidores em geração e consumidores livres garantindo a remuneração dos investimentos em expansão da rede elétrica e o *ONS Rua da Quitanda 96 / 7 o andar Centro Rio de Janeiro RJ Cep 9- fax: tel: e.mail: aliceazevedo@ons.org.br

2 atendimento ao mercado consumidor dentro dos critérios de qualidade estabelecidos pelos órgãos operadores e reguladores do sistema elétrico global.. METODOLOGIA NODAL A Metodologia Nodal, utilizada para o cálculo das tarifas e encargos de uso do sistema de transmissão, foi definida e regulamentada pela ANEEL na resolução 8/99. Os encargos de uso da transmissão para geração e carga, em cada barra do sistema, são calculados a partir da variação no custo da rede, decorrente de um incremento marginal de injeção. Os elementos que compõem essa rede são modificados de modo a atender a demanda máxima prevista nos estudos do planejamento da operação, e baseada nela são quantificadas as influências que cada usuário geração ou carga provocam nos custos de expansão da transmissão. Deve-se considerar as condições de demanda onde os elementos do sistema de transmissão são solicitados em carregamento máximo, pois é nessa situação que se necessitará expandir o sistema. O caso base de fluxo de potência onde a rede é modelada inclui todos os elementos já existentes e os que deverão entrar em operação no ano de vigência da tarifa... Parcela de Sinal Locacional A partir da modelagem para a solução do fluxo de potência linear, é obtida a matriz de sensibilidade (matriz β) cujos elementos β LB representam o incremento de fluxo na linha L, devido ao incremento de demanda ou geração na barra B. Sejam: β LB = d FL d I B F L - Fluxo no elemento L, linha ou transformador, em MW I B - Injeção de potência na barra B, em MW C L - Custo de reposição do elemento L, em base anual Cap L - Capacidade de transmissão do elemento L, em MW c L = C L CapL - custo unitário de L, em R$/MW, O investimento que seria acarretado (ou evitado) pela injeção de MW de potência na barra B é calculado pelo somatório, para todos os elementos da transmissão: π B = NLINHAS β LB x c L (R$/MW) () L= As tarifas aplicadas às barras de geração são calculadas individualmente, já que a utilização que cada gerador faz da rede difere principalmente em função do nível de tensão e da localização a que está conectado. A individualização das tarifas de geração por barra permite uma melhor definição dos sinais locacionais, de forma a induzir os agentes a se conectarem em pontos que resultam num menor investimento na expansão do sistema de transmissão. Os fatores de sensibillidade β dependem da topologia da rede e do sentido do fluxo dominante em cada elemento da mesma. Portanto, em sistemas em que o sentido do fluxo nas linhas é bem definido, os custos nodais independem dos despachos das usinas e das condições de demanda considerados. A dependência dos valores da matriz β com o sentido do fluxo em cada elemento faz com que os custos nodais sejam função dos cenários de carga e despacho adotados na análise, o que, evidentemente, não é desejável. Tal dependência deve-se, principalmente, a circuitos que interliguem bacias hidrográficas, cujo sentido dos fluxos não permanece constante ao longo do ano. A forma encontrada pela ANEEL para evitar que a subjetividade da escolha dos cenários conduzisse a uma arbitrariedade no estabelecimento das tarifas, foi a atenuação, ou mesmo a eliminação da contribuição destes circuitos cujo sentido do fluxo não é constante na formação do custo nodal. Para tanto, inicialmente os valores de carga/geração de cada subsistema são ajustados de forma a minimizar os intercâmbios entre bacias. Além disso alterou-se a expressão () como se segue : NL π = β c CARR () B L= LB L onde o fator CARR L é denominado fator de carregamento e tem seu valor entre e para cada circuito, em função do comportamento do fluxo no mesmo. Para elementos com possibilidade de inversão freqüente de fluxo ou com carregamento muito pequeno, tal fator é nulo, o que significa que ele não contribui para a formação do custo nodal. Os fatores de sensibilidade, determinados através de cálculos de fluxo de carga simplificado, dependem apenas da topologia e das impedâncias da rede elétrica, refletindo as variações nos fluxos dos elementos do sistema quando se aumenta em MW a injeção em L

3 cada barra. Em relação à expressão acima, observa-se ainda que a mesma pode levar a tarifas negativas em algumas barras do sistema. Isso poderá ocorrer para as barras que apresentem fatores negativos em relação a um conjunto de elementos da Rede Básica, indicando que um aumento da injeção nessas barras reduz o carregamento nesses circuitos... Parcela de Ajuste das Tarifas Para a total recuperação da receita destinada à cobertura anual dos valores determinados pela ANEEL, isto é, o somatório total das receitas permitidas das empresas de transmissão, a parcela destinada ao ONS e eventuais diferenças residuais do período anterior, tornou-se necessário um ajuste no nível das tarifas. Este ajuste não é característica apenas desta metodologia, mas se torna necessário nas formulações baseadas em custo marginal, tal como spot pricing. Dentre as possíveis maneiras de se fazer este ajuste, a definida pela ANEEL foi a aplicação de uma parcela aditiva, constante, em R$/MW, a ser somada às tarifas nodais calculadas na etapa anterior. Dessa forma, a relatividade das tarifas dentro de cada classe de usuários não é afetada, não distorcendo a sinalização locacional. Observa-se que, após este ajuste, as tarifas obtidas passam a ser diferenciadas para cargas e geradores, porque os ajustes são diferentes para cargas e geradores. Por outro lado, a aplicação de encargos do uso do sistema de transmissão, além do óbvio propósito de propiciar a arrecadação, pelo ONS, do requisito de receita necessária, deve procurar atender certos princípios básicos, quais sejam: Sinalizar aos acessantes quanto à melhor localização dos mesmos no sistema; Ser simples na medida do possível; Ser não discriminatória; Ser reprodutível e previsível. Evidentemente, dada a natureza diferente de cargas e geradores, a ênfase destes princípios na aplicação da metodologia também o será enquanto para geradores o sinal locacional é da maior relevância por efetivamente contribuir para a decisão de instalação do mesmo, para as cargas, sua influência é pequena. As tarifas individualizadas para cada usina são calculadas em função de seu ponto de conexão à rede elétrica, ou seja, no que se refere à geração, é calculada para cada usina uma tarifa específica, a partir do custo nodal da barra a que está conectada. A parcela de ajuste e as tarifas de geração finais são calculadas como se segue: G π j =π j + kgerador (4) RAT gerador = RP. %G / onde: RAT gerador - parcela da Receita Autorizada da Transmissão (RAT) a ser paga pelos geradores (R$/ano); π j - custo no nó j (R$/kW.ano); G π j - tarifa de geração do nó j (R$/kW.ano); P j - capacidade instalada do gerador j (kw); k gerador - parcela aditiva de ajuste do nível tarifário dos geradores (selo, R$/kW.ano); RP - Receita permitida; %G - percentual da receita pago pelos geradores. Quanto ao valor de potência a ser utilizado no cálculo dos encargos dos geradores, no caso geral se irá adotar a capacidade instalada de cada usina, abatida de seu consumo próprio. Matematicamente o ajuste das tarifas de carga é determinado de forma semelhante ao de geração. Também são calculadas tarifas individualizadas por barra, e o encargo a ser pago é calculado levando-se em conta a demanda máxima contratada para aquela barra. z RAT c arg a π D j z j (5) k c arg a = D i i z' z π =π + kc arg a (6) RAT carga = RP. ( - %G) / onde: RAT carga - parcela da RAT a ser paga pelas cargas (R$/ano); π z -custo da zona z, equivalente à média ponderada dos custos dos nós que a integram (R$/kW.ano); π z -tarifa da zona z, após o ajuste de nível (R$/kW.ano); j - nó pertencente à zona z; D j - demanda contratada do nó j, integrante da zona z (kw); I -cada um dos nós de carga da Rede Básica, independente da zona; D i - demanda contratada de cada um dos nós da Rede Básica na ponta (kw); k carga - parcela somativa de ajuste do nível tarifário das cargas (R$/kW.ano); RP - Receita permitida;

4 %G - percentual da receita pago pelos geradores. 3. PREMISSAS Para o cálculo das tarifas nodais foram reguladas as premissas a seguir : 3. Custos de Reposição Para o cálculo da tarifa de cada barra, o custo unitário c L de cada elemento da Rede Básica é estabelecido baseado no custo de reposição de um equipamento similar. Assim, os custos de reposição das linhas e transformadores são estimados usando custos padronizados (médias nacionais) para cada tipo de instalação, em função de suas características básicas, tais como comprimento e níveis de tensão das linhas de transmissão, relação de transformação e potência nominal dos transformadores. 3.. Capacidade dos Equipamentos Foram estabelecidos critérios unívocos e adequadamente fundamentados para a escolha da capacidade de cada elemento Trafos/Autotrafos Utilização da capacidade nominal do equipamento informada pelo fabricante (dado de placa), correspondente ao seu último estágio de ventilação Linhas de Transmissão Para a padronização dos limites das LT, procedeu-se, previamente, uma comparação entre os valores de capacidade informados pelas concessionárias de transmissão, o máximo fluxo passante em carga pesada e a potência característica (SIL) das mesmas Critérios de Despacho O critério de despacho fixado para estabelecimento das tarifas e encargos de uso de transmissão foi despachar, em cada submercado do MAE, todas as centrais geradoras hidráulicas de forma proporcional à sua energia assegurada e térmicas de forma proporcional à sua potência instalada, até o atendimento da demanda contratada mais perdas do sistema de transmissão da rede básica (balanço carga-geração), respeitando como limite superior, a potência máxima despachável informada pelos geradores. computacional oficial para este propósito, e de acordo com a resolução 8/99. Foi utilizada a infra-estrutura de dados do sistema elétrico disponível na página do Operador Nacional do Sistema Elétrico-ONS na Internet, que inclui: as arquivos de rede com as obras previstas pelo Plano de Ampliações e Reforços da Rede Básica-PAR, os arquivos de custos das instalações e os arquivos de usinas. A receita anual alocada aos usuários foi de.5.9 mil Reais para o ano de definida pela ANEEL ( resolução 67/99). Para os anos futuros até 4 foi prevista uma receita anual somando-se a este valor de um montante de receita anual relativa às instalações previstas para cada ano de acordo com o PAR - Plano de Ampliações e Reforços do ONS. Tabela Estimativas de Receitas Anuais Ano Receita (kr$) TARIFAS DE USO PARA AS USINAS TERMELÉTRICAS Várias ações estão sendo desenvolvidas no âmbito do Ministério de Minas e Energia para viabilizar a expansão da capacidade de geração termelétrica no curto prazo, buscando assegurar o equilíbrio entre a oferta e a demanda de energia, condição básica para consolidar a livre competição. Um dos aspectos a considerar na análise de viabilidade técnico-econômica de um projeto é o seu encargo de uso da Rede Básica, consequência da tarifa no ponto de conexão. As previsões de Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão para algumas usinas termelétricas do Projeto Prioritário do Governo (PPT) são apresentadas nos gráficos a seguir, para um horizonte de 4 anos. 4. PROGRAMA E DADOS UTILIZADOS Os cálculos das Tarifas de Uso da Transmissão foram realizados com a utilização do programa Nodal, disponibilizado pela ANEEL como ferramenta

5 3 ÁREA RJ (R$/kW.mês) A região Centro-Oeste apresenta alguma variação nas tarifas nodais, são sistemas radiais de longa distância onde as tarifas são mais sensíveis as alterações de expansão do sistema. 3 4 ANGRA ELETRBOLT MACAE MERCHANT CSN TERMORIO Figura Previsões de Tarifas - RJ As tarifas de geração para a área do Estado do Rio de Janeiro têm uma média de,6 R$/kW mês, apresentam um comportamento uniforme e estável no período. 3 REGIÃO CO (R$/kW.mês) 3 4 ARJONA CUIABA Figura 4 Previsões de Tarifas - CO 3 Figura Previsões de Tarifas -SP As Tarifas de geração para a área de São Paulo têm como média,6 R$/Kw.mês, apresentam-se estáveis. 3 ÁREASP (R$/kW.mês) 3 4 CARIOBA RHODIA PAULINIA PIRATININGA REGIÃO SUL (R$/kW.mês) 3 4 FIGUEIRA PITANGA REFAP (CANOAS) URUGUAIANA Figura 3 Previsões de Tarifas - SUL Conforme apresentada na figura 3, a tarifa da UTE Uruguaiana na Região Sul apresenta uma tarifa com sinal locacional mais forte, pois está localizada no fim de um sistema radial de 3 kv no extremo sul do país. Esta é a maior tarifa de todas as usinas do sistema nacional e indica que este não é um ponto adeguado para a inserção de novas usinas. Para as outras usinas da Região Sul, as tarifas são mais uniformes e menores que, R$/kW mês. 6. IMPACTO DA RESOLUÇÃO 433/ Foram simuladas as tarifas para a Rede Básica considerando os critérios da Resolução 433/. Observou-se que para os barramentos com tensão maior ou igual a 3 kv as tarifas não se alteram, porque os transformadores que deixarão de fazer parte da Rede Básica já vêm sendo alocados quase todos para o acessante. Estes resultados comprovam o conceito da metodologia Nodal. Do ponto de vista do acessante, este pagaria encargos de transmissão na baixa tensão considerando o transformador abaixador incluído na tarifa da Rede Básica. Depois da Resolução não será muito diferente pois ele pagará menor encargo de transmissão, porém pagará o transformador como conexão. Para as distribuidoras só existirá o impacto de desembolso inicial, pois o equipamento será totalmente remunerado na tarifa de distribuição. 6. CONCLUSÕES As variações nas tarifas da maioria dos projetos prioritários de geração termelétrica do MME não são acentuadas no período analisado, só ocorrendo variações no Estado do Mato Grosso que contém um sistema radial com grande previsão de entrada de usinas nestes anos. A Tarifa Nodal apresenta uma grande parcela de ajuste (selo), porém permanece o sinal econômico, que deve induzir os agentes a se instalarem em locais adequados para o sistema elétrico como um todo, visto as tarifas das UTE Uruguaiana e UTE Cuiabá, que estão localizada em pontos sensíveis e carregados. É importante ressaltar que é possível que qualquer agente obtenha os valores aqui apresentados ou

6 realize qualquer outro estudo de seu interesse, uma vez que todos os dados utilizados para elaboração deste trabalho encontram-se disponibilizados pelo ONS. 7. BIBLIOGRAFIA () MME, ELETROBRÁS, ONS,CEPEL - Avaliação das Tarifas de Uso da Transmissão Associadas aos Projetos Prioritários de Geração Termelétrica do MME () ANEEL - Resoluções 8/99, 8/99 e 433/ (3) ANEEL - Manual de Metodologia Nodal (4) ANEEL- Manual do Usuário do Programa Nodal (5) ONS- Plano de Ampliações e Reforços (PAR) 8. DADOS BIOGRÁFICOS Alice Helena França de Azevedo e Lenilson Veiga Mattos, trabalham na Gerência de Contabilização e Monitoração de Contratos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Participam da elaboração da infra-estrutura de dados para cálculo de Tarifas de Uso do Sistema de transmissão que se encontra na página da Internet Alice formou-se em 983 pela UFF e Lenilson formou-se em pela UERJ.