[pt] A consideração dos custos de transmissão associados a cada projeto é fundamental para que as comparações econômicas dos custos totais de geração entre tecnologia sejam realizadas corretamente. Os custos de transmissão tendem a ser elevados para usinas distantes dos centros de carga; ou reduzidos para usinas próximas dos centros de carga. O custo de transmissão de cada agente é calculado a partir de uma tarifa, cujo valor depende do ponto de conexão e deveria refletir o sinal locacional da parcela da rede efetivamente utilizada. As metodologias existentes têm limitações que atenuam consideravelmente o sinal locacional, e, consequentemente, necessitam de fatores de ajuste conhecidos como selo, que podem ser bastante significativos quando comparados com a parcela locacional. Uma limitação importante das metodologias existentes é não considerar múltiplos cenários de despacho, sobretudo em países com forte presença de hidrelétricas, podendo influenciar bastante a alocação e criar um problema de recuperação de custos. Outro tema abordado é o cálculo da tarifa de transmissão diferenciada por patamar de carga, cujo benefício é possibilitar que os consumidores respondam ao sinal econômico da tarifa de transmissão, aumentando a eficiência econômica. Esta dissertação apresenta uma nova metodologia com base no esquema Aumann Shapley (AS) que incorpora o tema dos múltiplos cenários de despacho e cálculo da tarifa de transmissão diferenciada por patamar de carga. Para ilustrar a aplicação da metodologia proposta foi utilizado um sistema teste de 3 barras e o sistema elétrico da Bolívia. A metodologia proposta é comparada com as seguintes metodologias: (i) Participações Médias; (ii) Metodologia Nodal ou Custo Marginal de Longo Prazo (CMLP); e (iii) AS Original. Os resultados mostraram que a utilização da metodologia proposta melhorou significativamente o sinal locacional, reduzindo a necessidade complementação com a parcela selo da tarifa de transmissão. / [en] The consideration of transmission costs is essential for an isonomic economic valuation of generation projects due to the competition among different sources. The transmission costs tend to be greater for power plants located far from the load centers than for those that are closer. The transmission cost of each agent is calculated through a tariff, whose value depends on the point of connection and might reflect a locational signal of the transmission network s portion effectively used. The existing methodologies have limitations that greatly hinders the locational signal, therefore, is required a complementary charge known as postage stamp that can be quite significant when compared with the locational portion. The existing methodologies do not consider the multiple dispatch scenarios for allocation of the transmission costs, which is a very important issue and can greatly influence the allocation and create a cost recovery problem, especially in countries with a strong presence of hydroelectric plants. Another important issue to be considered in methodologies for allocation of transmission costs is the calculation of the transmission tariff varying in accordance with the load blocks, whose benefit is enable the consumers to respond to the transmission tariff s economic signal, increasing economic efficiency. This thesis presents a new methodology based on the AS scheme that incorporates the multiple dispatch scenarios and provides the calculation of the transmission tariff per load block. To illustrate the application of the proposed methodology, it was used a 3 bus test system and the Bolivian power system. The proposed methodology is compared with the following methods: (i) Average Participation Factors (APF); (ii) Long Run Marginal Cost (LRMC) and (iii) Original AS. The results showed that the use of the proposed methodology significantly improved the locational signal, reducing the need of the postage stamp portion of the transmission tariff.

[pt] A alta inserção de geração fontes de energia renovável variável (ERV) tem criado uma demanda por reforços e ampliações do sistema de transmissão existente, demanda essa que traz consigo altos custos de implantação e operação de novos equipamentos de rede. Neste contexto, o processo de cálculo de tarifas de uso do sistema de transmissão ganha destaque, já que este tem o potencial de integrar o planejamento da transmissão ao da geração, e fornecer sinalização econômica locacional aos geradores, revelando os verdadeiros custos de implantação dos geradores do ponto de vista do sistema. No entanto, os processos tarifários atualmente empregados na maioria dos países não promovem esta sinalização adequadamente, principalmente por não levarem em conta características intrínsecas da rede e de e seu planejamento. Este é o caso do Brasil que aplica um processo tarifário que promove sinalização econômica locacional diminuta e distorcida. Muitos estudos sobre o tema, tem focado nos algoritmos de alocação de custos aplicados nos processos tarifários em busca da solução para este problema. No entanto, poucos comentam que este processo conta com uma etapa anterior à alocação de custos, ligada a formulação do cenário de operação do sistema que será utilizado como referência para o cálculo tarifário, e tem grande impacto sobre este. Dessa forma, esta dissertação tem como objetivo o desenvolvimento de um processo de tarifação com foco na construção e seleção de múltiplos cenários de operação, aderentes aos níveis de confiabilidade utilizados no planejamento, e à sazonalidade das fontes, como referência para alocação de custos baseado no uso do sistema. Por meio desta abordagem, pretende-se embutir maior eficiência, e justiça ao cálculo tarifário, promovendo intensificação da sinalização locacional. Este procedimento proposto, foi aplicado ao sistema Brasileiro a fim de testar suas propriedades e viabilidade em sistemas de grande porte. Seus resultados estão comparados com aplicação da metodologia proposta pela ANEEL na Consulta Pública 39/2021 e se mostram promissores quanto aos objetivos desta dissertação. / [en] The high insertion of generation variable renewable energy sources (ERV) has created a demand for reinforcements and expansions of the existing transmission system, which brings high costs of deployment and operation of new network equipment. In this context, the process of calculating transmission system usage rates gains prominence since it can integrate transmission planning with generation and provide locational economic signaling to generators, revealing the actual costs of implementing generators from the system s point of view. However, the tariff processes currently employed in most countries do not promote this signaling properly, essentially because they do not consider the network s intrinsic characteristics and its planning. This is the case in Brazil that applies a tariff process that promotes small and distorted localist economic signaling. Most studies on the subject have focused on the algorithms of cost allocation applied in tariff processes in search of the solution to this problem. However, few mention that a system operation scenario must be formulated to serve as a reference for the tariff calculation prior to cost allocation. Thus, this dissertation aims to develop a tariff process focused on the construction and selection of multiple operating scenarios, adhering to the reliability levels used in planning and the sources seasonality as a reference for cost allocation based on the use of the system. This approach intends to embed greater efficiency and justice to the tariff calculation, promoting the enhancement of locational signaling. This proposed procedure will be evaluated in terms of desired properties and feasibility in large systems in a case study developed with the Brazilian system. The case study results will be compared with applying the methodology proposed by ANEEL in public consultation 39/2021.