17.ago topázio 14.00_285_elektro
TRANSCRIPT
1
Estrutura Vertical da Tarifa de Uso dos Sistemas
de Distribuição de Energia: Uma Proposta
Alternativa
00:00
Conteúdo
• Introdução: a estrutura tarifária da TUSD
• Análise crítica da metodologia atual: principais problemas encontrados
• Uma proposta alternativa para a estrutura vertical
00:00
A2A3
A3a
A4
BT
Estrutura TarifáriaDefinição: conjunto de tarifas e regras aplicadas ao faturamento do mercado de distribuição de energia.
MercadoTarifas ReceitaX =
Introdução
00:00
Estrutura Vertical: rateio das receitas entre os níveis de tensão.
Estrutura Horizontal: sinalizações de Ponta e Fora Ponta e Modalidades Tarifárias.
Introdução
00:00
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
00:00
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
00:00
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
00:00
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.
00:00
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
00:00
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
00:00
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
00:00
Estrutura VerticalO conceito: quanto custa para atender 1kW incremental em cada nível de tensão?
A2
A4
BTIncremento marginal de 1 kW médio
$
$
$
00:00
Perdas Técnicas
Custos marginais compostosA quantificação das relações da estrutura vertical
00:00
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
00:00
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
00:00
𝐶𝑀𝐶𝑒 = 𝐼𝑇𝐴𝑒𝑛 ∙𝑚𝑛=𝑒 𝐶𝑀𝐼𝑛 ∙𝐹𝑐𝑒𝑛
∀𝑛 𝑎 𝑚𝑜𝑛𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒
Algebricamente
Os custos marginais compostos
00:00
Simulações
Nível de Tensão R$/kW.anoA2 29,13A3 30,56A3a 36,63A4 41,63BT 57,10
Custos Marginais Isolados
Considerando os Custos Marginais Isolados utilizados no 2º ciclo de revisões tarifárias
00:00
Resultados
METODOLOGIA PROPOSTA TARDIST 2a. RTP
Custos Marginais CompostosR$/kW.ano
(Ccap P + Ccap FP)R$/kW.ano
A2 28,38 28,86A3 50,70 52,79
A3a 61,39 56,70A4 59,48 70,48BT 139,71 126,35
Estrutura em relação ao A2 Estrutura em relação ao A2A2 100,00% 100,00%A3 178,63% 182,92%
A3a 216,29% 196,47%A4 209,54% 244,21%BT 492,23% 437,80%
Empresa 1
00:00
Resultados
METODOLOGIA PROPOSTA TARDIST 2a. RTP
Custos Marginais CompostosR$/kW.ano
(Ccap P + Ccap FP)R$/kW.ano
A2 25,59 27,55A3 35,97 36,61
A3a 37,78 46,22A4 51,01 74,14BT 141,85 127,48
Estrutura em relação ao A2 Estrutura em relação ao A2A2 100,00% 100,00%A3 140,58% 132,89%
A3a 147,65% 167,77%A4 199,38% 269,11%BT 554,39% 462,72%
Empresa 2
00:00
Resultados
METODOLOGIA PROPOSTA TARDIST 2a. RTP
Custos Marginais CompostosR$/kW.ano
(Ccap P + Ccap FP)R$/kW.ano
A2 26,91 28,10A3 43,62 53,44
A3a 51,85 65,99A4 82,51 87,11BT 135,27 127,48
Estrutura em relação ao A2 Estrutura em relação ao A2A2 100,00% 100,00%A3 162,09% 190,18%
A3a 192,68% 234,84%A4 306,60% 310,00%BT 502,65% 453,67%
Empresa 3
00:00
Obrigado!
Av. Paulista, 1776 – cj 22B
www.daimon.com.br
(11) 3266 2929
ESPECIALISTAS NO SETOR ELÉTRICO