Estimating technical losses is fundamental to the planning and economics of electric power networks. This paper surveys the evolution of the ideas behind energy loss estimation and focuses on the development of the concepts of the loss factor and equivalent hours. The paper next identifies difficulties in using maximum demands and the loss factor to estimate energy losses. Based on this analysis, this study proposes an alternative loss estimation approach that relies on the "loss coefficient" as the fundamental parameter for describing load variations in loss estimation. A large load-curve data bank from Brazilian utilities is used to characterize load-curve parameters and provide perspective on the old and new concepts. Practical applications put the proposed ideas into perspective, showing how the use of average demands and loss coefficient can help to make better cable choices, increase accuracy in loss estimation for distribution transformers, and enhance the quality of information in loss estimation analysis.

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O trabalho utiliza modelo inédito de cálculo de Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD na forma microgranular, calculadas por unidade consumidora e por hora, seguindo o princípio tarifário da causalidade de custos. O modelo é aplicado à concessionária de distribuição real utilizando dados dos processos de revisão tarifária periódica, constituindo o caso base de estudo. Das curvas tarifárias é possível calcular um Benefício Econômico – BE (R$/MWh) para cada unidade consumidora, decorrente da instalação de Sistemas de Armazenamento de Energia – SAE em função do tempo de descarga no período de ponta. Ao se aplicar uma única tarifa horária para todos consumidores (modelo vigente) obtém-se um BE de 469,93 R$/MWh, enquanto o percentil 95% dos BE de cada uma das unidades consumidoras (modelo proposto) resulta em 1.375,19 R$/MWh para 3 horas de descarga. Adicionalmente são apresentadas as distribuições de probabilidade demonstrando a influência da aplicação de uma tarifa dinâmica em detrimento de uma tarifa horária isonômica para área de concessão, o que poderia aumentar significativamente a viabilidade de investimentos em SAE pela concessionária ou consumidores. O modelo se mostrou robusto e demonstra a viabilidade de adotar modelos holísticos na definição das tarifas, que observe a integralidade os efeitos da inserção dos Recursos Energéticos Distribuídos, em detrimento do reducionismo adotado atualmente no ambiente regulatório.

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