[pt] Este trabalho apresenta três métodos para a identificação dos usuários da rede de transmissão que são beneficiados por novas ou já existentes fontes de potência reativa e, em conseqüência, a repartição do custo de capital entre eles. A metodologia para se obter os fatores de alocação de custos, aplicados aos agentes beneficiados, utiliza a análise de um conjunto de contingências de transmissão com suas respectivas probabilidades de ocorrência. Cada um dos métodos propostos utiliza um diferente critério para se medir os benefícios decorrentes da presença de equipamentos de suporte de potência reativa. Os critérios mencionados são os desvios de tensão, os cortes de carga e as injeções de potência reativa, bastante utilizados em estudos de planejamento da operação e da expansão, assim como em análise de confiabilidade de sistemas de potência. A aplicação dos métodos é ilustrada através de estudos de casos com dois sistemas, um sistema simplificado de 5 barras e o IEEE-Reliability Test System (24 barras), no qual um horizonte de três anos é considerado para se fazer a remuneração do equipamento de compensação reativa. / [en] This report presents three methods to identify the transmission consumers in power systems that take advantage of new or existent reactive power sources and, consequently, to allocate its acquisition costs among these consumers. The methodology to obtain the allocation factors, applied to each of the agents, takes into account the analysis of a transmission outages set with their respective probabilities. Each one of the proposed methods uses a different criterion to measure the benefit due to the reactive support provided by such equipments. The mentioned criteria are: voltage deviation, load shedding and reactive power injection. All these methodologies are very used in operational and expansion planning studies, as well as power systems reliability analysis. The application of the methods is shown in case studies with two systems, being the first a 5 bus simplified system and the other, the IEEE-Reliability Test System (24 buses), in which a three years horizon is considered for the reactive power compensation equipment remuneration. / [es] Este trabajo presenta tres métodos para la identificación de los usuários de la red de transmisión que se benefician con las fuentes (nuevas o existenten) de potencia reactiva y, en consecuencia, la repartición del costo de capital entre eles. Hasta aqui, lla metodología para obtener los factores de alocación de costos, aplicados a los agentes beneficiados, utiliza el análisis de un conjunto de contingencias de transmisión con sus respectivas probabilidades de ocurrencia. Cada uno de los métodos propuestos utiliza un critério diferente para medir los beneficios decorrentes de la presencia de equipamentos de soporte de potencia reactiva. Los critérios mencionados son los desvíos de tensión, los cortes de carga y las inyecciones de potencia reactiva, bastante utilizados en estudios de planificación de operación y expansión, así como en análisis de confiabilidad de sistemas de potencia. La aplicación de los métodos se ilustrada a través de estudios de casos con dos sistemas, un sistema simplificado de 5 barras y el IEE Reliability Test Systiene (24 barras), en el cual se considera un horizonte de tres años para realizar la remuneración del equipo de compensación reactiva.

[pt] No modelo econômico tradicional, o sistema elétrico podia ser constituído por empresas verticalizadas, isto é, os serviços de geração, transmissão e distribuição podiam ser providos por uma mesma empresa. Nesta estrutura, serviços como reserva de potência, suporte de reativos, reserva de transmissão, ou seja, os chamados Serviços Ancilares à operação do sistema elétrico, não eram computados com custos específicos a serem restituídos, já que os mesmos encontravam-se agregados ao preço da energia elétrica. No novo modelo econômico, onde cada empresa presta um tipo de serviço, é crescente a importância da caracterização de cada Serviço Ancilar. Definidos os prestadores do serviço e usuários, torna-se explícita a necessidade de uma estrutura de mercado para aquisição e revenda do Serviço Ancilar. Este trabalho propõe um mecanismo de mercado para compra e venda de Serviços de Reserva de Potência Operativa por intermédio de um agente de mercado sem fins lucrativos. Este é baseado no mecanismo praticado pelo California Independent System Operator e, devidamente adaptado, pode ser aplicado ao sistema elétrico brasileiro. As principais adaptações são: i) o ajuste da venda para permitir uma distribuição justa da vantagem econômica obtida com a compra considerando os mercados interdependentes, e ii) o ajuste da venda para que os compradores somente das reservas R1 e R2 afetem os preços de R1 e R2, e não os preços de R3 e R4. / [en] In the previous structure of the Brazilian power sector, the economic model was such that the same company could provide generation, transmission and distribution services. In this model, services such as power reserve, reactive power support and transmission reserve, i.e., the so-called Ancillary Services to the operation of the electric system, were not considered explicitly. Therefore, no specific costs had to be paid as they were aggregated to the final energy price. In the new structure of the power sector, where each company provides a different type of service, the distinction of each Ancillary Service becomes a very important issue to the energy business. Once defined the service providers and users, it is evident the need of a market structure for selling and buying the service. This work suggests a market mechanism for selling and buying the Power Operative Reserve Service through a non-profit market agent. This proposal is based on the California`s Independent System Operator mechanism and, if properly adapted, can be applied to the Brazilian Power System. The main adaptations are: i) the adjustments of the sale price to allow a fair distribution of the economic advantage gotten with the purchase considering the interdependent markets, and ii) the adjustments of the sale price for the purchasers of only R1 and R2 reserves to affect only the prices of R1 and R2 and not the prices of R3 and R4. / [es] En el modelo económico tradicional, el sistema eléctrico podía ser constituido por empresas verticalizadas, es decir, los servicios de generación, transmisión y distribuición podían pertenecer a una misma empresa. En esta extructura, servicios como reserva de potencia, soporte de reactivos, reserva de transmisión, o sea, los llamados Servicios Auxiliares a la operación del sistema eléctrico, no eran calculados con costos específicos que serían restituidos, ya que éstos se encontraban agregados al precio de la energía eléctrica. En el nuevo modelo económico, donde cada empresa presta un tipo de servicio, cresce la importáncia de la caracterización de cada Servicio Auxiliar. Una vez definidos los prestadores del servicio y los usuarios, se necesita de una extructura de mercado para adquisición y revenda del Servicio Auxiliar. Este trabajo propone un mecanismo de mercado para compra y venda de Servicios de Reserva de Potencia Operativas por intermedio de un agente de mercado sen fines lucractivos. Este es basado en el mecanismo praticado por el California Independent Systen Operator y, debidamente adaptado, puede ser aplicado al sistema eléctrico brasilero. Las principales adaptaciones son: i) ajuste de la venda para permitir una distribuición justa de la ventaja económica obtenida con la compra considerando los mercados interdependientes, y ii) el ajuste de la venda para que los compradores solamente de las reservas R1 y R2 afecten los precios de R1 y R2, y no los precios de R3 y R4.

[pt] No atual modelo econômico do setor elétrico, é necessário identificar os agentes beneficiados pelos serviços ancilares à transmissão de potência de forma a alocar adequadamente os custos de investimento, de operação e manutenção do equipamento necessário para a prestação do serviço. Entre os serviços ancilares, destaca-se o suporte de potência reativa para a regulação de tensão. Este trabalho apresenta um método baseado nos multiplicadores de Lagrange de um problema de otimização associado ao cálculo das medidas corretivas necessárias para lidar com níveis de tensão inadequados. Dois critérios de otimização são definidos: mínimo corte de carga e mínima alocação de potência reativa. Os multiplicadores de Lagrange definem a responsabilidade de cada barra quando ocorrem violações de tensão no sistema. O método permite não só identificar as barras beneficiadas pelo equipamento de compensação de potência reativa como também alocar os custos entre elas. É priorizada a confiabilidade do sistema, analisando as contingências possíveis e considerando suas respectivas probabilidades de ocorrência. O programa computacional NH2, desenvolvido pelo CEPEL, é a ferramenta básica para o desenvolvimento deste trabalho. O método é aplicado, a título de ilustração, ao sistema IEEE - RTS de 24 barras e ao sistema da Área Rio. Os resultados obtidos são comparados com um método já existente, que define fatores de alocação de custos medindo os benefícios às barras devido ao suporte de potência reativa. Esta comparação, benefício x responsabilidade, e a própria teoria dos dois métodos, mostram que o método proposto identifica mais adequadamente as barras e os respectivos fatores para a repartição dos custos. / [en] It is important to identify the agents that take advantage of the ancillary services for system operation in the nowadays electricity market. The actual economic design requires that the costs of investment, operation and maintenance of the necessary equipment should be properly allocated between these agents. Among the ancillary services, the reactive power support for voltage regulation is quite important. It is presented a method that identifies the buses that take advantage of the reactive power equipment and allocates the costs between each one of them. The power system reliability is taken into account. The analysis considers possible contingencies and their respective probability of occurrence. The computer program NH2, developed by CEPEL, is the main tool for the development of this work. The method is based on the Lagrangian multipliers of an optimal power flow problem (OPF) associated to corrective measures necessary to deal with voltage violations. Two different objective functions are used: minimum load shedding and minimum reactive power injection. The Lagrangian multipliers define the responsibility of each bus when system voltage violations occur. For the purpose of illustration, the method is applied on the 24 bus IEEE Reliability Test System and on Área Rio system. Results are compared with those produced by other existing method that defines cost allocation factors measuring the benefit due the reactive support. This comparison, benefit x responsibility, and the theory used by both methods, show that the proposed method identifies more appropriately the buses and the corresponding factors to allocate the costs.

[pt] Com a implantação do novo modelo econômico nos sistemas de potência, a justa remuneração das empresas provedoras de serviços ancilares tem se tornado um assunto grande importância. O suporte de potência reativa, por se tratar também de um serviço ancilar, está inserido neste contexto. Desta forma, a factível identificação dos agentes beneficiários pelo suporte, bem como as proporções deste beneficiamento podem implicar em um mecanismo viável de remuneração para os custos de cada fonte provedora. Este trabalho apresenta um método de alocação de custos pelo suporte de potência reativa baseado nos princípios fundamentais da teoria de circuitos elétricos, buscando determinar a contribuição de potência reativa de cada fonte para cada barra de carga. Para isto, é sugerida uma modelagem de fontes de tensão, que permite levar em conta a natureza local da relação Q-V, proporcionando uma abordagem simples e clara do problema. Complementarmente é apresentado um método de alocação das perdas reativas em cada ramo de transmissão entre as fontes provedoras de potência reativa. Para validar o método proposto, são realizados testes em sistemas de potência de pequeno e médio porte, apresentado as parcelas de contribuição de cada fonte de potência reativa para cada carga, e adicionalmente para as perdas reativas em cada ramo de transmissão. Comparações são estabelecidas com um método existente, onde é constatado que o método proposto apresenta maior coerência com as propriedades elétricas dos sistemas de potência, destacando-se a verificação clara da natureza local do consumo de potência reativa. Em relação aos resultados da alocação de perdas reativas, verifica-se que o método serve como indicativo sobre o uso da rede de transmissão por parte de cada fonte de potência reativa. / [en] After implantation of power systems` new economic model, a fair remuneration strategy of ancillary services suppliers had became an important issue. Reactive power support is also an ancillary service, thus, it belongs to this context. Then, identification of service beneficiaries as well as the benefit proportions may take a feasible remuneration mechanism for each source. This work presents a reactive power support cost allocation method based on fundamental principles of circuit theory, where reactive power contribution from each source to each load is calculated. This method suggests a modeling of voltage sources, which takes into account the Q-V relationship, providing a simple and clear treatment of the problem. Additionally, a reactive loss allocation method to each branch is presented. To validate the proposed method, tests with small and medium size systems are realized. So, there are presented results of reactive power demand and transmission losses allocation into systems` sources. Comparisons with an existent method are established, when we can verify that the proposed method brings more coherence with the electrical properties of power systems and the local nature of reactive power consumption. In the other hand, results of reactive losses allocation can indicate the transmission network usage by each reactive power source.

[pt] Este trabalho apresenta metodologias para definir a remuneração dos geradores que provêem serviços ancilares em função do benefício proporcionado ao sistema. São analisados os serviços ancilares de suporte de potência reativa e reserva de potência. Para o serviço ancilar de suporte de potência reativa, o valor do benefício proporcionado pelos geradores é obtido por meio do custo evitado de alocação de novas fontes de potência reativa. Já para o serviço ancilar de reserva de potência, o benefício é calculado a partir da redução observada no valor esperado de energia não suprida, multiplicada pelo custo unitário de interrupção do sistema de potência. O valor de benefício proporcionado por cada serviço ancilar é determinado por meio de um algoritmo de pontos interiores em um problema de fluxo de potência ótimo. A remuneração que cabe a cada gerador é definida por meio do emprego do método de repartição de custos de Aumann-Shapley, oriundo da Teoria dos Jogos Cooperativos. A aplicação deste método garante que a repartição do benefício entre os geradores seja realizada de forma justa e eficiente. As metodologias propostas para são ilustradas em dois sistemas de potência distintos: o sistema IEEE-RTS e o sistema Sul-Sudeste Brasileiro. Os resultados obtidos são discutidos e a eficácia da metodologia é analisada. / [en] This work presents methodologies to define the remuneration of the generators that provide ancillary services to the power system as a function of the benefit provided to the system. In this work the ancillary services considered are the reactive power supply and the generation reserve. To the ancillary service of reactive power supply, the benefit provided by the generators is calculated by the avoided cost of new reactive power sources. The benefit provided by the ancillary service of generation reserve is calculated as the reduction on the expected energy not supplied, multiplied by the interruption cost of the power system. An optimum power flow is used to determine the benefit provided by each ancillary service. The remuneration of each generator is defined through the cost allocation method of Aumann-Shapley, which belongs to the Cooperative Game Theory. The Aumann-Shapley method guarantees that the payment partition among the generators is fair and efficient. The proposed methodology is applied to the IEEE-RTS power system and the Brazilian South-Southwest power system. The numerical results are discussed and the efficiency of the methodology is analyzed.

[pt] Com a modificação estrutural do setor de produção, transmissão e distribuição de energia elétrica em vários países do mundo, inclusive no Brasil, serviços caracterizados como ancilares, que sempre foram oferecidos de forma integrada com o fornecimento de energia elétrica, sem que fossem remunerados especificamente, devem hoje ser tratados e remunerados de forma independente. A necessidade de otimizar custos, em função dos novos ambientes comerciais, muitas vezes competitivos, tem feito com que os agentes geradores vejam o fornecimento de reserva de potência operativa e a regulação de freqüência como novas oportunidades de prestação de serviços. Com isto, novos custos e responsabilidades foram criadas, o que reforça a necessidade de remuneração desses serviços ancilares. Devem-se valorizar os benefícios por eles agregados ao sistema elétrico, representados pelo aumento da confiabilidade e da qualidade da energia. Assim, questões que merecem ser tratadas cuidadosamente são a determinação dos preços a serem pagos pelos consumidores pelos serviços, a determinação correta da participação de cada agente e a necessidade de mecanismos justos de distribuição dos recursos financeiros recebidos por estes serviços entre os agentes que realmente os forneceram. Neste trabalho desenvolve-se uma estrutura de remuneração dos serviços de reservas operativas e regulação de freqüência, baseada no benefício por eles determinado, premiando-se a eficiência e permitindo-se a recuperação dos custos incorridos. Através de estudos de casos com dados reais verifica-se a consistência da proposta de remuneração, comparando os seus resultados com valores já praticados, e analisando o seu impacto sobre as atuais tarifas de energia elétrica. / [en] Nowadays, with the structural modification of the electric energy industry around the world, including in Brazil, services characterised as ancillary, that always were offered bundled with energy supply, without specific remuneration, should be dealt with independently. The need for cost optimisation, caused by the new commercial environment, sometimes competitive, has made the generating agents to understand operating reserves and frequency regulation as a new opportunity of providing services. Furthermore, new costs and obligations have been created, thus reinforcing the need for these ancillary services to be remunerated. It is necessary to recognise the benefits aggregated to the electric system by ancillary services, represented by improvement of reliability and energy quality. In this way, issues that deserve to be carefully treated are i) the prices to be paid by consumers, ii) the participation of each agent that really provided the service, and iii) the fairness of the mechanism for distribution of the financial resources among the providers. In this work it is developed a structure for the remuneration of operating reserves and frequency regulation, based on the benefit of this services, awarding efficiency and allowing the recuperation of incurred costs. Through study-cases with actual data, it is verified the consistency of the proposal, by comparing its results with values in practice, and by analysing its impact over current electric energy tariffs.

[pt] No novo modelo para o setor elétrico brasileiro a operação do sistema é de responsabilidade do Operador Independente do Sistema enquanto que a propriedade do equipamento e os gastos com a sua manutenção são de responsabilidade do agente prestador do serviço ancilar.Desta forma, o lucro do agente prestador do serviço ancilar de potência reativa será função do custo deste serviço uma vez que a sua remuneração é previamente definida pelo agente regulador. Dentro desta ótica os riscos operacionais dos equipamentos de compensação de potência reativa, se não forem convenientemente mitigados,poderão aumentar os gastos com a manutenção e o pagamento de multa pela indisponibilidade do equipamento.Riscos operacionais são situações de sistema que estão fora da responsabilidade do agente mas que poderão reduzir o seu faturamento.Esta dissertação descreve os riscos operacionais e faz algumas sugestões para proteger o agente da redução do seu faturamento. / [en] In the new brazilian deregulated electrical network, system operation is under Independent System Operator responsibility while the ancillary service agent is the owner of the reactive power equipment and, as a consequence, is responsible for its maintenance costs. In the new model, the profit of the agent is a function of the maintenance costs because his payment is previously defined by the authorities. The operational risks of the reactive power equipments, if not conveniently mitigated, may increase the maintenance frequency and may also result in the payment of a fee due to the equipment unavailability.Operational risks are events in the electrical transmission system that are not under the responsibility of the agent but may reduce his profits. This report describes these operational risks and makes some suggestions to protect the agent against the reduction in his profits.