DOU 13/02/2023 - Diário Oficial da União - Brasil

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Nº 31, segunda-feira, 13 de fevereiro de 2023
ISSN 1677-7042
Seção 1
RP(u, k, j) = (1 + fpp). ∑ π(j, k, h). P(j, h)   
h∈u
 
 
(2) 
 
onde: 
𝑢: posto tarifário; 
j: consumidor-tipo; 
k: agrupamento tarifário relacionado às redes-tipos dos agrupamentos (AT-2, AT-3, MT e BT); 
h: horas pertencentes ao posto tarifário u; 
fpp: fator de perdas de potência; 
𝜋(𝑗, 𝑘, ℎ): probabilidade do consumidor-tipo j se associar a uma rede-tipo, que atende o agrupamento tarifário k, nas horas de ponta h da rede-tipo; e 
P(j,h): fator de coincidência do consumidor-tipo j na hora de ponta h das redes-tipos que atendem o agrupamento tarifário k. 
 
 
Curvas Típicas de Consumidores, Redes e Injeções 
 
21. As tipologias de consumidores, de redes e de injeções utilizadas no cálculo do CMC são produtos do processo de caracterização da carga e do sistema elétrico da distribuidora, obtida por meio 
de campanhas de medidas. 
 
22. O processo de caracterização da carga e do sistema elétrico deve obedecer ao disposto nos Módulos 2 e 6 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional 
– PRODIST, ou o que vier a sucedê-los. 
 
Fator de Perdas de Potência 
 
23. O Fator de Perdas de Potência é obtido do resultado do cálculo das perdas na distribuição, definido no Módulo 7 do PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo. 
 
24. O fator de perdas de potência de um agrupamento representa as perdas de potência acumuladas para a demanda média de todos os agrupamentos a montante desse, incluindo-o, sendo 
obtido pela seguinte equação: 
 
fpp(k,k0) = (1 + ∆Pk
̅̅̅̅̅). (1 + ∆Pk0
̅̅̅̅̅̅).
∑
((∏
∅kori,kdest
ks(l)
k=1
) . (∏
(1 + ∆Py,l
̅̅̅̅̅̅)
ELE(l)
y=1
))
N
i=1
∑
(∏
∅kori,kdest
ks(l)
k=1
N
i=1
)
 
 
(3) 
 
onde: 
k: agrupamento a montante; 
k0: agrupamento; 
l: caminho em análise; 
N: número de caminhos em análise; 
ELE: quantidade de elementos no caminho série associado l; 
ks: quantidade de elementos de transformação série associado ao caminho l; 
kori: origem da transformação; 
kdest: destino da transformação; 
Økori.kdest: probabilidade associada ao caminho 𝑙; 
∆𝑃𝑘
̅̅̅̅̅: perda de potência para a demanda média para a rede no nível 𝑘; 
∆𝑃𝑘0
̅̅̅̅̅̅: perda de potência para a demanda média para a rede no nível k0; e 
∆𝑃𝑦,𝑙
̅̅̅̅̅̅: perda de potência para a demanda média do elemento 𝑦 e pertencente ao caminho 𝑙. 
 
3.5. ESTRUTURA VERTICAL 
 
25. A Estrutura Vertical (EV) define a relatividade da receita teórica entre os agrupamentos, considerando o mercado de referência e os custos comerciais, diferenciados por grupos tarifários (A e 
B), sendo definida pela seguinte equação: 
 
EVF(k) = EVM(k).m(k) 
 
(4) 
EVM(k) = RT%(k).(100% − VPBTC
% ) + PC%(k). VPBTC
%       [%] 
 
(5) 
PC%(k) =
p. NUCk
∑
p. NUCk
A2
k=B
. 100%   [%] 
(6) 
onde: 
 
RT%(k): percentual da receita teórica por agrupamento; 
EVM(k): Estrutura Vertical modificada considerando os custos comerciais; 
EVF(k): Estrutura Vertical final considerando o mercado faturado; 
VPB%TC: percentual regulatório dos custos de atividades comerciais no valor da Parcela B; 
PC%(k): percentual de ponderação das atividades comerciais com base no número de consumidores; 
p: fator ponderador igual a 1 para o grupo B (agrupamento BT) e 10 para o grupo A(agrupamentos AT-2, AT-3 e MT);  
NUCk: número de unidades consumidoras do agrupamento k; e 
m(k): parâmetro de ajuste ao mercado de referência por agrupamento tarifário. 
 
 
26. A receita teórica corresponde àquela obtida pela multiplicação dos custos marginais de capacidade pelo mercado de cada consumidor-tipo, por agrupamento e posto tarifário. 
 
3.6. TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD FIO B 
 
27. As Tarifas de Referência TUSD FIO B são calculadas por agrupamento e posto tarifário de acordo com as seguintes equações: 
 
TR_FIOBFP
k =
VPBSGER ∙ EVF(k)
MFP(k) + RPFPFIOB
k
∙ MP(k) 
(7) 
 
TR_FIOBP
k = RPFBFIO B
k
. TUSDFIOBFP
k  
(8) 
 
onde: 
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐵𝐹𝑃
𝑘 : tarifa de referência TUSD FIO B fora de ponta do agrupamento 𝑘 em R$/kW; 
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐵𝑃
𝑘: tarifa de referência TUSD FIO B de ponta do agrupamento 𝑘 em R$/kW;  
MFP(k): mercado de referência fora de ponta do agrupamento 𝑘 em kW; 
MP(k): mercado de referência de ponta do agrupamento 𝑘 em kW; 
𝑅𝑃𝐹𝑃𝐹𝐼𝑂𝐵
𝑘
: relação entre os postos ponta e fora de ponta das tarifas de referência TUSD FIO B do agrupamento 𝑘; e 
VPBSGER: Parcela B deduzida a receita relacionada às centrais geradoras. 
 
28. O mercado de referência de demanda para os agrupamentos AT e MT é o mercado faturado do grupo A, sendo este ajustado com base no perfil típico quando não existir a segregação nos 
postos tarifários ponta e fora ponta. O mercado de referência de demanda para o agrupamento BT é baseado nas tipologias ajustadas ao mercado faturado do grupo B. O mercado do subgrupo 
AS é considerado como pertencente ao agrupamento BT.