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Estrutura Vertical da Tarifa de Uso dos Sistemas

de Distribuição de Energia: Uma Proposta

Alternativa

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Conteúdo

• Introdução: a estrutura tarifária da TUSD

• Análise crítica da metodologia atual: principais problemas encontrados

• Uma proposta alternativa para a estrutura vertical

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A2A3

A3a

A4

BT

Estrutura TarifáriaDefinição: conjunto de tarifas e regras aplicadas ao faturamento do mercado de distribuição de energia.

MercadoTarifas ReceitaX =

Introdução

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Estrutura Vertical: rateio das receitas entre os níveis de tensão.

Estrutura Horizontal: sinalizações de Ponta e Fora Ponta e Modalidades Tarifárias.

Introdução

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Introdução

A atual metodologia de estrutura tarifária da TUSD é originária do convênio EDF – DNAEE/MME. Baseia-se em:

• Representação simplificada da rede• Representação de consumidores e redes por “tipologias”• Associação probabilística entre consumidores e redes• Cálculo de responsabilidades de “consumidores-tipo” para a

determinação da tarifa

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Estrutura de custos por nível

Uso das redes do sistema

Comportamento dos clientes nos instantes de ponta

Custos Marginais de Expansão

Diagrama de fluxo simplificado

Caracterização da Carga

Define a estrutura de fatiamento da receita requerida (Parcelas estruturadas pelo Custo Marginal)

Estrutura Vertical

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Análise da atual metodologia

Os resultados do P&D apontaram problemas:

A. No conceito do custo marginal do cliente:i. Representatividade de “consumidores-tipo” e “redes-tipo”:

Devido à fragmentação da amostra, há perda de representatividade estatística

ii. As probabilidade de associação: Devido ao grande número de variáveis, o resultado é estatisticamente não significativo

iii. A construção de modalidades tarifárias:Não há evidências, empíricas ou teóricas, da variação dos custos do fio com o fator de carga

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Análise da atual metodologia

Os resultados do P&D apontaram problemas:

A. Nos sinais da estrutura horizontal:

A atual metodologia considera a relação ponta/fora-ponta como resultado da relação entre o número de pontas em ambos os períodos. Como muitos consumidores modulam sua carga no horário da ponta, a relação “p/fp” se inverte, contrariando a teoria econômica.

A relação deveria considerar os custos marginais de longo e curto prazo.

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Estrutura Vertical

Uma proposta simplificadora

Custos Marginais Isolados

(Custos Médios)Campanha de Medidas

Curvas Médias Amostrais por tarifa

Perdas de Energia

Diagrama de Energia: Módulo 7 - Prodist

Custos Marginais Compostos (PLANILHA)

Estrutura Vertical

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Estrutura Vertical

O uso do diagrama de fluxo de energia:

• Hipótese plausível: os custos marginais compostos (cascata) são supridos na mesma proporção do fluxo da demanda média (ou da energia)

• Facilidade em obter dados

• Consideração do mesmo diagrama utilizado no cálculo das perdas técnicas

• As perdas técnicas e não técnicas são intrinsecamente consideradas, em energia

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Estrutura Vertical

A caracterização da carga proposta:

• Utilização de curvas médias amostrais: uma curva média para cada tarifa projetada, com erro amostral garantido:

• Simplificação e consistência: as curvas são estatisticamente representativas

• Novas tarifas devem ser consideradas a priori, antes da campanha de medidas

• Eliminação da classificação das curvas em tipologias

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Estrutura VerticalO conceito: quanto custa para atender 1kW incremental em cada nível de tensão?

A2

A4

BTIncremento marginal de 1 kW médio

$

$

$

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Perdas Técnicas

Custos marginais compostosA quantificação das relações da estrutura vertical

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Perdas TécnicasDefinição algébrica:

𝐼𝑃𝐹𝑓𝑖 = 𝐹𝑓𝑖σ 𝐹𝑓𝑖𝑛𝑖=1

𝐼𝑃𝐹𝑓𝑖 = 1𝑛𝑖=1

Onde:

𝐼𝑃𝐹𝑓𝑖 : Índice de proporção de fluxo que alimenta o nível 𝑓 a partir do nível 𝑖. 𝐹𝑓𝑖 : Fluxo de energia entre os níveis 𝑓 e 𝑖.

O índice de proporção de fluxo

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Perdas TécnicasDefinição algébrica:

𝐼𝑇𝐴𝑓𝑖 = ൫1+ 𝜏𝑓൯∙𝐼𝑃𝐹𝑓𝑖 + 𝐼𝑇𝐴𝑓𝑚 ∙𝐼𝑃𝐹𝑚𝑖𝑛

𝑚=1 ൩∙(1+ 𝜏𝑖)

∀𝑓≠ 𝑖 ∀𝑚 ∈𝑛 𝑛í𝑣𝑒𝑖𝑠 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑚𝑒𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑜𝑠 𝐼𝑇𝐴𝑓𝑓 = ൫1+ 𝜏𝑓൯ Onde:

𝜏𝑛: Perdas Técnicas do nível 𝑛.

O índice de técnico de atendimento

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𝐶𝑀𝐶𝑒 = 𝐼𝑇𝐴𝑒𝑛 ∙𝑚𝑛=𝑒 𝐶𝑀𝐼𝑛 ∙𝐹𝑐𝑒𝑛

∀𝑛 𝑎 𝑚𝑜𝑛𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒

Algebricamente

Os custos marginais compostos

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Simulações

Nível de Tensão R$/kW.anoA2 29,13A3 30,56A3a 36,63A4 41,63BT 57,10

Custos Marginais Isolados

Considerando os Custos Marginais Isolados utilizados no 2º ciclo de revisões tarifárias

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Resultados

METODOLOGIA PROPOSTA TARDIST 2a. RTP

Custos Marginais CompostosR$/kW.ano

(Ccap P + Ccap FP)R$/kW.ano

A2 28,38 28,86A3 50,70 52,79

A3a 61,39 56,70A4 59,48 70,48BT 139,71 126,35

Estrutura em relação ao A2 Estrutura em relação ao A2A2 100,00% 100,00%A3 178,63% 182,92%

A3a 216,29% 196,47%A4 209,54% 244,21%BT 492,23% 437,80%

Empresa 1

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Resultados




A2 25,59 27,55A3 35,97 36,61

A3a 37,78 46,22A4 51,01 74,14BT 141,85 127,48


A3a 147,65% 167,77%A4 199,38% 269,11%BT 554,39% 462,72%

Empresa 2

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Resultados




A2 26,91 28,10A3 43,62 53,44

A3a 51,85 65,99A4 82,51 87,11BT 135,27 127,48


A3a 192,68% 234,84%A4 306,60% 310,00%BT 502,65% 453,67%

Empresa 3

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