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Dissertação, Tese, Trabalho Conclusão
Tipologia: Teses (TCC)
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Porto Alegre 2016
Dissertação de mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, da Universidade Federal do Rio Grande do Sul, como parte dos requisitos para a obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica. Área de concentração: Energia - Sistemas de Potência
ORIENTADOR: Dr. Sérgio Luís Haffner CO-ORIENTADOR Dr. Flávio Antônio Becon Lemos
Porto Alegre 2016
Aos orientadores, Prof. Flávio Antônio Becon Lemos e Prof. Sérgio Luís Haffner, por todo o apoio disponibilizado ao longo do Curso de Mestrado. Ao meu marido Renato Gonçalves Ferraz pelo carinho, paciência e incondicional apoio em permanecer na Pós-Graduação, com seus conselhos e críticas, estimulando constantemente a busca pela excelência na formação acadêmica. À minha filha amada, Maria Eduarda, que mesmo tão pequena, entendeu muitas vezes as minhas lágrimas de exaustão, me proporcionando sorrisos e inúmeras alegrias em meio ao caos de uma mãe de primeira viagem. Aos meus pais, Jorge e Terezinha Petry, e aos meus irmãos, Eduardo e Roger Petry, pela torcida e pelo suporte fundamental com a minha pequena Duda. Especialmente pelos últimos 8 meses que “acampamos” na casa em Novo Hamburgo, para a conclusão do Mestrado. Ao Prof. Roberto Leborgne, que me recebeu na UFRGS, me incentivando e auxiliando no ingresso como aluna especial do PPGEE. Aos colegas do Laboratório de Sistemas Elétricos de Potência - LASEP, onde fui muito bem acolhida, pelo companheirismo ao longo dos últimos 3 anos. Em especial à colega e amiga Juliana Klas, pelas risadas, dicas e pelo exemplo que é de mãe e pós-graduanda, que me inspira diariamente. Às minhas amigas, Lilian Jacobs, Semira Martins, Simone Amaral, Rafaela Cunha e Fernanda Pacheco ( in memoriam ), pelo apoio e entusiasmo para a conclusão de mais esta etapa na minha vida. Por fim, agradeço à Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica de (CEEE-D) e ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) pelo apoio financeiro e por tornar viável a minha dedicação em tempo integral ao Curso de Pós Graduação.
O incremento nos padrões de consumo de energia elétrica e o fácil acesso a diversas tecnologias eletroeletrônicas têm contribuído para a superação anual dos índices de consumo de eletricidade. Tendo em vista que esse insumo ainda não é economicamente armazenável em larga escala, se faz necessário manter o equilíbrio em tempo real entre a oferta/demanda mais perdas. Entretanto, a maioria dos consumidores brasileiros atendidos em baixa tensão paga tarifas baseadas nos custos médios, os quais ocultam os efeitos da alta concentração de consumo de eletricidade em determinados horários do dia. Nesse contexto, o presente estudo analisa o impacto que Programas de Resposta à Demanda (PRD), baseado em tarifas com diferenciação horária, exercem sobre o desempenho dos sistemas de distribuição. A metodologia proposta utiliza o conceito de elasticidade-preço da demanda de energia elétrica, por meio de uma abordagem matricial e permite representar diferentes tipos de consumidores. A partir de uma análise de sensibilidade dos estudos de casos, verificou-se a influência dos parâmetros que compõem as equações do PRD proposto. Para avaliar o desempenho do modelo, foram feitos estudos numéricos usando uma versão modificada do sistema teste IEEE de 34 nós. A análise de sensibilidade entre os estudos de caso apresentou uma avaliação do percentual de adesão dos consumidores, bem como o comportamento das perdas ativas mensais e do perfil de tensão. Os resultados obtidos no presente estudo evidenciam a validade da abordagem proposta, a partir de uma formulação simplificada, além de demonstrar a potencial aplicabilidade a casos reais.
Palavras-chave: Resposta de Demanda, Período de Uso, Elasticidade-Preço da Demanda, Consumidores Residenciais.
Figura 2.1 - Tipos de alterações possíveis provocadas por PRD na curva de carga. ............... 18 Figura 2.2 - Categorias dos programas de resposta à demanda. ............................................... 19 Figura 2.3 - Programas de Resposta à Demanda contextualizados em escala temporal. ......... 22 Figura 2.4 - Ilustração da abordagem matricial do comportamento de antecipação do consumo: (a) estrutura da matriz de elasticidade-preço da demanda de energia elétrica, (b) exemplo de deslocamento de consumo e (c) elucidação da antecipação de consumo em uma curva de carga. .......................................................................................................................... 30 Figura 2.5 - Ilustração da estrutura da matriz de elasticidade-preço da demanda de energia elétrica para as seguintes reações dos consumidores: (a) postergação do consumo; (b) consumo flexível; (c) consumo inflexível; (d) consumo otimizado. ........................................ 31 Figura 2.6 - Comportamento da demanda para cada cenário proposto. ................................... 32 Figura 2.7 - Diferentes funções matemáticas da demanda versus o preço. .............................. 36 Figura 2.8 - Alterações nas (a) perdas ativas ao longo do dia e (b) no perfil de tensão do horário de ponta. ....................................................................................................................... 41 Figura 2.9 - Relação das tarifas entre os horários de fora de ponta, intermediário e de ponta. 42 Figura 3.1 - Tarifas (sem impostos) homologadas para clientes residenciais. ......................... 51 Figura 3.2 - Critérios de classificação dos consumidores de energia elétrica. ......................... 52 Figura 3.3 - Registros de consumo e tarifa do mês de fevereiro entre os anos 2011 e 2015.... 53 Figura 3.4 - Modelo de demanda de energia elétrica obtido para o setor residencial. ............. 56 Figura 3.5 - Estatísticas de uma subestação real: (a) participação das faixas no consumo total; (b) participação das Faixas na quantidade total de clientes. ..................................................... 57 Figura 3.6 - Regressão linear para Faixa 1. .............................................................................. 57 Figura 3.7 - Regressão linear para Faixa 2. .............................................................................. 57 Figura 3.8 - Regressão linear para Faixa 3. .............................................................................. 58 Figura 3.9 - Regressão linear para Faixa 4. .............................................................................. 58 Figura 3.10 - Regressão linear para Faixa 5. ............................................................................ 58 Figura 3.11 - Curvas de carga típicas de um consumidor da Faixa 1, com consumo mensal de 80 kWh. .................................................................................................................................... 59 Figura 3.12 - Distribuição do consumo mensal de energia elétrica para a Faixa 1. ................. 60 Figura 4.1 - Curva de carga típica para os dias úteis de um consumidor pertencente à Faixa 1 para o Caso A. .......................................................................................................................... 72 Figura 4.2 - Curvas de carga típicas de um consumidor pertencente à Faixa 1 para o Caso A: (a) sábados; (b) domingos. ....................................................................................................... 73 Figura 4.3 - Gastos mensais de um consumidor da Faixa 1 para o Caso A, referente aos: (a) dias úteis; (b) finais de semana. ................................................................................................ 74 Figura 4.4 - Curva de carga típica para os dias úteis de um consumidor pertencente à Faixa 2 para o Caso A. .......................................................................................................................... 74
Figura 4.18 - Perdas ativas do sistema teste IEEE para os domingos dos Casos: (a) B e (b) C.
Tabela 2.1 - Erros de ajuste de dados históricos e de previsão da resposta à demanda. .......... 39 Tabela 2.2 - Resultados obtidos na abordagem de Siebert (2013). .......................................... 44 Tabela 2.3 - Construção da matriz de elasticidade-preço da demanda de energia elétrica para o dia útil. ...................................................................................................................................... 45 Tabela 3.1 - Dados de consumo e tarifa de clientes residenciais do RS................................... 54 Tabela 3.2 - Valores base para o cálculo das regressões lineares por faixa. ............................ 61 Tabela 4.1 - Percentuais de alteração no consumo e faturamento mensal de energia elétrica do consumidor pertencente à Faixa 1 para o Caso A. ................................................................... 73 Tabela 4.2 - Percentuais de alteração no consumo mensal de energia elétrica do Caso B. ...... 77 Tabela 4.3 - Percentuais de alteração no gasto mensal de energia elétrica do Caso B............. 78 Tabela 4.4 - Percentuais de alteração no consumo mensal de energia elétrica do Caso C....... 81 Tabela 4.5 - Percentuais de alteração no gasto mensal de energia elétrica do Caso C............. 81 Tabela 4.6 - Parâmetros para o cálculo do número de consumidores por Faixa. ..................... 84 Tabela 4.7 - Alteração de consumo e faturamento para adesão equivalente à 10 % do consumo do sistema teste. ........................................................................................................................ 85 Tabela 4.8 - Alteração de consumo e faturamento para adesão equivalente à 30 % do consumo do sistema teste. ........................................................................................................................ 85 Tabela 4.9 - Alteração de consumo e faturamento para adesão equivalente à 100 % do consumo do sistema teste. ........................................................................................................ 85 Tabela 4.10 - Alteração das perdas ativas mensais das linhas.................................................. 89
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica CEEE-D Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica CAP Capacity Market Program CPP Critical Peak Pricing DLC Direct Load Control DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica DSB Demand Side Bidding DSI Demand Side Integration DSM Demand Side Management EDR Emergency Demand Response FCD Função Composta de Demanda I/C Interruptible/Curtailable Service IBP Incentive-Based Programs PBP Price-Based Programs PRD Programa de Resposta à Demanda RTP Real-Time Pricing SDEE Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica TD Transformador de Distribuição TOU Time-of-Use
5 .............................................................................................................................................. 108
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1 INTRODUÇÃO
O incremento nos padrões de consumo de energia elétrica e o fácil acesso a diversas tecnologias eletroeletrônicas têm contribuído para a superação anual dos índices de consumo de eletricidade. O acesso a eletrodomésticos, sistemas de climatização, internet e equipamentos eletrônicos, por exemplo, contribuíram para o aumento de 60 % do consumo de eletricidade per capita das residências brasileiras nos últimos 20 anos (EPE, 2014). Tendo em vista que a energia elétrica ainda não é economicamente armazenável em larga escala, se faz necessário manter o equilíbrio em tempo real entre a oferta/demanda mais perdas. Como consequência, os custos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica variam ao longo do tempo. No entanto, a maioria dos consumidores brasileiros atendidos em baixa tensão paga tarifas baseadas nos custos médios, os quais ocultam os efeitos da alta concentração de consumo de eletricidade em determinados horários do dia, como por exemplo, a oneração das tarifas ou o déficit de recursos energéticos para geração. Ao longo das últimas três décadas, o setor elétrico brasileiro sofreu importantes transformações impulsionadas pelo movimento mundial de desregulamentação dos serviços de infraestrutura, com deslocamento do Estado do papel de provedor dos serviços públicos para o papel de regulador (SILVA, 2011). A partir da desregulamentação, o setor elétrico nacional iniciou um processo de reforma, marcado por um esforço regulatório da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) na edição de resoluções normativas, bem como a estruturação das tarifas de eletricidade. Anteriormente, na década de 80, por meio de uma equalização das tarifas de fornecimento, todos os consumidores da extensão territorial brasileira possuíam o mesmo preço por unidade de kWh para cada nível de tensão. Essa equalização, proposta pelo antigo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), facilitava a fiscalização, porém provocou sérias crises financeiras no setor elétrico, deteriorando a qualidade do serviço e causando enormes prejuízos para a sociedade. Desta forma, com a desregulamentação, propôs-se a Lei nº 8.631/1993 que determinou que a tarifa fosse fixada pela concessionária, conforme as características da região de concessão. Diversas modificações foram realizadas desde então, até que em 2013, a ANEEL homologou uma opção de tarifa com diferenciação horária para unidades consumidoras de baixa tensão, denominada “tarifa branca”. A regulamentação dessa tarifa, mesmo que opcional, é um importante passo para a mudança nos hábitos dos usuários, já que possibilita melhorar os patamares de demanda da curva de carga, suavizar os gargalos operacionais e postergar os investimentos na expansão do sistema.
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da garantia de suas necessidades e direitos, mas sim, entender suas reações ou respostas a determinados estímulos, as quais variam de acordo com fatores pessoais, ambientais, situacionais e de marketing (SILVA, 2011). Analisando de forma individual o hábito do consumidor, a resposta a um preço é não linear e caracteriza-se por um fenômeno complexo que depende das necessidades de cada usuário. Contudo, devido à diversidade de consumidores ligados a uma rede, é possível representar a resposta agregada através de modelos matemáticos simplificados (SCHWEPPE et al ., 1988). Diante do contexto exposto e da revisão bibliográfica realizada (a qual será apresentada no Capítulo 2), em síntese, o problema a ser resolvido nesta dissertação é o desenvolvimento de um método que permita analisar o impacto da resposta à demanda de consumidores residenciais no desempenho de sistemas de distribuição, que considere na sua abordagem as diferentes classes de consumo, bem como a influência do preço da energia elétrica em cada período do dia. A proposição para a solução do problema supracitado baseia-se no desenvolvimento de um PRD baseado em preços, utilizando a tarifa branca. A resposta à demanda pode ser analisada a partir do conceito de elasticidade-preço, que mensura o quanto os consumidores estão dispostos a modificar a demanda na medida em que o preço muda. Utilizando a formulação matricial para o cálculo da elasticidade-preço proposta por Kirschen et al. (2000), torna-se possível equacionar alguns estudos de casos, de acordo com os seus objetivos, de manter o consumo mensal ou o valor total da fatura de eletricidade, por exemplo. A modelagem da resposta de cada classe de consumo, em cada período do dia, foi calculada por meio da obtenção de regressões lineares utilizando o Método dos Mínimos Quadrados. Para avaliar a técnica proposta são realizadas simulações em um sistema teste IEEE modificado, com o auxílio dos programas Matlab®^ e PSL®.
1.1 OBJETIVOS E CONTRIBUIÇÃO CIENTÍFICA
Esta dissertação objetiva analisar o impacto de um Programa de Resposta à Demanda baseado em preços com diferenciação horária no desempenho da tensão, nas perdas ativas e no deslocamento de consumo de energia em sistemas de distribuição de energia elétrica. De forma a contribuir no desenvolvimento de uma metodologia para determinar a resposta à demanda, fundamentada no conceito da matriz de elasticidade-preço, esta dissertação possui os seguintes objetivos específicos:
16 elaborar uma modelagem dos consumidores residenciais, classificados de acordo com as faixas de consumo e a disponibilidade de reagendar o uso de energia elétrica; desenvolver um equacionamento que permita analisar a resposta à demanda visando manter o consumo total ou o gasto mensal com eletricidade; estudar a influência dos períodos do dia na construção da matriz elasticidade-preço; elaborar uma análise de sensibilidade dos estudos de casos propostos; aplicar a metodologia proposta em um sistema teste IEEE; realizar a análise de sensibilidade dos estudos de casos no sistema teste; verificar o impacto do PRD proposto nos indicadores técnico/econômicos da rede.
1.2 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO
Além dos aspectos apresentados nesse Capítulo, esta dissertação está estruturada da seguinte forma: no Capítulo 2 é apresentada uma revisão bibliográfica, visando expor o estado da arte sobre o assunto e embasar o entendimento das contribuições do presente estudo. Neste, constam as principais definições, características, generalidades e modelos representativos dos PRD. São formalmente apresentados os coeficientes da matriz de elasticidade-preço da energia elétrica, bem como algumas funções matemáticas que representam o modelo do consumidor. Apresenta-se, por fim, uma reflexão acerca dos principais estudos publicados em âmbito nacional e internacional; no Capítulo 3 é apresentado um programa de resposta à demanda baseado em preços aplicado a consumidores de baixa tensão residenciais; no Capítulo 4 são apresentados os estudos de caso realizados, bem como a rede teste com a topologia do sistema IEEE 34 nós, além das análises de sensibilidades desenvolvidas; no Capítulo 5 constam as conclusões e sugestões para trabalhos futuros.
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de carga e melhorar gargalos operacionais. Existem inúmeras mudanças nos padrões de consumo, as quais foram classificadas em seis categorias genéricas de acordo com o horizonte de tempo e objetivo do PRD. Conforme ilustra a Figura 2.1, é possível reduzir a demanda de pico, preencher os períodos de baixo consumo (denominados vales), deslocar a demanda máxima, flexibilizar a curva de carga, aumentar ou reduzir o consumo total.
Figura 2.1 - Tipos de alterações possíveis provocadas por PRD na curva de carga.
Fonte: Adaptado de (ALMEIDA; ROSENFELD, 1988). As ações ilustradas na Figura 2.1 (a), (b) e (c) visam melhorar o fator de carga das instalações, ou seja, a relação entre a demanda média e a demanda máxima registrada. A redução de pico objetiva subtrair o consumo no horário de grande utilização do sistema, porém estimula o racionamento da energia elétrica. Já o preenchimento dos vales busca aumentar o consumo em períodos de ociosidade do sistema, elevando a demanda média para patamares próximos à demanda máxima registrada. O deslocamento, por sua vez, alia a redução da demanda com o preenchimento dos vales, redistribuindo o consumo ao longo do dia. A flexibilização da curva de carga, ilustrada na Figura 2.1 (d), está relacionada ao conceito de confiabilidade, considerada uma das restrições no planejamento do sistema, onde o consumidor admite eventuais cortes ou redução da qualidade da energia fornecida, em troca de benefícios financeiros (SIEBERT, 2013). Além disso, o objetivo do PRD pode estar ligado
(a) Redução de Pico
(b) Preenchimento de Vale
(c) Deslocamento de Demanda
(d) Flexibilização da Curva de Carga
(e) Aumento Estratégico de Carga
(f) Redução Estratégica de Carga
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à estratégias de modificação da carga instalada. O aumento da carga, ilustrado na Figura 2. (e), é obtido por meio de reduções de tarifas, de substituição de outros energéticos pela eletricidade ou ainda, com a extensão de redes de distribuição para a eletrificação de localidades. Por outro lado, a redução estratégica de carga busca a conservação de energia por meio de ações de eficiência energética, sendo ilustrada na Figura 2.1 (f).
2.1.1 Classificação
Dentre as alternativas existentes para induzir as mudanças nos padrões de consumo de energia elétrica, a maioria dos autores classifica os PRDs em dois enfoques: baseado em preços e baseado em incentivos. Outra forma similar, porém menos usual, considera o PRD conduzido pelo sistema (do inglês - system led ) e conduzido pelo mercado (do inglês - market led ) (CHUANG et al ., 2011 apud INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2003). A Figura 2.2 ilustra todas as subcategorias dos PRDs, as quais são detalhadas a seguir.
Figura 2.2 - Categorias dos programas de resposta à demanda.
Fonte: Adaptado de Moghaddam; Abdollahi; Rashidinejad (2011). Os Programas Baseados em Incentivos (do inglês Incentive-Based Programs - IBP) referem-se às reduções de demanda, efetuadas pelas concessionárias, em horários críticos de operação do sistema elétrico. Para participar, o consumidor firma um contrato com a
Redução da Demanda em Emergência Emergency Demand Response (EDR)
Programa de Cortes para Atender a Capacidade do Sistema Capacity Market Program (CAP)
Controle Direto da Demanda Direct Load Control (DLC)
Interrupção Consentida da Demanda Interruptible/Curtailable Service (I/C)
Oferta de Redução da Demanda Demand Side Bidding (DSB)
Programas de Resposta de Demanda Demand Response Programs
Programas Baseados em Preço Price-Based Programs (PBP) (ou também chamados de Market Led )
Programas Baseados em Incentivo Incentive-Based Programs (IBP) (ou também chamados de System Led )
Critical Peak Pricing^ Tarifação de Ponta (CPP)
Time-of-Use^ Período de Uso (TOU) Tarifação em Tempo Real Real-Time Pricing (RTP)
