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Estudo em precificação e tarifação como recurso energético para as regiões com características similares ao
Médio Paranapanema.
Projeto de Formatura apresentado ao Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo.
Formandos: Renato Citrini Amaro Rodrigo Carlana da Silva
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PEA-507 - PROJETO DE FORMATURA II
Estudo em precificação e tarifação como recurso energético para as regiões com características similares ao
Médio Paranapanema.
Relatório Final Formandos: Renato Citrini Amaro Rodrigo Carlana da Silva Orientadores: Prof. Dr. Carlos Marcio Vieira Tahan Prof. Dr. Miguel Edgar Morales Udaeta
São Paulo, dezembro de 1998
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À memória de Adalgisa Galetto Citrini
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A Maurinês e Carlos, pais dedicados e presentes.
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AGRADECIMENTOS
A todos aqueles que estiveram relacionados, direta ou indiretamente, à realização deste
trabalho, e em especial àqueles que nos deram grandes alegrias nos momentos difíceis (Zinedine
Zidane); alimentação durante as longas madrugadas (Abilio Diniz e pizzailolos em geral);
entretenimento durante os descansos (Juca Kfouri) e energia (elétrica) fornecida impecavelmente
por todo o sistema atualmente instalado.
Agradecemos ainda àqueles sempre presentes em todas as sessões de trabalho
(Creature) e a todos que não atrapalharam o sucesso desse trabalho.
Sumário
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1. INTRODUÇÃO........................................................................................................................................................ 1
2. OBJETIVOS PRINCIPAIS .................................................................................................................................... 3
3. MODELO ATUAL DO SISTEMA ENERGÉTICO BRASILEIRO .................................................................. 4
3.1. HISTÓRICO ......................................................................................................................................................... 4
3.2. PANORAMA GERAL DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ..................................................................................... 5
3.3. LEGISLAÇÃO VIGENTE - ANÁLISE E ESTUDO ....................................................................................................... 6
3.4. A AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (ANEEL)............................................................................... 10
3.5. COMISSÃO DE SERVIÇOS ENERGÉTICOS DE ESTADO DE SÃO PAULO ................................................................ 10
4. ATUAL FORMA DE TARIFAÇÃO.................................................................................................................... 13
4.1. DEFINIÇÃO....................................................................................................................................................... 13
4.2. IMPLICAÇÕES DA PORTARIA 459, DNAEE NOVEMBRO DE 1997...................................................................... 16
5. FORMAÇÃO DE TARIFAS ................................................................................................................................ 18
5.1. MONOPÓLIOS NATURAIS.................................................................................................................................. 18
5.2. MERCADOS CONTESTÁVEIS ............................................................................................................................. 19
5.3. A REGULAÇÃO ECONÔMICA NO SETOR ELÉTRICO ........................................................................................... 20
5.4. TIPOS DE TARIFAS............................................................................................................................................ 21
5.4.1. Tarifação pela Taxa de Retorno ou pelo Custo do Serviço ........................................................................ 24
5.4.2. Tarifação pelo Teto..................................................................................................................................... 24
5.4.3. Tarifação pelo Valor do Uso ...................................................................................................................... 25
5.4.4. Tarifação pelo Custo Médio ....................................................................................................................... 25
5.4.5. Tarifação pelo Passivo ............................................................................................................................... 26
5.4.6. Tarifação pelo Preço .................................................................................................................................. 26
5.4.7. Tarifação pelo Custo Marginal .................................................................................................................. 26
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6. PLANEJAMENTO INTEGRADO DE RECURSOS (PIR)............................................................................... 28
6.1. O PIR PARA O SETOR ELÉTRICO (PIRSE)......................................................................................................... 29
6.2. ESTRUTURA BÁSICA DO PIR ............................................................................................................................ 30
6.3. CONDIÇÕES PARA UM PIR BEM SUCEDIDO ....................................................................................................... 30
7. CARACTERIZAÇÃO DA REGIÃO DO MÉDIO PARANAPANEMA.......................................................... 32
7.1. CARACTERÍSTICAS DA ENERGIA ELÉTRICA ...................................................................................................... 36
7.2. O PIR NO MÉDIO PARANAPANEMA ................................................................................................................. 39
8. ANÁLISE DE CARGA ......................................................................................................................................... 43
8.1. CURVA DE CARGA............................................................................................................................................ 44
8.1.1. Sazonalidade do Consumo - Anual............................................................................................................. 44
8.1.2. Sazonalidade do Consumo - Semanal......................................................................................................... 45
8.1.3. Curva de Carga Industrial.......................................................................................................................... 46
8.1.3.1. Demanda Tipo Plano ...........................................................................................................................................47
8.1.3.2. Demanda Tipo Modulada ....................................................................................................................................48
8.1.3.3. Demanda Tipo Duas Pontas.................................................................................................................................48
8.1.3.4. Demanda Tipo Super Modulada ..........................................................................................................................49
8.1.4. Curva de Carga Residencial....................................................................................................................... 49
8.1.5. Curva de Carga Rural ................................................................................................................................ 50
9. ESCOLHA E APLICAÇÃO DO MODELO TARIFÁRIO PARA CADA SETOR DE CONSUMO............ 52
9.1. SETOR RESIDENCIAL ........................................................................................................................................ 52
9.2. SETOR INDUSTRIAL .......................................................................................................................................... 55
9.3. SETOR RURAL .................................................................................................................................................. 57
9.4. PROPOSTAS DA SECRETARIA DE ENERGIA DO MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA ............................................ 57
9.5. METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO............................................................... 59
10. CONCLUSÕES E CONSIDERAÇÕES FINAIS............................................................................................ 64
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11. REFERÊNCIAS: ............................................................................................................................................... 66
12. ANEXO I - A AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL .......................................... 68
13. ANEXO II - GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICO-ECONÔMICOS...................................................... 74
14. ANEXO III - APLICAÇÃO DE EQUIPAMENTOS PARA CONTROLE DE DEMANDA NO SETOR
RESIDENCIAL .............................................................................................................................................................. 78
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Índice de Tabelas
TABELA 1 - CARACTERÍSTICAS DO MPP ......................................................................................................................... 34
TABELA 2 - PRINCIPAIS RIOS DA REGIÃO DO MPP ........................................................................................................... 35
TABELA 3 - DEMANDA DE ENERGIA - HISTÓRICO E PREVISÃO ........................................................................................ 38
TABELA 4 - PREVISÃO DE CRESCIMENTO DE CONSUMO NA REGIÃO DO MPP ................................................................. 39
TABELA 5 - USINAS HIDROELÉTRICAS NO MPP (1995)................................................................................................... 40
TABELA 6 - ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA EXIGIDA PELA LIGHT .......................................................................................... 79
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Índice de Figuras
FIGURA 1 - MAPA DA REGIÃO DO MPP ........................................................................................................................... 33
FIGURA 2 - CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS E ECONÔMICAS DA REGIÃO............................................................................ 36
FIGURA 3 - CRESCIMENTO DA DEMANDA NO MPP.......................................................................................................... 38
FIGURA 4 - CURVAS DE CARGA - SAZONALIDADE........................................................................................................... 45
FIGURA 5 - CONSUMO SEMANAL ..................................................................................................................................... 46
FIGURA 6 - CURVA DE CARGA - INDUSTRIAL................................................................................................................... 47
FIGURA 7 - DEMANDA TIPO PLANA................................................................................................................................. 47
FIGURA 8 - DEMANDA TIPO MODULADA......................................................................................................................... 48
FIGURA 9 - DEMANDA TIPO DUAS PONTAS ..................................................................................................................... 49
FIGURA 10 - DEMANDA TIPO SUPER MODULADA............................................................................................................ 49
FIGURA 11 - DEMANDA RESIDENCIAL............................................................................................................................. 50
FIGURA 12 - DEMANDA RURAL....................................................................................................................................... 51
FIGURA 13 - MÓDULO TRANSMISSOR DE SINAL ............................................................................................................... 80
FIGURA 14 - MÓDULO RECEPTOR .................................................................................................................................... 81
FIGURA 15 - DIAGRAMA DE INSTALAÇÃO/LIGAÇÃO ........................................................................................................ 81
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1. INTRODUÇÃO
Este trabalho levanta aspectos concernentes a tarifação e precificação da energia elétrica,
visando um melhor aproveitamento dos recursos disponíveis para sua geração, co-geração,
conservação e uso racional.
A precificação difere-se da tarifação pois incorpora o conceito de recursos no contexto de
Planejamento Energético, isto é, cada forma de encarar a formação de preços, implica numa
possibilidade de previsão da demanda.
O estudo baseia-se no conceito do Planejamento Integrado de Recursos (PIR), avaliando
uma gama de alternativas que incluem o aumento da capacidade instalada, uso de fontes
renováveis, uso racional e eficiente da energia, de modo a obter uma energia de boa qualidade e
de baixo custo a curto e longo prazo.
O trabalho engloba análise de modelos tarifários existentes aplicáveis às diferentes
regiões, modelos esses determinados e regulamentados pela ANEEL e pela CSPE-SP, o estudo e
a aplicação da filosofia e dos fundamentos do PIR, a análise das alternativas de precificação
como recursos de estratégias energéticas para a região do Médio Paranapanema e, finalmente, a
aplicação do modelo tarifário que mais se adequar à região através da proposição de um plano
preferencial para a região para um período de 10 anos.
Assim, este estudo aborda a região do Médio Paranapanema, situada ao sudoeste do
Estado de São Paulo, sendo a terceira região menos desenvolvida do estado, ficando à frente
somente do Pontal do Paranapanema e do Vale do Ribeira. Diante deste cenário, o uso racional
da energia elétrica tem sido um fator de grande importância para o desenvolvimento sustentado
da região.
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Foi escolhida a região do Médio Paranapanema por melhor caracterizar os objetivos do
projeto e, de qualquer maneira, os resultados são aplicáveis nas regiões com características
similares.
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2. OBJETIVOS PRINCIPAIS
Além da familiarização com os modelos de tarifação já regulamentados, este estudo tem
por objetivo estabelecer as abordagens para tratamentos de preços e tarifas inerentes a questões
regulatórias, indicando a metodologia de escolha dentre as alternativas de suprimento de energia
a serem utilizadas em localizações semelhantes ao Médio Paranapanema, seguindo os conceitos
do PIR procurando um desenvolvimento sustentado. A partir da escolha dos recursos, será
possível responder ao comportamento da demanda de energia dentro do prazo de 10 anos
(estipulado para efeito de estudo), através da formulação de um plano preferencial.
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3. MODELO ATUAL DO SISTEMA ENERGÉTICO BRASILEIRO
3.1. Histórico
Em 1977 a Eletrobrás iniciou estudos para a determinação dos custos finais de energia
elétrica, objetivando a determinação de novas tarifas de suprimento entre empresas e de
fornecimento para consumidores.
Em 1979 foi publicado o primeiro estudo (Estrutura do Sistema Tarifário Brasileiro de
Energia Elétrica com Base nos Custos Marginais) que examinou a viabilidade da determinação
dos custos dos fornecimentos de energia elétrica do Brasil aplicando-se a Teoria Marginalista. A
conclusão foi que a Teoria Marginalista era viável, tendo sido apresentado diversos cálculos com
valores numéricos estimados.
De 1980 a 1981 outro estudo foi realizado, intitulado: “Estrutura Tarifária de Referência
para Energia Elétrica” cujo objetivo era a certificação das tendências do primeiro estudo, utilizando
dados mais elaborados e divulgando as técnicas desenvolvidas permitindo a decisão política de
aplicação de tarifas diferenciadas em alta tensão (tarifa horo-sazonal).
Após 1981 os trabalhos foram concentrados em basicamente dois pontos:
1. Aperfeiçoamento das metodologias de cálculo de custos e de caracterização de carga
no sistema elétrico, ao mesmo tempo em que se procurou elaborar melhor os dados respectivos
desenvolveram-se diversas ferramentas, tais como o modelo probabilístico de análise do
comportamento de redes de interconexão, modelo de regionalização dos custos de produção,
métodos econométricos de cálculos dos custos de desenvolvimento das redes de interconexão,
repartição e distribuição, técnica de realização de campanhas de medidas, métodos de análise de
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carga, modelo de previsão de curva de carga e métodos de cálculo para passagem dos custos
marginais às tarifas de referência.
2. Aplicação das tarifas de fornecimento, iniciando a sua aplicação pelos grandes
consumidores. Para tanto foram desenvolvidos trabalhos relativos a implantação das tarifas
compreendendo: divulgação dos conceitos básicos junto as empresas de energia elétrica;
divulgação nos meios de comunicação, visando a promoção do melhor conhecimento das tarifas
pelo consumidor; desenvolvimento de novos equipamentos de medição pela indústria nacional e o
equacionamento de problemas práticos nos campos jurídico, comercial e econômico.
3.2. Panorama geral do sistema elétrico brasileiro
As dificuldades econômicas pelas quais o país passou, geraram grandes cortes nos
investimentos no setor de energia elétrica, causando uma forte queda na quantidade e
principalmente qualidade da energia fornecida. Essas dificuldades são de ordem técnica, tais
como precariedade da rede de distribuição e transmissão e desequilíbrio entre a oferta e a
demanda, e de ordem econômica, como tarifas que não geram receita para investimentos e
conseqüentemente endividam as empresas fornecedoras de energia.
Nota-se então a necessidade de incentivos tarifários numa tentativa de mudança de
comportamento dos consumidores, a fim de tornar o uso da energia elétrica mais racional. Os
consumidores então poderiam utilizar-se dessa energia em horário e estação do ano em que seu
custo fosse mais baixo (tarifa horo-sazonal). Porém é necessário um conhecimento prévio dos
custos de fornecimento de energia elétrica em vários pontos da rede, além das horas e estação
do ano em que essa energia é consumida.
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Utilizou-se então a teoria dos custos marginais, que baseia-se no custo de fornecimento
para atender a um consumo unitário adicional a um existente, quer num ponto da rede, quer numa
hora determinada, quer num dado período do ano, ou seja, custo marginal é entendido como a
relação entre o acréscimo do custo total do sistema de geração provocado pelo incremento do
mercado de energia elétrica, e a quantidade de energia acrescida ao sistema. Sua unidade usual
é o US$/MWh.
Assim pode-se estabelecer uma base tarifária que induza o consumidor a buscar
consumos onde a energia é mais barata.
Atualmente o Brasil está passando por um período de transição com relação ao mercado
de energia elétrica devido ao grande movimento de privatização das companhias do setor
passando estas ao capital privado, restando ao Estado apenas o caráter de fiscalização e
regulação do fornecimento de energia.
Apesar disso e da vigência da lei 8631, o estudo tarifário realizado pelo Brasil no início dos
anos 80 constitui importante referência a respeito de um modelo de tarifa pelo custo do serviço,
realizada com o intuito de se repartir os custos entre todos os consumidores de modo justo.
3.3. Legislação vigente - análise e estudo
Dentre as leis, decretos e portarias que regulamentam o setor, tem-se:
Decretos:
• Decreto n.º 2335 de 06 de outubro de 1997:
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Constitui a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, autarquia sob regime
especial, aprova sua Estrutura Regimental e o Quadro Demonstrativo dos cargos em
Comissão e Funções de confiança e dá outras providências.
Cria a ANEEL, uma agência com autonomia patrimonial, administrativa e financeira,
vinculada ao Ministério das Minas e Energia. As finalidades, diretrizes e competências
da ANEEL estão relacionadas no Anexo 1 deste relatório.
• Decreto n.º 1009 de 22 de dezembro de 1993:
Cria o Sistema Nacional de Energia Elétrica (SINTREL) e dá outras providências.
Além de criar o SINTREL, este decreto define a ELETROBRÁS como coordenadora da
expansão e operação da malha básica, definindo também que a operação e
manutenção das instalações elétricas que compõem o SINTREL serão de
responsabilidade das empresas integrantes.
• Decreto n.º 915 de 06 de setembro de 1993:
Autoriza a formação de consórcios para geração de energia elétrica.
Este decreto além da autorização, regulamenta o contrato de consórcio, constituído
para gerar energia para uso exclusivo dos consorciados, contrato este que deverá
conter o prazo de vigência da concessão e a restrição à produção de energia para uso
exclusivo dos consorciados. O decreto estipula que o excedente de energia produzido
poderá ser negociado com os concessionários de serviços públicos de energia elétrica.
Portarias:
• Portaria n.º 337 de 22 de abril de 1994:
Regula o Sistema Nacional de Transmissão de Energia Elétrica - SINTREL.
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Esta portaria constitui, define e conceitua o SINTREL (originalmente constituído pelas
instalações de transmissão de propriedade das empresas integrantes, em nível de
tensão igual ou superior a 69kV); regula suas atribuições e responsabilidades, os
requisitos básicos para acesso e utilização do SINTREL; define a tarifa da transação de
transmissão, o contrato para acesso e utilização do sistema e as condições de
comercialização e contabilização.
• Portaria n.º 349 de 28 de novembro de 1997:
Aprova o regimento interno da ANEEL, regulamentando sua natureza e finalidade, sua
estrutura organizacional, composição de sua Diretoria, atribuições de seu diretores,
normas de organizações e dos atos administrativos, contratos de gestão e audiências
públicas.
Leis:
• Lei n.º 8987 de 13 de fevereiro de 1995:
Dispõe sob o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos
previsto no artigo n.º 175 da constituição federal, e dá outras providências.
Além disso, esta lei define o que é serviço adequado direitos e obrigações dos usuários;
estabelece a política tarifária; regulamenta as licitações, contratos de concessão e
encargos do poder concedente e da concessionária. A lei também conceitua e
regulamenta intervenções, extinção de concessões e permissões.
• Lei n.º 9427 de 26 de dezembro de 1996:
Institui a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, disciplina o regime das
concessões de serviços públicos de energia elétrica e dá outras providências.
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Além de instituir a ANEEL, regulamentando as atribuições e a organização da agência,
esta lei estipula as receitas da agência; regulamenta o regime econômico e financeiro
das concessões de serviço público de energia elétrica e a descentralização das
atividades (abrange os serviços e instalações de energia elétrica exceto os de geração
de interesse do sistema elétrico interligado e os de transmissão integrantes da rede
básica).
• Lei n.º 9074 de 07 de julho de 1995:
Estabelece normas para outorga e prorrogação das concessões e permissões de
serviços públicos e dá outras providências.
Com relação aos serviços de energia elétrica, esta lei limita o prazo necessário a
amortização dos investimentos em 35 anos para a geração de energia elétrica e 30
anos para a distribuição e transmissão; especifica o que é objeto de concessão e
autorização (potenciais hidráulicos, usinas termelétricas); define produtor independente,
especificando também para quem poderá ser feita a venda da energia desse produtor;
regulamenta as opções de compra de energia elétrica por parte dos consumidores e as
instalações de transmissão e dos consórcios de geração; e estabelece as normas de
prorrogação das concessões atuais.
Devido a atual fase de transição do modelo energético brasileiro (de estatal para privado)
algumas das questões regulatórias não estão definidas e outras definiram-se no transcorrer dos
últimos meses desse ano, porém é de grande importância conhecer a legislação brasileira
vigente.
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3.4. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)
No caso da prestação de serviço público de energia elétrica no Brasil, o poder concedente
é a União, cabendo-lhe a responsabilidade de legislar e fixar critérios gerais para todo o território
brasileiro.
A atual representação do poder concedente está sendo exercida pela Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL), que dá continuidade às atividades do DNAEE - Departamento Nacional
de Águas e Energia Elétrica, que exerceu essa função desde 1977, incorporando os novos
requisitos para a modernização da indústria de energia elétrica no Brasil.
A ANEEL tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e
comercialização de energia elétrica, de acordo com a legislação e em conformidade com as
diretrizes e as políticas do governo federal.
Mesmo se capacitando com os recursos humanos previstos, a ANEEL necessita de
agilidade operacional para cumprir suas funções no segmento da distribuição. Suas ações
fiscalizadoras serão ainda dificultadas em razão do crescente número de concessionárias e ao
distanciamento dos mercados que estarão regidos pela ótica privada de maximizar os resultados
econômicos.
A formação dessa agência de regulação da industria elétrica no Brasil cria uma nova
perspectiva a médio prazo para o país. A curto prazo a tarefa prioritária da agência é sua própria
estruturação e capacitação além do desenvolvimento de leis necessárias ao exercício de suas
funções de regulação e orientação das práticas dos diversos intervenientes. As finalidades,
diretrizes e competências da ANEEL estão relacionadas no Anexo 1 deste relatório.
3.5. Comissão de Serviços Energéticos de Estado de São Paulo
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A CSPE tem por finalidade regular, controlar e fiscalizar: a distribuição de energia elétrica
por delegação da ANEEL, conforme Lei Federal 9427/96
Na realização das finalidades, a CSPE adotará as seguintes diretrizes:
• coibir a ocorrência de discriminação no uso e acesso à energia;
• proteger o consumidor no que diz respeito a preços, continuidade e qualidade do
fornecimento de energia;
• aplicar metodologias que proporcionem a modicidade das tarifas;
• assegurar à sociedade amplo acesso a informações sobre a prestação dos serviços
públicos de energia e atividades da CSPE, assim como a publicidade das informações
quanto à situação da qualidade da prestação do serviço e critérios de determinação das
tarifas.
A CSPE tem instrumentos para promover o aperfeiçoamento da qualidade do fornecimento
de energia elétrica e de gás, no Estado de São Paulo. As atribuições da Comissão estão
regulamentadas por Lei e consolidadas através de um convênio firmado com a Agência Nacional
de Energia Elétrica - ANEEL no caso de energia elétrica. Ainda mais, os critérios de fiscalização a
serem empreendidos pela CSPE estão detalhados nos contratos de concessão firmados entre a
União e o concessionário.
Foi desenvolvido o "Projeto de Qualidade no Fornecimento de Energia Elétrica" que
estabelece critérios objetivos para caracterizar os níveis de qualidade dos serviços prestados no
período que antecedeu o .processo de desestatização das grandes empresas distribuidoras do
Estado. Esses critérios estão expressos no contrato de concessão das novas empresas
concessionárias e o seu não cumprimento leva a aplicação de penalidades que podem, inclusive,
ser revertidas em favor do cliente que teve a qualidade de seu atendimento prejudicada.
Esses critérios são indicadores que refletem a qualidade da continuidade do fornecimento
de energia, ou seja, que medem a ocorrência de interrupções e a frequência com que estas
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ocorrem. São definidos também, indicadores que avaliam a eficácia com que os serviços de
atendimento de emergência são disponibilizados e a frequência com que esses serviços precisam
ser acionados pelos consumidores. Existirão ainda indicadores que retratam a performance do
atendimento comercial, em especial os prazos decorridos para que determinada solicitação seja
atendida ou para que uma situação indevida seja corrigida.
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4. ATUAL FORMA DE TARIFAÇÃO
4.1. Definição
Até a edição da Lei 8631 de março de 1993, as tarifas de energia elétrica eram fixadas sob
a forma de serviço pelo custo.
Estas tarifas eram estabelecidas com base no custo do serviço prestado, composta
basicamente das seguintes parcelas:
• Os custos de exploração, composto dos custos de operação e manutenção dos bens e
instalações de serviço;
• Os custos de conservação dos ativos, relativo a depreciação dos bens e instalações
em serviços;
• A rentabilidade do capital, que corresponde a um percentual sobre o custo de
investimentos nos bens e instalações em serviço.
O nível das tarifas era conseqüência deste custo de serviço legal e era estimado para o
período no qual elas eram fixadas. A estrutura dessas tarifas eram definidas com base nos dados
e informações de origem contábil.
A partir da Lei 8987 de fevereiro de 1995, as tarifas passaram a ser definidas em processo
de licitação, portanto pelo preço, permitindo a participação tanto do capital público como do
privado.
O conjunto tarifário atual é simples para os pequenos consumidores e mais elaborado para
os maiores.
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Este conjunto compreende três grandes grupos com denominação em cores:
• Tarifa Azul - Horo-Sazonal;
• Tarifa Verde - Binômia;
• Tarifa Amarela- Monômia.
A Tarifa Azul - Horo-Sazonal compreende as tarifas H's com cinco versões base, todas
com estrutura horo-sazonal e de acordo com a portaria nº33 do DNAEE de 11 de fevereiro de
1988, demanda superior ou igual a 50kW, porém diferenciadas conforme a tensão de
fornecimento:
• H1 - tensão de 230kV ou mais.
• H2 - tensão de 138 a 88kV.
• H3 - tensão de 69 a 25kV.
• H4 - tensão de 25 a 2,3kV.
• H5 - tensão inferior a 2,3kV.
A Tarifa Verde - Binômia, composta de um preço de demanda (kW) e um preço de
consumo (kWh), é destinada aos consumidores atendidos em tensão de fornecimento inferior a
69kV com demanda superior a 50kW e aos de baixa tensão de maior porte.
A Tarifa Amarela - Monômia composta apenas pelo preço da energia é dividida em quatro
subgrupos: residencial, rural, iluminação pública e outros.
O conjunto tarifário obtido a partir dos custos contábeis pode ser confrontado com o
conjunto tarifário definido a partir de um enfoque marginalista (tarifas de referência) evidenciando
desta forma possíveis distorções.
Para o cálculo das tarifas, sob um enfoque marginalista, é necessário um perfeito
conhecimento do comportamento da carga e do custo nos diversos níveis e subdivisões do
sistema elétrico.
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Para a obtenção destas tarifas de referência, a seguinte seqüência de passos deve ser
seguida :
• Caracterização da carga;
• Determinação dos custos marginais do sistema;
• Determinação das tarifas de referência;
A malha de repartição inicia-se nas subestações de extra alta tensão/alta tensão e destina-
se a suprir os consumidores de maior porte e as subestações de distribuição.
A função de repartição é trabalhada com dois tipos de metodologia para apuração dos
custos marginais: na tensão mais alta (230kV), as descontinuidades são consideradas no cálculo
e, adota-se Custo Incremental Médio de Longo Prazo (CIMLP); nas tensões mais baixas (138kV a
69 kV), é viável o uso de processos econométricos que tem por base a curva de tendência dos
investimentos. Essas permitem o levantamento de séries temporais do passado e a aplicação das
Leis de Quantidades de Obras (LQO's).
Os grupamentos tarifários da função de repartição anteriormente descrita são o A1, A2 e
A3.
As redes de distribuição tem por finalidade abastecer os conglomerados urbanos e
também os rurais. Na função de distribuição não existem descontinuidades importantes. Nesse
sentido, o método das Leis de Quantidades de Obras é aplicado sendo os grupos tarifários
correspondentes o A3a, A4 e BT.
A tarifa de referência é aquela que para um determinado conjunto de fornecimento, reflete
o melhor possível os seus custos marginais tendo em conta as distintas características de cargas
individuais.
A tarifa de referência permite mensurar os benefícios para o Sistema Elétrico e
consumidores, decorrentes da mudança de comportamento das cargas que um sinal tarifário
adequado pode proporcionar.
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4.2. Implicações da Portaria 459, DNAEE novembro de 1997
A portaria 459 regulamenta as condições de acesso aos sistemas de Transmissão e de
Distribuição.
Segundo esta portaria, todos os investimentos necessários à conexão a Rede Elétrica,
cabem aos usuários dos sistemas de transmissão e distribuição. Entendendo-se por usuários do
sistema, os geradores, consumidores livres e concessionários que firmarem os contratos de
compra e venda de energia elétrica e que venham a utilizar a Rede Elétrica. Os reforços e
antecipações de investimento no Sistema de Transmissão e em instalações de uso compartilhado,
são de responsabilidade das atuais concessionárias de transmissão ou das novas
concessionárias que venham a surgir.
Às unidades consumidoras dos usuários, além dos investimentos em conexão, também
estão sujeitas aos encargos pelo uso do Sistema de Distribuição, que são estabelecidos hoje em
valores médios por subgrupo tarifário, de modo específico para cada concessionária
Distribuidora.
As tarifas de uso do Sistema de Distribuição, foram definidas segundo o DNAEE de forma
que os valores considerassem a remuneração e amortização dos investimentos, os custos de
operação e manutenção e as perdas de energia do Sistema de Distribuição. As tarifas de uso são
compatíveis com as condições de atendimento de cada sistema e são calculadas com base nos
valores contratados de demanda para horário de ponta, constantes nos Contratos de Conexão
com a Rede Elétrica e nos valores medidos de demanda nos horários de ponta, normal e
incentivado.
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As transações de acesso em que as unidades geradoras e consumidoras dos usuários
estiverem conectadas ao Sistema de Distribuição, estarão sujeitas também aos encargos pelo uso
do Sistema de Transmissão. Os encargos de conexão da forma como foram elaborados, definem
claramente uma abordagem tipo "conexão rasa".
A conexão rasa, é aquela em que o consumidor paga apenas o investimento necessário a
sua conexão a rede, todos os investimentos que venham surgir na malha principal, em função
desta conexão, são absorvidos pela concessionária.
As tarifas de uso, em vigor, continuam em caráter transitório sendo determinadas em
função dos custos contábeis de serviço, caracterizada por sua simplicidade e garantia na
recuperação dos custos incorridos. Estas implicam em contra partida, na desvantagem da
ineficiência econômica e uma total falta de incentivos junto aos consumidores.
Sendo as tarifas definidas a partir dos custos contábeis, todo consumidor, pertencente a
um determinado nível de tensão, independente de sua localização dentro de uma área de
concessão da empresa de Distribuição, estarão sujeitos as mesmas tarifas (tarifa selo por nível de
tensão). Isto evidencia uma total ausência de sinalização de preços por parte da Distribuidora de
Energia.
Os consumidores estão pagando atualmente, na tarifa de fornecimento de cada subgrupo
tarifário, as tarifas de suprimento, os custos de comercialização e de distribuição.
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5. FORMAÇÃO DE TARIFAS
Para o estudo da formação de tarifas é necessário o conhecimento de certas definições
como as de monopólios naturais, mercados contestáveis e regulação econômica para o setor. Isto
porque esses elementos são a base para caracterizar a precificação (ou processo de valoração).
O Anexo 2 mostra a definição de alguns termos técnicos econômicos citados neste capítulo.
5.1. Monopólios Naturais
Um monopólio natural está caracterizado se, para todos os valores relevantes de
produção, houver subaditividade em uma única empresa. Uma função de custo é subaditiva
quando o custo de produzir o todo é menor que a soma dos custos de produção das partes. Toda
empresa que satisfizer essa condição pode produzir com custos não maiores do que os incorridos
por duas ou mais empresas cuja produção total seja igual ao produzido pela empresa única.
Para confirmar a subaditividade deve-se conhecer os valores de custos de uma única
empresa, e os valores de custos que seriam encorridos por mais empresas atuando no mesmo
mercado. Quando empresas de múltiplos produtos são analisadas fica mais evidente a
importância do conceito de subaditividade. Nesses casos, relacionar o monopólio natural com
custos médios decrescentes é pouco compreensível, pois as funções de custo envolvem mais que
um único produto. A multiplicidade da empresa pode ser entendida como produtos fisicamente
distintos, variações do mesmo produto, adequadas a diferentes demandas e produtos similares
vendidos em diversos lugares e preços.
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Assim, um monopólio natural é uma indústria em que as economias de escala, ou seja, a
tendência de custos médios decrescerem quanto maior for a produção da empresa, são contínuas
até o ponto em que uma companhia supre a demanda inteira.
Em um monopólio natural, o atendimento à demanda por um produto ou serviço é
realizado de modo mais eficiente e econômico, incorrendo em menores custos na alocação de
menor quantidade de recursos através de uma única empresa, sempre que fatores outros que não
econômicos (políticos, sociais, etc.) não intervenham em todo o processo ao invés de um sistema
de mercado competitivo que se configura com a livre entrada e saída de ofertantes.
5.2. Mercados Contestáveis
Um mercado contestável é aquele que não apresenta nenhuma barreira a entrada de um
novo competidor, possibilitando sua participação lucrativa.
Quando há a possibilidade de entrada ou saída de um novo competidor sem que ocorram
perdas significativas e sem que o monopolista possa utilizar preços predatórios, pode-se falar em
competição e portanto um mercado contestável.
Na teoria dos mercados contestáveis, existe um novo conceito: economias de escopo, que
resultam da produção simultânea de diferentes produtos por uma única empresa que consegue
custos menores que os realizados por diferentes empresas ao produzir esses mesmos diferentes
produtos.
O conceito de economia de escopo pode ser considerado como uma forma restrita de
subaditividade, com a condição dos valores relevantes de produção não conterem componentes
em comum, e representa uma condição necessária e suficiente para a existência de empresas de
múltiplos produtos de mercados contestáveis.
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5.3. A Regulação Econômica no Setor Elétrico
As diferenças entre o fornecimento de energia elétrica para um pequeno consumidor
residencial e o fornecimento para uma grande indústria, além das diferenças técnico-econômicas
entre fornecimento de ponta e fora de ponta, permite que a indústria de eletricidade possa ser
considerada como uma indústria de produtos múltiplos (diferentes níveis de tensão e diferente
demanda) e nesse sentido é considerada um monopólio natural quando subaditividade ou
economias de escala e escopo.
Sendo o mercado de grandes consumidores contestável, um competidor com livre acesso
à transmissão e distribuição está livre dos custos irrecuperáveis e pode disputar parte do mercado
em condição de concorrência, se a concessionária não praticar preços predatórios.
O grande consumidor pode obter preços menores comprando diretamente de um
fornecedor do que junto à concessionária (que também é fornecedora para pequenos
consumidores), que compensa seu prejuízo aumentando o preço dos consumidores não
conectados a transmissão. Então, quando não há o impedimento desse tipo de subsídio cruzado
por parte de um poder regulador teremos uma economia de escopo artificial.
Podemos considerar então a transmissão e distribuição de energia elétrica, a princípio e
teoricamente, como monopólios naturais pois um mesmo conjunto de cabos elétricos apresenta
economia de escala, isto é, seus custos médios decrescem quanto maior a produção. Na geração,
a crescente utilização de plantas maiores e mais eficientes também representa um monopólio
natural, no contexto teórico aqui mencionado. Assim, por exemplo, na análise atual e de curto
prazo, pequenas plantas de geração térmica são mais baratas e possuem maior rendimento
fazendo com que a energia gerada por uma nova e pequena usina térmica apresente custos
menores que os anteriores devido aos custos irreversíveis das velhas usinas, ganhando
competitividade econômica. Essas considerações nem sempre são válidas no caso de
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hidrelétricas, onde as usinas antigas apresentam custo de geração extremamente baixos e em
que as novas tecnologias não reduziram o custo nem aumentaram o rendimento dos pequenos
aproveitamentos. Deve-se lembrar, porém, que tais considerações vêm carregadas de
fundamentos estabelecidos num ambiente de regulação e de empresas estatais e quando se tem
apenas o estado regulados e a empresa privada vêm a tona muitas outras considerações.
A indústria de eletricidade apresenta outro fator característico: a oferta e a demanda
devem estar equilibradas. Os custos estão fortemente ligados a produção, podendo levar a
externalidades que são absorvidas por uma estrutura verticalizada ou por uma coordenação entre
empresas através de contratos ou organismos controladores de despachos.
5.4. Tipos de Tarifas
As tarifas devem ser resultantes da adequada remuneração dos investimentos requeridos
para a prestação dos serviços nos níveis de qualidade estipulados ou solicitados pelos clientes,
considerando-se as características de consumo de cada um deles. Um componente importante na
formação das tarifas dos serviços prestados é o valor dos ativos em serviço. Portanto destaca-se
a importância de controlar e regular todo o ciclo de formação dos custos dos investimentos de
maneira que o órgão regulador veja a necessidade do estabelecimento de procedimentos que
devem ser seguidos pelas distribuidoras assim como pelas outras entidades que interagem na
Indústria Elétrica.
Na elaboração de uma estrutura tarifária tradicionalmente deve-se considerar:
• Alta taxa de crescimento do mercado, devido a substituição de derivados do petróleo
por energia elétrica ou vice-versa, aumento da população e do número de domicílios
fornecidos;
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• Crescentes ações orientadas a conservação de energia dentre outros aspectos
considerados no escopo desse trabalho;
• Custos crescentes do sistema de produção, interconexão e transporte pesado;
• Comportamento atual dos consumidores quanto a utilização da energia elétrica,
acarretando elevados investimentos para o atendimento de cargas no horário de ponta
(17h00min às 20h30min).
Dessa forma, é interessante melhorar a conformação da curva de carga do sistema para
um melhor aproveitamento de sua capacidade e diminuição dos custos relativos a investimentos,
além da preocupação em adequar as tarifas aos custos.
Logo torna-se necessária, por parte do órgão regulador, a introdução de um sinal tarifário
econômico capaz de provocar maior utilização da energia durante o período de maior demanda.
Pela teoria neoclássica o mercado é responsável por um equilíbrio estável em situações
de concorrência perfeita, situação esta que corresponde ao bem estar coletivo máximo,
entendendo-se o interesse geral como a combinação dos interesses particulares. Neste modelo o
preço ótimo de um recurso energético é igual ao seu custo marginal de produção.
Outras rendas adicionam-se a este custo: a renda da raridade, se a fonte de energia não
for renovável; a renda diferencial, devido às características dos recursos hídricos; a renda do
monopólio, se a estrutura do mercado favorecer a cartelização.
Uma abordagem moderna para os preços da eletricidade parte de alguns objetivos e
critérios não mutuamente consistentes. Alguns critérios básicos, tanto para o serviço público
quanto para o privado, são:
• Os recursos econômicos nacionais devem ser alocados eficientemente, com as tarifas
sinalizando aos consumidores o custo econômico real do suprimento de eletricidade;
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• Devem ser atendidos princípios de justiça e equidade na distribuição de custos aos
consumidores, na estabilidade dos preços e na garantia de um nível mínimo de serviço
para os de baixa renda;
• Os preços devem propiciar receita suficiente para garantir também os investimentos na
expansão do sistema;
• A estrutura tarifária deve ser suficientemente simples para facilitar a medição e a
cobrança dos consumidores;
A abordagem do custo marginal de longo prazo na fixação dos preços de energia elétrica,
pode prover uma estrutura tarifária que atende a esses critérios.
Um processo de precificação implica na consideração abrangente das tarifas, que podem
ser definidas da seguinte maneira:
• Tarifação pela Taxa de Retorno ou pelo Custo do Serviço;
• Tarifação pelo Teto;
• Tarifação pelo Valor do Uso;
• Tarifação pelo Custo Médio;
• Tarifação pelo Passivo;
• Tarifação pelo Preço;
• Tarifação ao Custo Marginal;
Quando tem-se um cenário estatal, no processo de formação de tarifas, deve-se
considerar além de aspectos econômicos, aspectos de ordem política e social. Transferir renda
entre setores via tarifa de energia elétrica pode ser uma decisão melhor estruturada com tarifas
baseadas em custo marginal, em função da capacidade que tal sistema de preços demostra para
quantificar os volumes de subsídios envolvidos na decisão.
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5.4.1. Tarifação pela Taxa de Retorno ou pelo Custo do Serviço
Neste tipo de tarifação, que pode ser aplicado em situações de monopólio, as tarifas são
fixadas de tal forma que haja uma garantia de reembolso de custos e investimentos da
concessionária. Entretanto a utilização desse método de tarifação pode trazer alguns problemas
difíceis de se enfrentar.
É muito difícil a fixação de uma taxa de retorno adequada, pois os reguladores devem
estabelecê-la de acordo com a economia do país. Outra dificuldade é a falta de interesse para
aumentar a produtividade e diminuir os custos, pois sabendo que a tarifa de energia elétrica cobre
os custos pode não ocorrer o estímulo à melhoria da produção e aumento da eficiência
tecnológica e operacional, havendo então a necessidade de um monitoramento adequado das
concessionárias.
Um terceiro aspecto, bastante delicado, é que a taxa de retorno pode levar a investimentos
desnecessários, visando o aumento do ativo remunerável ou ainda investimentos de alto risco.
Desse modo, o órgão regulatório deve ter poder e autonomia para intervir nesses casos.
A tarifação pela taxa de retorno ou pelo custo de serviço permite uma flexibilidade quanto a
cobrança para diferentes tipos de consumidores, desde que os preços médios garantam a taxa de
retorno.
5.4.2. Tarifação pelo Teto
Este modo de tarifação, visando solucionar os problemas gerados pela tarifação pela taxa
de retorno, utiliza-se de informações sobre os custos médios e o nível tecnológico do setor para
estabelecer uma tarifa máxima com base nos custos máximos aceitáveis.
Define-se para esse modo de tarifação um índice redutor como objetivo de incrementar a
produtividade, que deve ser aplicado no decorrer do tempo, conforme a necessidade.
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Porém este modelo apresenta alguns problemas, tais como: a fixação do teto é bastante
polêmica, havendo um forte interesse social envolvido, ou ainda se os custos marginais forem
crescentes ou houver uma grande oferta o redutor deve adequar a taxa a nova situação.
5.4.3. Tarifação pelo Valor do Uso
A tarifação pelo valor do uso baseia-se em vender a energia a preços acima dos custos de
fornecimento para consumidores que podem pagar, ou que são mercado cativo ou ainda
consumidores que não podem prescindir de energia elétrica e vender energia a preços abaixo do
custo para consumidores de baixa renda, ou para os que podem substituir o energético, ou os que
precisam ser conquistados ou ainda para aqueles de interesse estratégico.
Os problemas básicos deste tipo de tarifa são: definição clara de políticas sociais e
econômicas não vinculada a escolha das tarifas (cabendo ao governo esta incumbência, arcando
com seus custos) e esse tipo de estrutura tarifária tende a não relacionar os preços pagos pelos
consumidores com os custos suportados pelo produtor.
5.4.4. Tarifação pelo Custo Médio
Neste modelo tarifário, a tarifa cobrada é única, não diferenciando os consumidores pela
condição social, localização geográfica e importância econômica. Obtém-se o custo médio de
produção e cobra-se a mesma tarifa para toda a região.
Visto que este sistema não diferencia os consumidores, decorre que não são considerados
para efeito de cálculo: o custo de cada consumidor individual para a coletividade, o volume e o
tempo de uso da energia, o custo de transmissão e o uso rural.
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5.4.5. Tarifação pelo Passivo
Esta tarifa é obtida com base no balanço dos resultados da empresa. É composta pelas
seguintes parcelas do passivo:
a) custos de exploração;
b) custos administrativos;
c) custos financeiros;
d) parcela referente aos rendimentos do capital empregado;
e) parcelas referentes à royalties, quando existirem.
5.4.6. Tarifação pelo Preço
Esta tarifa é estabelecida em função do preço apresentado na proposta vencedora de uma
licitação para outorga de concessão do serviço.
5.4.7. Tarifação pelo Custo Marginal
O custo marginal de fornecimento constitui o fundamento para se atribuir a cada grupo de
consumidores a fração correspondente ao custo do serviço que lhe for prestado.
A cada instante, novos consumidores são incorporados ao sistema de energia elétrica e os
antigos continuam a aumentar seu consumo. São esses consumos adicionais que determinam a
ampliação do sistema existente e, em conseqüência, novos custos para a sociedade. O custo
marginal e não o custo médio contábil das instalações em serviço, como referencial tarifário, é que
informa corretamente a cada usuário as conseqüências de seus atos de consumidor.
O custo marginal também se justifica como fundamento das tarifas aos consumidores
antigos, porque, no limite, todo consumidor pode ser considerado à margem, pois a decisão de
modificar o seu consumo está sempre presente. É importante enfatizar que uma mudança no
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hábito de consumo pode ensejar o atendimento de um consumidor adicional, sem necessidade de
expansão do sistema.
Existem duas situações que devem ser levadas em consideração:
1. Quando a demanda máxima é inferior a capacidade instalada disponível, os acréscimos
de consumo são imediatamente satisfeitos pela disponibilidade existente, ou
diminuindo-se o vertimento das barragens nas usinas hidrelétricas ou consumindo-se
mais combustível nas centrais termelétricas. Pode-se falar em um custo marginal de
curto prazo (ou custo marginal de operação) identificado a um suplemento de custos de
produção, transporte e distribuição do fornecimento adicional, sem acréscimo no capital
de investimento. Se houver necessidade de racionamentos ou interrupções de
fornecimento, o custo por eles provocado também será incorporado ao custo marginal
de curto prazo.
2. Quando a demanda máxima tende a ultrapassar a capacidade instalada disponível, há
indução a novos investimentos para garantir o fornecimento. O custo marginal de longo
prazo (ou custo marginal de expansão) está relacionado ao incremento do custo de
produção, transmissão e distribuição, que resulta da antecipação de investimento para
garantir a demanda máxima esperada.
Se o custo marginal de curto prazo for maior que o de longo prazo, haverá interesse de
novos investimentos para aumentar a capacidade de fornecimento de energia elétrica. Se ocorrer
o contrário, os novos investimentos poderão ser postergados. No limite, um sistema de
fornecimento é ótimo se os custos marginais de longo prazo e curto prazo são iguais.
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6. PLANEJAMENTO INTEGRADO DE RECURSOS (PIR)
O PIR pode ser entendido como uma análise de todas as opções possíveis de se realizar
na busca de soluções para a problemática da energia ao longo do tempo, selecionando as
melhores alternativas com a finalidade de garantir a sustentabilidade social, econômica e
ambiental, podendo ser encarado como um instrumento para o estabelecimento de um
Desenvolvimento Sustentado.
O PIR é uma ferramenta que coloca conjuntamente em um mesmo patamar de condições
e expectativas, as opções do lado da oferta e do lado da demanda e desta maneira passa a
escolher um melhor feixe de opções, posto que considera alternativas tais como: redução da
utilização da energia, corte de carga, substituição de energéticos, educação do consumidor, etc.
Pode-se então dizer que o PIR é uma abordagem completa e abrangente, que permite a opção de
custo mínimo com a melhoria da proteção do meio ambiente, conservação e melhoramento no
transporte, na localização e no uso final.
O PIR como um processo de planejamento permite um ganho específico intermediário a
cada passo dado para cada etapa de implantação, no sentido de um ganho amplo e irrestrito de
todos os envolvidos e interessados.
O PIR diferencia-se do planejamento tradicional na classe e na abrangência dos recursos
considerados, na inclusão no processo de planejamento dos proprietários e usuários dos
recursos, nos organismos envolvidos na construção do plano de recursos e nos critérios de
seleção dos recursos.
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6.1. O PIR para o Setor Elétrico (PIRse)
O PIR para o setor elétrico consiste na seleção da expansão da oferta da energia elétrica
através de processos que avaliem todo um conjunto de alternativas que incluem além de um
aumento da capacidade instalada, a conservação e a eficiência energética, autoprodução e fontes
renováveis de modo a garantir que os usuários do sistema recebam uma energia contínua e de
boa qualidade da melhor forma possível, considerando os aspectos técnicos, econômicos e sócio-
ambientais.
Logo o PIR é um planejamento voltado para estabelecer melhor a alocação de recursos,
que implica em: procurar o uso racional de energia, considerar a conservação de energia um
recurso energético, determinar o potencial de conservação e os custos e benefícios envolvidos na
sua implementação, promover o planejamento com maior eficiência energética e adequação
ambiental e realizar a análise de incertezas e riscos associados com os diferentes fatores
externos e as opções de recurso.
A implementação do PIR é necessária devido ao cenário atual do setor elétrico com
inúmeras contradições, questões não resolvidas, como: altos custos das novas usinas,
repotenciamento das usinas paradas, problemas com o meio ambiente, participação da
sociedade, possibilidade da redução das perdas na transmissão e distribuição e de reconfiguração
da rede atual, necessidade de manejo efetivo da carga, os programas de conservação de energia,
a regulamentação vigente, as novas tecnologias, as novas fontes acessíveis, os recursos
alternativos e a busca de um planejamento pelo mínimo custo.
Esses aspectos levam a busca de uma implementação de um planejamento que não é
apenas uma metodologia mas um processo integrado de recursos, onde os recursos constituem-
se em todas as formas factíveis de responder as necessidades da energia elétrica ao menor custo
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possível tanto para o consumidor como para o supridos, e com ampla aceitação da sociedade
com a consideração ambiental, ou seja, um passo no sentido de um desenvolvimento sustentável.
6.2. Estrutura Básica do PIR
O processo de PIR segue algumas etapas ou componentes básicos mas não
necessariamente imutáveis. Deve-se deixar claro que particularidades irão ocorrer em função da
região e do tipo de entidade que assume o PIR. Sendo assim, seguem os pontos principais que
devem ser considerados a cada momento no curto e longo prazo:
• Identificação dos objetivos do plano;
• Estabelecimento da previsão da demanda;
• Identificação dos recursos de suprimento e demanda;
• Valoração dos recursos de suprimento e demanda;
• Desenvolvimento das carteiras de recursos integrados;
• Avaliação e seleção das carteiras de recursos;
• Plano de ação;
• Interação público-privada (com a sociedade);
• Introdução e participação do regulador;
• Introdução e implantação das políticas governamentais;
• Revisões da regulamentação.
6.3. Condições para um PIR bem sucedido
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O PIR é um processo sujeito a falhas quando a autoridade e a responsabilidade ficam
distribuídas em diversos organismos. Tal fato torna necessária a uma instituição que avalie os
resultados, harmonize autoridade e responsabilidade para optar entre alternativas e assim sendo
alocar os recursos necessários e que seja responsável para que os recursos cumpram seus
propósitos. Outro elemento necessário é um sistema de governo coerente e previsível com
capacidade de tomar decisões e estabelecer políticas que possibilitem a implantação do PIR.
Por fim, deve-se privilegiar a sociedade como um todo. Alguém deve tomar as decisões de
proteção do interesse público e ao mesmo tempo ser transparente na avaliação pública.
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7. CARACTERIZAÇÃO DA REGIÃO DO MÉDIO PARANAPANEMA
A região de referência em estudo, o Médio Paranapanema (ver figura 1), com área de
6.237 km2, contando com 15 municípios em 1995 (Assis, Campos Novos Paulista, Cândido Mota,
Cruzália, Echaporã, Florínea, Ibirarema, Lutécia, Maracaí, Oscar Bressane, Palmital, Paraguaçu
Paulista, Pedrinhas Paulista, Platina e Tarumã), sendo que a partir de 1997 passou a contar com
19 municípios. Localiza-se no centro-oeste do estado de São Paulo, dentro das bacias dos rios
Paranapanema e Peixe, sendo caracterizada por ser uma região de baixo desenvolvimento sócio
econômico, em parte devido à falta de energia elétrica. Nesta região, a população rural é
expressiva, representando, em 1995, 83% de um total de 218.582 habitantes e a atividade
agrícola é a base da economia da região. A cultura de cana-de-açúcar predomina, coexistindo
também as culturas de soja e de milho. Apesar disso, a energia elétrica não é fornecida para toda
a população e as estratégias de desenvolvimento da região são limitadas por falta de
disponibilidade de energia elétrica. Paradoxalmente, a região do Médio Paranapanema (MPP) é
uma grande produtora de energia elétrica, fornecendo energia principalmente para a grande São
Paulo.
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Figura 1 - Mapa da Região do MPP
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A tabela 1 mostra alguns números Característicos do MPP:
Tabela 1 - Características do MPP
Itens \ Anos 1989 1990 1991 1992 1993
População 199.467 202.340 207.045 210.893 213.949
Água Encanada (Usuários) 35.245 33.777 35.365 46.393 29.402
Rede de Esgoto (Usuários) 28.152 25.732 29.059 25.438 24.984
Consumo de EE 170.340 177.494 187.063 193.673 198.871
Consumidores de EE 48.270 49.814 53.043 55.694 58.342
Pessoal Ocupado (In./Co./Se.) 23.551 23.267 12.444 25.250 27.350
Crédito Rural 126.279.446 95.029.222 81.498.842 82.694.542 87.375.090
Receita Municipal 48.381.457 53.131.097 48.122.149 44.113.339 49.235.782
Investimento per Capita (US$/hab.)
40,64 56,27 53,60 37,40 19,57
PIB per Capita (US$/hab.) 1.550 2.100 1.890 1.880 1.690
A população da região ressalta, dentre seus problemas mais sérios, alguns relativos a
energia elétrica: os impactos ambientais causados pelas usinas e barragens, as tarifas
energéticas controladas não refletindo os custos locais e as áreas rurais não atendidas por falta
de energia.
O potencial para a instalação de grandes hidrelétricas na região já está esgotado pois os
rios Paraná e Grande já estão com seus recursos esgotados. A tendência seria a construção de
usinas térmicas e PCH’s. Na tabela 2, são mostrados os principais rios da região e suas
respectivas vazões:
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Tabela 2 - Principais rios da região do MPP
Rio Vazão (m3/s)
Paranapanema 1109.45
Novo 5.64
Capivara 18.58
Do Peixe 5.69
Pari 12.75
É possível notar que há muitos rios na região, indicando um potencial significativo para as
PCH's de multi-uso.
Outros problemas da região são a erosão e o acesso rodoviário precário, prejudicando seu
desenvolvimento.
O mapa da figura 2 mostra com mais detalhes a região, mostrando também algumas de
suas características elétricas e econômicas. Foi obtido com o uso de um SIG, (Sistema de
Informações Geográficas ou GIS - Geographic Information System), que é uma ferramenta
desenvolvida como meio de sobrepor e combinar diversos tipos de dados em um mesmo mapa
de uma determinada região geográfica. Ao invés de apenas automatizar a função de desenho
como um sistema CAD, o SIG associa atributos gráficos e não gráficos de recursos cartográficos.
Os mapas resultantes mostram dados geográficos, ambientais ou demográficos, separadamente
ou em combinação. O software utilizado foi o ArcView, cuja função básica é de apresentação de
banco de dados referenciados geograficamente. Existem SIG’s mais sofisticados que podem
realizar funções muito mais estruturadas que uma apresentação de dados e medidas de
distâncias, como é o caso do ArcInfo, que pode trabalhar diretamente com os bancos de dados e
os mapas.
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Figura 2 - Características elétricas e econômicas da região
7.1. Características da Energia Elétrica
A empresa que tem concessão para geração e transmissão de energia da região é a
Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S/A (EEVP). Sua principal atividade é a transmissão
de energia. A seda da EEVP em Assis é a encarregada da transmissão e distribuição de energia
elétrica.
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A geração de energia elétrica é encargo do setor de Planejamento da Empresa, com sede
em Presidente Prudente. A geração da empresa é pouco relevante para suprir a demanda de
energia da região. Estima-se que a potência demandada da região é de 130MW e o consumo é
de 287.000MWh/mês (toda a região do Vale do Paranapanema) e a empresa gera apenas
800MWh/mês. A diferença é comprada da CESP pela EEVP.
Os rios Paranapanema e Peixe e outros menores são as principais fontes de energia
elétrica da região (95% do total da produção), porém existem muitas outras formas alternativas de
produção de energia, através de fontes renováveis e não renováveis.
Como exemplo de recursos renováveis acessíveis, tem-se o bagaço de cana, fontes
eólicas (pequenas unidades já estão sendo usadas na irrigação), energia solar. Para os recursos
não renováveis, tem-se o gás natural importado da Bolívia (dependendo do preço e da rota da
tubulação) ou ainda uso do carvão vegetal.
Para efeito de avaliação neste estudo, analisaremos a demanda de energia na região do
MPP dividido em três grandes categorias: residencial, industrial e rural. O histórico da demanda
nessas três categorias e as respectivas previsões para até o ano 2010 estão descritas nas tabelas
3 e 4 e na figura 3, sendo que na tabela 3 têm-se os números absolutos (histórico e previsão) e na
tabela 4 têm-se o percentual de crescimento esperado para a região.
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Tabela 3 - Demanda de Energia - Histórico e Previsão
Demanda de Energia (MWh)
1989 1992 1995 1998 2000 2003 2006 2010
Rural 48.270 55.694 61.144 67.127 71.960 76.738 80.623 84.251
Residencial 72.271 87.459 106.235 129.042 137.172 144.716 151.662 158.032
Industrial 34.099 36.983 40.398 44.128 46.335 48.512 50.599 52.673
Figura 3 - Crescimento da Demanda no MPP
Os estudos de mercado desenvolvidos no país, sempre se preocuparam com os estudos
do consumo de uma forma global, sendo farta a metodologia de previsão de mercado e de amplo
conhecimento dentro das concessionárias de energia elétrica. Porém, o conhecimento da
demanda dos consumidores é a primeira condição para os estudos de investimento, de
Crescimento do Consumo de Energia Elétrica
-
25.000
50.000
75.000
100.000
125.000
150.000
175.000
1985 1990 1995 2000 2005 2010
MWh
RuralResidenciall
Industrial
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planejamento e de tarifação em uma estrutura que vise a utilização racional do sistema elétrico,
pois não se pode otimizar o sistema se a carga não for bem conhecida.
Os dados descritos na tabela 4 são provenientes de um estudo realizado pela CESP.
Tabela 4 - Previsão de Crescimento de Consumo na Região do MPP
1998-2000 2001-2003 2004-2006 2007-2010
Residencial 7.2% 6.5% 5.2% 4.5%
Industrial 5% 4.7% 4.3% 4.1%
Rural 6.3% 5.5% 4.8% 4.2%
7.2. O PIR no Médio Paranapanema
A região do vale do Médio Paranapanema, representa uma característica particular quanto
aos recursos renováveis (hídrico, solar, biomassa -sucroalcooleira, solar, etc.) e não renováveis
(gás natural -gasoduto Brasil-Bolívia, diesel, gasolina, etc.), o acesso a rede de EE, e recursos
tecnológicos (eficiência, conservação, etc.) e culturais (hábitos energéticos, regulamentação,
racionalidade, etc.). Esses recursos se apresentam em formação (ou nenhuma), o que permite
poder antecipar um traçado interrelacionado e complementar em termos de um desenvolvimento
sustentável, desde o ponto de vista da EE.
Os recursos hídricos são usados para gerar EE de exportação em sua maior parte,
conforme mostrado na Tabela 5, inclusive o consumo de energia da região esta no sistema
interligado (centralizado). Apesar da existência da usina hidroelétrica de Pari-Veado, de
propriedade da EEVP com uma produção media de 800 MWh/Mês, uma boa parte da energia
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gerada é utilizada para fora do MPP, já que a concessionária (privada) atende outros 28
municípios da região (43 ao total). Porém a energia distribuída na região incluindo o MPP é
comprada da CESP.
Tabela 5 - Usinas Hidroelétricas no MPP (1995)
USINA RIO POTÊNCIA KW
EMPRESA
Pari-Veado Pari 1.680 EEPV
L. N. Garcez Paranapanema 100.380 CESP
Canoas I Paranapanema 82.500 CESP
Canoas II Paranapanema 72.000 CESP
Capivara* Paranapanema 640.000 CESP
*Esta usina não e do MPP, mas por seu porte, afeta inclusive a região do vale
do MPP.
Temos também a indústria sucroalcooleira que é um importante setor do Brasil,
notadamente no estado de São Paulo que conta com uma produção anual aproximada de 159.5
milhões de toneladas (cana de açúcar) das quais quase 7% correspondem ao Médio
Paranapanema. Estes números mostram uma disponibilidade de bagaço de cana para cogeração
de EE na região, que devido a sua disponibilidade, principalmente na época de hidrologia baixa,
se torna importante no contexto interligado do sistema elétrico geral.
A vegetação nativa chega a no máximo um 8% da original, devido a agricultura, pastagem,
lenha, carvão, etc. Logo, há uma disponibilidade (e necessidade) de reflorestamento e do manejo
artificial do recurso florestal inclusive atendendo a exigências regulamentares, inserindo um
potencial de aproveitamento para EE através do recurso (inclusive para a produção de carvão).
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No campo da Biomassa, não se aproveita a biodigestão em termos energéticos, o que significa
um potencial latente não computado.
Na região do MPP é possível perceber que tanto o sol como o vento são elementos que
fazem parte da paisagem cotidiana. Porém, recursos de EE, como geradores eólicos e painéis
fotovoltaicos, são pouco ou nada considerados, principalmente devido a hábitos dos habitantes da
região. Mesmo porque existe uma certo acesso a energéticos como GLP, Diesel, Rede de EE,
lenha, carvão, etc. Neste contexto é possível distinguir a potencialidade desta energia não
convencional: radiação solar gerando uma certa quantidade de MWh/ano; e em relação ao
recurso eólico, com velocidades médias de vento de certo valor, permitem também gerar uma
certa quantidade de MWh/ano.
A Rede Elétrica se estende no MPP cobrindo a superfície do Vale em 80 KV, 40 KV e 11
KV. Sendo que a possibilidade de conexão à rede sempre é considerada como a opção natural,
inclusive, porque tecnicamente é factível. Aqui deve-se notar a possibilidade real do uso do MRT
(Monofilar com Retorno pela Terra), cuja aplicação possibilita o uso da EE que vem da rede a
baixo custo (para cargas baixas), especialmente para atendimento das necessidades tipicamente
rurais.
Com a definição da construção do gasoduto Brasil-Bolívia, e que este atravessará o
estado de São Paulo, e inicialmente com uma capacidade de 8 milhões de m3/dia (podendo
chegar a 30 milhões de m3/dia), o gás natural se caracteriza no contexto da diversificação da
matriz elétrica. Este gasoduto passa relativamente perto do Vale do MPP, e representa um
recurso para geração de EE, relativa ao MPP, além de outros usos industriais em termos de
cogeração de EE.
No outro lado, e completando a compreensão da região, os usos finais (iluminação,
aquecimento, força motriz) e os equipamentos que permitem o serviço energético (lâmpadas,
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motores, aquecedores, etc.), se encontram em estado de eficiência baixo - relativo ao Brasil, o
que demonstra uma banda entre 15 e 25% de ganho de eficiência.
Enquanto região fundamentalmente agrícola, o MPP projeta os seus requisitos baseados
fortemente no uso e posse da terra, e no uso e aproveitamento da água, e com isto, também a
estrutura energética ficará ancorada nestes elementos. Assim sendo, fica claro que os elementos
que permitem distinguir, conhecer e instrumentar estes recursos energéticos estão ligados ao
estabelecimento de um sistema de base de dados orientados pelo lado da demanda na busca de
satisfazer as necessidades de maneira sustentável.
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8. ANÁLISE DE CARGA
Os consumidores de energia elétrica utilizam a potência colocada a sua disposição de uma
forma descontínua durante as horas do dia. Esta potência, porém, tem um custo diferente de
acordo com o horário em que é utilizada, sendo necessário o seu conhecimento tanto de energia
quanto de potências demandadas a cada instante (curva de carga) pelos consumidores. Como a
potência instantânea no sentido físico não é representável para os estudos de curva de carga,
utilizam-se diversas aproximações para quantificá-la. Mede-se a energia demandada em
intervalos de tempo tão pequenos quanto possível na prática (1 hora, 30 minutos, 15 minutos, 5
minutos).
No mercado de alta tensão (consumidores atendidos em tensão igual ou superior a 69kV),
devido ao pequeno número de consumidores, a medição de energia consiste apenas em
sistematizar e analisar a coleta de informações disponíveis. Os mercados de média tensão
(consumidores atendidos em tensões entre 44kV e 2.3kV) e de baixa tensão (consumidores
atendidos em tensões inferiores a 2.3kV) possuem um grande número de consumidores e isso
torna impossível conhecer a curva de carga de todos os consumidores. O caminho natural para o
conhecimento das curvas de carga na média e baixa tensão é a escolha de uma amostra
representativa daqueles mercados.
Atualmente não basta conhecer apenas o consumo de uma determinada classe de
consumidores. É necessário também conhecer a forma de utilização dessa energia nas horas do
dia.
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Para obter-se medições de curva de carga, primeiramente faz-se uma Campanha de
Medidas, ou seja, instala-se no ponto a ser medido equipamento para esse fim e depois, faz-se a
recuperação das medições.
Por Campanha de Medidas entende-se o conjunto de técnicas estatísticas e
procedimentos organizacionais que permitem, a partir de amostras, caracterizar o nível do sistema
ou universo de consumidores que se deseja conhecer.
É necessário instalar equipamento de medição exclusivamente para registrar a curva de
carga porque a quase totalidade dos consumidores de média e baixa tensão possuem
equipamentos que somente medem a energia consumida e a maior demanda em um intervalo de
tempo considerado (no caso, aproximadamente 1 mês).
Para a realização de uma boa campanha de medidas é preciso planejar uma série de
atividades intermediárias, que vão desde a organização até a montagem do arquivo final de
dados.
O planejamento da campanha de medidas é uma tarefa árdua e de longa duração e deve
ser bem definido para atingir os objetivos finais que se deseja alcançar.
8.1. Curva de Carga
8.1.1. Sazonalidade do Consumo - Anual
Através de dados de faturamento mensal das diversas concessionárias do país, podemos
avaliar a sazonalidade da demanda de energia em alta, média e baixa tensão.
Para chegar aos valores de sazonalidade utilizou-se critérios estatísticos a partir de
programas computacionais. Pode-se concluir que a sazonalidade do consumo de energia elétrica
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no Brasil é muito pequena, quando comparada com outros países, pois os usos mais importantes
são fracamente influenciados por fatores climáticos.
A figura 4 mostra a sazonalidade do consumo de energia elétrica no Brasil na alta, média e
baixa tensão.
Figura 4 - Curvas de Carga - Sazonalidade
8.1.2. Sazonalidade do Consumo - Semanal
Ao analisarmos a variação semanal do consumo de energia (figura 5) podemos tirar as
seguintes conclusões:
Alta Tensão
0,92
0,94
0,96
0,98
1
1,02
1,04
1,06
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Média Tensão
0,92
0,94
0,96
0,98
1
1,02
1,04
1,06
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
Baixa Tensão
0,92
0,94
0,96
0,98
1
1,02
1,04
1,06
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
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• os dias de semana compreendidos entre terça e sexta-feira, têm o mesmo nível de
consumo;
• o consumo no domingo é o menor da semana, ficando em média 26% abaixo dos dias
normais;
• o consumo do sábado é 11% inferior ao dia de semana normal;
• segunda-feira é um dia atípico, apresentando um consumo mais baixo de todos os dias
da semana. Seu consumo é 4% inferior aos outros dias da semana.
Figura 5 - Consumo semanal
8.1.3. Curva de Carga Industrial
Devido ao pequeno número de consumidores existentes nesse segmento de mercado, a
grande concentração de consumo e a disponibilidade de medições é, no setor industrial, possível
realizar as melhores análises. A figura 6 representa uma curva de carga característica desse
setor.
Consumo Semanal
0
2040
6080
100
dom seg ter qua qui sex sáb
%
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Figura 6 - Curva de carga - Industrial
Para chegar a esta curva de carga foram conjugadas quatro curvas típicas de
consumidores industriais: tipo plano, tipo modulado, tipo duas pontas, tipo super modulado.
8.1.3.1. Demanda Tipo Plano
Curva com fator de carga diário igual a 97% (figura 7). A maioria dos consumidores
encontram-se nesse tipo. As atividades econômicas que mais contribuem para a formação desse
tipo são a metalurgia, química, indústria de cimento e têxtil, representando 93% do consumo total.
Figura 7 - Demanda Tipo Plana
Curva de Carga - Industrial
0,50,60,70,80,9
1
0 4 8 12 16 20 24
%
Demanda Tipo Plana
0,50,60,70,80,9
1
0 4 8 12 16 20 24
%
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8.1.3.2.Demanda Tipo Modulada
Típico da indústria de material de transporte, indústria mecânica e metalúrgica de menor
porte. Esse tipo caracteriza-se pelas indústrias que trabalham em dois turnos, sem paralisar
totalmente suas atividades à noite e na madrugada (figura 8). Representa cerca de 3% do
consumo.
Figura 8 - Demanda Tipo Modulada
8.1.3.3.Demanda Tipo Duas Pontas
Demanda característica de tração urbana e ferroviária. A forma da curva representa bem o
fluxo de passageiros nos diversos horários do dia (figura 9), representando 2% do consumo
industrial. Suas pontas ocorrem às 8 horas e às 19 horas.
Demanda Tipo Modulada
0,40,50,60,70,80,9
1
0 4 8 12 16 20 24
%
Demanda Tipo Duas Pontas
00,2
0,40,6
0,81
0 4 8 12 16 20 24
%
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Figura 9 - Demanda Tipo Duas Pontas
8.1.3.4.Demanda Tipo Super Modulada
Típico das indústrias de menor porte como pequenas metalúrgicas e indústrias de material
de transporte menores, representando 2% do consumo.
Figura 10 - Demanda Tipo Super Modulada
8.1.4. Curva de Carga Residencial
Nesse setor encontram-se a grande maioria dos consumidores mas o grau de
conhecimento da curva de carga é menor que no setor industrial pois existem poucas medições
para esse segmento.
Diante da inexistência de curvas de carga confiáveis e em bom número, foram
desenvolvidos modelos, a partir dos dados disponíveis de consumo anual por faixas de energia,
de curvas de subestações tipicamente residenciais e de estudo de hábitos de consumo dos
consumidores residenciais, obtendo-se a curva da figura 11.
Demanda Tipo Super Modulada
00,2
0,40,6
0,81
0 4 8 12 16 20 24
%
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Figura 11 - Demanda Residencial
8.1.5. Curva de Carga Rural
O consumo de energia no setor rural assemelha-se, em sua forma, ao consumo de energia
residencial somado ao de pequenas indústrias, com um nível de consumo de energia de 1 a
10MWh. Na definição desta curva de carga, foi adotado um modelo segundo os hábitos de
consumo de consumidores de média tensão.
Demanda Residencial
00,20,40,60,8
1
0 4 8 12 16 20 24
%
Demanda Rural
00,20,40,60,8
1
0 4 8 12 16 20 24
%
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Figura 12 - Demanda Rural
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9. ESCOLHA E APLICAÇÃO DO MODELO TARIFÁRIO PARA CADA SETOR DE
CONSUMO
Devido a diferenças de conformação de curvas de carga entre os setores já analisados
(industrial, rural e residencial), seus divergentes interesses e potencialidades econômicas, e em
face a filosofia de um Planejamento Integrado de Recursos, a escolha do modelo tarifário deve ser
feita individualmente para cada um desses setores.
Segundo o PIR, nenhum recurso analisado deve ser totalmente descartado. Dentre os
recursos, serão utilizados aqueles que mais se adaptarem a região, suas características e
particularidades atuais. Com o passar do tempo e com a mudança dessas características, é
possível que outro recurso venha a ser mais adequado do que aquele escolhido previamente,
sendo o modelo tarifário altamente flexível a essas modificações. Assim, não existe o descarte de
um recurso e sim a sua não utilização devido a um panorama de momento.
O PIR permite também uma agremiação de recursos de modo que o modelo resultante
venha a se adaptar de uma melhor forma ao cenário da região em estudo. Neste caso, o trabalho
esta orientado ao uso da precificação como recurso energético, sendo assim, os próximos passos
procuram sustentar a elaboração de carteira de recursos de precificação baseado no PIR.
9.1. Setor Residencial
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A curva para este setor, mostrada na figura 11, indica um grande aumento no consumo a
partir das 17 horas, atingindo seu pico às 20 horas aproximadamente, sendo que durante o
decorrer do dia, o consumo permanece em níveis relativamente baixos.
A grande dificuldade em se trabalhar com tarifação nesse setor é o enorme número de
consumidores diferenciados em classe social e nível de consumo, e qualquer campanha a ser
implementada, geraria custos elevados e muitos entraves que podem levar à inviabilidade da
aplicação de determinado projeto, pois deve ser feita para todos os consumidores.
Uma forma de se deslocar o pico de consumo no horário de ponta é o desestímulo do uso
de energia neste horário através da aplicação de tarifas diferenciadas pelo horário. Para isso, é
necessário a implantação de um equipamento que permite relacionar a energia consumida com o
horário de consumo. De posse de um relatório com esses dados, aplicar-se-iam as tarifas de
acordo com o uso mensal em determinados horários do dia.
Utilizando-se a teoria da tarifação pelo valor do uso, a tarifa seria estipulada de modo
proporcional a demanda em determinada faixas de horários. Ou seja, uma espécie de subsídio
cruzado entre os horários do dia. Aqueles horários onde o uso de energia é praticamente irrisório,
a tarifa seria menor, ocorrendo o contrário no horário de ponta.
Para o consumidor, isso incentiva a mudança no hábito de consumo de energia, pois é
clara a vantagem que ele teria se usasse a energia em horários em que esta fosse incorrer em um
custo menor para ele. Já para o produtor, a queda no valor do pico de energia possibilita uma
postergação nos investimentos em ampliação da capacidade instalada.
Um empecilho para a utilização deste projeto é o alto custo do equipamento de medição
tornando inviável economicamente a implantação deste projeto, principalmente para regiões como
a do MPP, onde o desenvolvimento é muito baixo.
Numa tentativa de viabilização da idéia apresentada anteriormente, a instalação de
disjuntores associados a relógios que desligam certos circuitos em determinados horários
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previamente determinados leva a resultados semelhantes, embora mais "ditatoriais" que o
anterior. Neste caso, seria impossível a utilização do circuito cortado, podendo o cliente utilizar o
equipamento após o período pré-determinado (fato este que não ocorria no projeto inicial, onde o
cliente pagaria mais caro pela energia consumida).
Esta forma de controle do consumo seria implantada de uma forma facultativa, com a qual
o cliente obteria um desconto pré-fixado em sua conta de energia elétrica.
Baseado no estudo realizado pela LIGHT (ver Anexo III) no estado do Rio de Janeiro,
onde, com o uso desse equipamento, observou-se uma redução do consumo de energia para o
horário considerado da ordem de 20%. O total de consumidores que aderiram ao uso deste
equipamento também foi aproximadamente de 20%, o que resultou em uma redução total do
consumo de energia de 4%. Com base nesses dados, podemos prever um mesmo
comportamento para os consumidores da região do MPP, podendo-se obter um resultado ainda
mais expressivo se for realizada uma campanha maciça de divulgação deste projeto.
Assim prevê-se, a curto prazo (aproximadamente 2 anos), uma redução da demanda de
137.172MWh (valor esperado para o ano 2000 caso o crescimento atual seja mantido - tabela 3)
para 131.685MWh.
A longo prazo, espera-se que, com o sucesso do projeto, o percentual de pessoas que
aderem ao projeto tenda a aumentar, podendo a adesão chegar até a 50%, o que levaria a uma
redução total do consumo de 10%, ou seja, uma redução da demanda de 158.032MWh (previsão
para o ano de 2010) para 142.229MWh.
O problema do não relacionamento entre preços pagos e os custos no caso do tarifação
pelo valor do uso deve ser levado em consideração, mas não constitui, de maneira alguma, desde
que pensado e levado em consideração, em entrave para a elaboração da tarifa.
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Outra dificuldade na elaboração de preços pela teoria do valor do uso é a dificuldade na
escolha da tarifa propriamente dita, pois envolveria certos interesses sociais, econômicos e
políticos que dificultariam a escolha do valor mais adequado.
Como solução para isto, pode-se (de acordo com a filosofia do PIR) utilizar a teoria da
tarifação pelo custo marginal. Sabendo-se que o custo incremental de um cliente aumenta quanto
mais próximo um sistema estiver de seu limite, temos que o custo marginal em horário de ponta é
muito maior do que em um horário fora de ponta.
9.2. Setor Industrial
Na figura 6 é mostrada a característica de demanda diária do setor industrial. É possível
notar que o fator de carga para esse setor é muito elevado com a curva mantendo-se sempre
acima de 0,85pu, não havendo grandes picos a serem diluídos.
Devido a esta característica de curva de demanda e por se tratar de consumidores de alta
potência, que exigem muito do sistema existente, o modelo tarifário que melhor se adapta ao setor
é a tarifação pelo custo marginal.
Porém, a região do MPP é essencialmente agrícola e muito pouco desenvolvida
economicamente. Então poder-se-ia pensar em um subsídio cruzado (tarifação pelo valor do uso)
entre o setor rural e o setor industrial, numa tentativa de desenvolvimento da região. Assim,
grandes indústrias seriam tarifadas em um valor não relacionado com custo de modo a pagar uma
parte da energia que será utilizada pelos consumidores rurais, cobrando destes um valor abaixo
do custo.
Uma análise mais detalhada da legislação vigente, indica a não permissão da utilização do
subsídio cruzado entre setores econômicos. Pode-se, então, pensar em uma sobretaxação da
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energia elétrica fornecida para o setor industrial, gerando um certo superávit no balanço da
concessionária, utilizando-o para a ampliação da rede de distribuição de energia da região do
MPP, uma vez que ainda existem áreas ainda não eletrificadas.
Dessa maneira, incentiva-se as indústrias a utilizarem métodos e processos onde o
consumo de energia é menor que o atual. Deve-se também lembrar que as indústrias devem
possuir aparelhos que medem a energia consumida ao longo do dia, incentivando o consumo em
horários fora do horário de ponta, diferenciando o valor da tarifa por horários, conforme citado no
modelo tarifário para o setor residencial.
Com esse aumento do valor da tarifa melhora-se o fator de carga, incentivando o uso
durante o período da madrugada e reduz-se do consumo total através de métodos e processos
onde o consumo de energia é menor que o atual. Dado as dificuldades de se tornar essas atitudes
realidade, prevê-se uma redução no consumo a curto prazo de 0,5% e a longo prazo de, no
máximo, 1%.
Como dificuldades de se reduzir o consumo de energia nesse setor pode-se citar:
• Não deslocamento do horário de utilização de certos equipamentos. Uma mudança
nesse horário levaria a uma utilização de mão de obra noturna, o que seria mais
dispendioso para a industria, tornando a atitude não atrativa economicamente;
• Muitos dos equipamentos utilizados tem um período de obsolescência elevado, o que
inviabiliza sua troca por um equipamento mais moderno, com menor consumo de
energia;
Assim tem-se uma redução de consumo no MPP para o curto prazo (ano 2000) de
46.335MWh para 46.104MWh, e para o longo prazo (ano 2010) de 52.673MWh para
52.146MWh.
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9.3. Setor Rural
A figura 12 caracteriza a curva de carga do setor rural. Pelo fato da região do MPP ser
essencialmente agrícola, há a necessidade de incentivos para o desenvolvimento econômico da
região. Essa necessidade aliada a baixa renda da população torna a tarifação pelo valor do uso
uma forma adequada de precificação a ser aplicada. Com uma tarifa reduzida, o setor rural teria
uma elasticidade maior no uso da energia e consequentemente um desenvolvimento econômico
acelerado. Desta maneira, o uso de outros energéticos seria menos vantajoso para o consumidor
e, portanto, a concessionária poderia aumentar seu mercado e consequentemente sua receita.
Com esse cenário, prevê-se um aumento no consumo de energia, para o curto prazo, da
ordem de 1%. Para o longo prazo, prevê-se um aumento de 1,5%. Esses valores dependem de
muitos fatores, tais como reforma agrária, vontade política, incentivos privados, entre outros, que
não entram no escopo deste relatório.
Assim tem-se que o consumo de energia para o curto prazo passa de 71.960MWh no ano
2000 para 72.680MWh. Para o longo prazo, passa de 84.251MWh no ano 2010 para 85.515MWh.
9.4. Propostas da Secretaria de Energia do Ministério de Minas e Energia
Recentemente (julho de 1997) a Secretaria de Energia do Ministério de Minas e Energia
(SE-MME), elaborou uma proposta de estruturação do setor, onde o tema relativo aos encargos
de distribuição foi abordado. Foi proposta a divisão destes encargos em:
• Tarifa de conexão;
• Tarifa de uso;
• Tarifa de Perda de Energia.
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A tarifa de conexão, deveria ter uma abordagem do tipo "conexão rasa", pois estas
encorajam os investimentos em novas unidades de geração e evitam que haja discriminação entre
usuários, apesar de não refletirem complemente os custos incorridos. Porém sinaliza a
necessidade de existir um tratamento especial aos novos usuários, que impuserem um
substancial reforço à rede principal.
As tarifas de uso, deveriam ser obtidas através do método de Custo Incremental Médio de
Longo Prazo (CIMLP), que consiste em uma aproximação do método de Custo Marginal de Longo
Prazo (CMLP),e o consumidor tarifado em função do nível de tensão em que ele se encontra.
O CIMLP impõe uma constância ao CMLP em um dado período, eliminando as
descontinuidades do CMLP resultantes de um acréscimo instantâneo de investimentos no
sistema.
As tarifas, fundamentadas no CIMLP, são identificadas separadamente para os
diversos níveis de tensão, baseado em uma previsão ou no investimento incremental histórico e
nos custos de operação resultantes de um aumento do número de usuários que foram conectados
(levando em conta a diversidade entre o pico de demanda, variação de tensão e as perdas).
Nesta metodologia, os consumidores são tarifados pelo uso do sistema de Distribuição, de
acordo com a média dos custos que a classe destes consumidores impuseram ao sistema devido
a um substancial aumento do seu uso.
Essa metodologia se situa entre uma metodologia CMLP que considera que o plano de
expansão definido é o ótimo e uma total falta de sinalização de preços de uma metodologia
baseada na média dos custos contábeis.
A tarifa de perda de Energia, por sua vez, tem por objetivo recuperar as perdas de energia
do sistema de Distribuição, refletindo os custos da energia comprada pelas companhias de
Distribuição. Ela seria uma média das perdas em um determinado nível de tensão e todos os
níveis de tensão a montante, dentro dos níveis de tensão de Distribuição.
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As tarifas de conexão, uso e perdas seriam calculadas sobre famílias de redes, que por
sua vez seriam compostas de subfamílias que determinariam com uma maior exatidão as relações
de crescimento de demanda e o investimento incremental necessário para supri-las.
As famílias de redes, são um conjunto de subestações agregadas que possuem
características em comum, tais como: nível de tensão, fator de capacidade, fator de utilização, etc.
As análises baseadas em famílias de redes em lugar de redes reais, mostram que se
obtém um relacionamento mais preciso entre o incremento do uso e o investimento requerido no
sistema. Se as tarifas fossem baseadas em uma rede real, qualquer ineficiência da rede poderia
projetar distorções nas tarifas.
Por estas razões, deveriam ser aprovados um conjunto de famílias de redes da qual as
companhias poderiam se utilizar para representar suas redes reais.
Finalmente, uma vez determinado o custo por nível de tensão dentro de cada família, seria
realizado um escalonamento de forma a compensar os subsídios cruzados e a discrepância entre
os custos e, assim, obter a renda máxima permitida pelo órgão regulador.
9.5. Metodologia para Avaliação dos Serviços de Distribuição
Face às desvantagens e implicações da forma como é determinada hoje as tarifas de uso
do sistema de Distribuição, se estuda uma metodologia alternativa baseada no CIMLP aplicado a
rede de subtransmissão e às famílias.
A migração entre uma metodologia baseada nos custos contábeis para uma baseada nos
CIMLP, é obviamente necessária e muito bem vinda, porem existe a necessidade de agregarmos
um diferencial, entre os grupos tarifários existentes hoje, de modo a refletirmos mais fielmente os
custos incorridos por estes grupos.
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Do modo como são calculadas as tarifas de uso da rede de Distribuição, todos os
consumidores de um determinado nível de tensão de uma área de concessão estarão sujeitos à
mesma tarifa. Contudo, grupos distintos dentro de um mesmo nível tensão, agregam custos
também distintos que são, por sua vez, divididos entre todos igualmente.
As tarifas de uso da rede de Distribuição poderiam ser calculadas de acordo com os custos
associados a famílias de redes.
Entendemos que as famílias, como definidas no item anterior, são mais apropriadas às
necessidades nacionais, pois consegue-se uma certa padronização facilitando a comparação
entre as famílias das empresas de distribuição.
Esta forma de abordagem permitiria que consumidores de um mesmo nível de tensão,
fossem tarifados diferentemente em função das características de ocupação de sua área de
localização.
Para cada família de rede, os requerimentos físicos necessários para um incremento de
demanda sustentado a cada nível de tensão seriam identificados e custeados. Existiriam três
elementos deste processo:
• Previsão dos perfis de demanda e incremento para diferentes classes de clientes;
• Determinação do incremento da capacidade de potência requerida;
• Determinação dos custos dos investimentos requeridos.
Com um fluxo de investimento requerido associado com o fluxo de demanda requerido,
poderíamos calcular o CIMLP e em seguida os encargos de uso condizentes com a área em
questão. Desta forma haveria sentido em falar em sinalização de preços e os usuários
consumidores poderiam se alocar em função de vantagens econômicas.
Tendo em vista a abordagem pretendida para determinação das tarifas de uso do
Sistema de Distribuição, estuda-se a possibilidade da utilização de um programa de planejamento
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agregado de investimento a longo prazo, para o levantamento dos custos incorridos nas famílias
de subestações de uma área de Distribuição.
Desta forma, uma vez obtidos os custos de expansão das famílias, seria determinada para
os grupamentos tarifários por nível de tensão de cada família, os custos incrementais médios de
longo prazo para Distribuição.
Finalmente, de posse dos CIMLP's, considerando o custo agregado de Distribuição para
cada família em cada nível, a probabilidade do cliente estar associado a cada nível e a proporção
de fluxo (fator de responsabilidade), seriam determinadas as Tarifas de Referência.
No que diz respeito às tarifas das redes de 138kV e 69kV, para determinação destas
tarifas, será adotada a mesma abordagem dada as tarifas da rede de Transmissão. Desta forma,
estas tarifas também seriam estabelecidas em função das zonas géo-elétricas.
As zonas géo-elétricas são um subconjunto da rede elétrica que atende os usuários
localizados numa determinada área geográfica, para o qual é atribuído um valor de encargo pelo
uso, sendo cada zona caracterizada por um conjunto de subestações.
A utilização do programa de planejamento agregado, mas especificamente, o levantamento
dos custos de expansão por famílias de subestações, é peça fundamental para a determinação
das tarifas de referência. É importante obter uma forma de tarifação que considere a diferenciação
dos custos incorridos entre grupos distintos de um mesmo grupo tarifário e para um mesmo nível
de tensão.
Seja uma função objetivo de um programa de planejamento definida, por exemplo, em
função da minimização dos investimentos, dos custos de perdas, dos custos do desvio de tensão
e dos custos de interrupção de média e longa duração, assim é criada uma forma de divisão dos
custos de expansão de longo prazo entre a empresa concessionária de Distribuição e seus
consumidores.
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Seja por exemplo, analisada a questão dos custos de desvio de tensão, em vez das
empresas arcarem totalmente com estas despesas, é possível influir para que os usuários
modifiquem seus fatores de potência, através da inserção de bancos de capacitores, melhorando
assim a qualidade da energia da rede, contudo, caso esses custos fossem completamente
repassados para os usuários, não haveria um incentivo junto às empresas para que estas
realizassem também melhorias em suas redes.
Analisando a questão desta forma, fica clara a necessidade de se definir um correto
balizamento entre as responsabilidades dos custos incorridos da expansão do sistema de
Distribuição.
É justo para com a sociedade, que haja a determinação mais exata quanto possível, de um
ponto ótimo na determinação das responsabilidades dos custos de expansão e que isto seja
sinalizado aos consumidores.
O ponto de equilíbrio entre o benefício obtido pelo investimento de uma unidade monetária
gasta por uma empresa na rede e o beneficio alcançado pelos consumidores com o gasto dessa
mesma unidade monetária no investimento em seu sistema, é para a sociedade, o ponto ótimo de
alocação de recursos, que definirá assim, uma linha ótima de planejamento de expansão.
Um programa de planejamento que forneça uma lista ordenada de obras a serem
executadas nas famílias de Subestações, de modo a garantir uma maximização dos benefícios
possíveis, acarretaria a uma empresa concessionária todos os custos incorridos da expansão do
sistema de Distribuição.
Uma possível solução para esta questão, seria a determinação também de uma seqüência
de obras a serem executadas pelas famílias de "Consumidores", ordenas em função também de
uma maximização dos benefícios incorridos. Desta forma, de posse das listas de obras definidas
para as famílias das Subestações e outra as famílias dos Consumidores, seria determinada
uma terceira lista, onde seriam ordenadas seqüencialmente, as obras necessárias tanto na Rede
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de Distribuição como nas famílias de Consumidores, para garantir uma expansão do sistema de
Distribuição com uma alocação otimizada de recursos.
De posse desta última lista, seria possível se calcular o custo marginal da empresa e dos
Consumidores, determinando os valores das tarifas e promovendo uma sinalização mais exata
aos consumidores, desta forma haveria uma melhor alocação de recursos beneficiando toda a
sociedade.
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10. CONCLUSÕES E CONSIDERAÇÕES FINAIS
O objetivo deste trabalho é analisar os modelos tarifários existentes e aplicá-los na região
do Médio Paranapanema de forma a diminuir a curva de demanda de energia, postergando assim
investimentos na ampliação do sistema instalado. Para tanto, foi estudado detalhadamente o
conceito que envolve cada um desses modelos tarifários, desde os princípios básicos teóricos de
economia até a utilização desses modelos em regiões com características similares a estudada.
O estudo desses modelos tarifários baseou-se nos conceitos do PIR (Planejamento
Integrado de Recursos), ou seja, todas as alternativas e fatores concernentes ao tema foram
levadas em consideração, tendo em vista um desenvolvimento sustentado da região.
Para efeito do estudo, uma premissa considerada foi a não ampliação da capacidade do
sistema.
Assim, verificou-se que a tarifação diferenciada de energia elétrica permite modificar o uso
de energia levando a uma mudança na configuração da curva de carga, reduzindo o consumo de
energia nos horários de ponta, transferindo esse consumo para outros horários e
consequentemente melhorando o fator de carga, postergando a expansão da capacidade do
sistema atualmente instalado.
Para cada setor econômico, ou seja, para uma característica específica de demanda, é
possível encontrar uma teoria mais adequada de tarifação que se aplique ao setor e que pode
atingir os objetivos esperados de uma maneira mais eficiente.
Quanto melhor for a análise e o conhecimento das características de cada setor, melhor
poderá ser a escolha do método de tarifação, levando a um desenvolvimento sustentado da
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região, baseado na teoria do PIR. Assim, devido ao seu maior consumo de energia, o setor
residencial mereceu uma atenção especial no escopo do trabalho. As previsões para esse setor
também puderam se basear em um plano piloto já realizado no estado do Rio de Janeiro, o que
levou a conclusões de maior solidez.
Este trabalho resumiu-se à análise das conseqüências da tarifação no setor elétrico. Esse
processo envolve muitos fatores, tais como sociais e políticos, que não foram levados em
consideração pois levariam a conclusões e análises não pertencentes ao escopo do trabalho.
O tema precificação e tarifação para o setor elétrico é bastante amplo e complexo e pouco
desenvolvido. Desta forma, uma continuidade no desenvolvimento deste trabalho para poder
aplicá-lo de maneira mais profunda à regiões com características similares ao MPP levaria a um
exercício de aplicação mais preciso do que o aqui desenvolvido.
É o projeto.
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11. REFERÊNCIAS:
• UDAETA, MIGUEL EDGAR MORALES, “Planejamento Integrado de Recursos (PIR) para o
Setor Elétrico (pensando o desenvolvimento sustentável)”, tese de doutorado, São Paulo
– SP, EPUSP – Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas, 1997.
• REIS, LINEU B.; UDAETA, MIGUEL E. M., “Planejamento Integrado de Recursos
Energéticos Dirigido à Energia Elétrica para a Região do Médio Paranapanema do
Estado de São Paulo”. In: O MÉDIO PARANAPANEMA E POLÍTICA DO NOVO GOVERNO,
Assis, 1995. Plano de Pesquisa. São Paulo, 1995.
• DNAEE, “Nova tarifa de energia elétrica; metodologia e aplicação” Brasília, 1985
• SANTOS, RICARDO H. , “O Planejamento Integrado de Recursos e a Regulação: a
Experiência dos EUA e as Perspectivas no Brasil”, tese de doutorado, São Paulo - SP,
EPUSP – Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas, 1997.
• TAKAHATA, DÁRIO , “Custos de Transporte de Energia Elétrica - Análise de
Metodologias”, tese de mestrado, São Paulo - SP, EPUSP – Departamento de Engenharia de
Energia e Automação Elétricas, 1997.
• FUKUDA, F., "Sistema de Informações para Análise Geoenergética (SAGe) -
(Informações Energéticas Referenciadas Geograficamente) da Região do Médio
Paranapanema", Projeto de Formatura 1996, São Paulo - SP, EPUSP - Departamento de
Energia e Automação Elétricas, 1996.
• CARVALHO, C. E., CHIAN, C.C. T, "Avaliação dos Custos Completos dos Recursos
Energéticos na Produção Integrada de Termofosfatos no Médio Paranapanema", Projeto de
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Formatura 1997, São Paulo - SP, EPUSP - Departamento de Energia e Automações Elétricas,
1997
• KAHN, Edward Electric Utility Planning and Regulation. Applied Science Division, Lawrence
Berkley Laboratory, University of California, 1991
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12. ANEXO I - A AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL
A ANEEL orientará a execução de suas atividades de forma a proporcionar condições
favoráveis para que o desenvolvimento do mercado de energia elétrica ocorra com equilíbrio entre
os agentes e em benefício da sociedade, observando as seguintes diretrizes:
I - prevenção de potenciais conflitos, por meio de ações e canais que estabeleçam
adequado relacionamento entre agentes do setor de energia elétrica e demais agentes da
sociedade;
II - regulação e fiscalização realizadas com o caráter de simplicidade e pautadas na livre
concorrência entre os agentes, no atendimento às necessidades dos consumidores e no pleno
acesso aos serviços de energia elétrica;
III - adoção de critérios que evitem práticas anticompetitivas e de impedimento ao livre
acesso aos sistemas elétricos;
IV - criação de condições para a modicidade das tarifas, sem prejuízo da oferta e com
ênfase na qualidade do serviço de energia elétrica;
V - criação de ambiente para o setor de energia elétrica que incentive o investimento, de
forma que os concessionários, permissionários e autorizados tenham asseguradas a viabilidade
econômica e financeira;
VI - adoção de medidas efetivas que assegurem a oferta de energia elétrica a áreas de
renda e densidade de carga baixas, urbanas e rurais, de forma a promover o desenvolvimento
econômico e social e a redução das desigualdades regionais;
VII - educação e informação dos agentes e demais envolvidos sobre as políticas, diretrizes
e regulamentos do setor de energia elétrica;
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VIII - promoção da execução indireta, mediante convênio, de atividades para as quais os
setores públicos estaduais estejam devidamente capacitados;
À ANEEL compete:
I - implementar as políticas e diretrizes do governo federal para a exploração de energia
elétrica e o aproveitamento dos potenciais de energia hidráulica;
II - incentivar a competição e supervisioná-la em todos os segmentos do setor de energia
elétrica;
III - propor os ajustes e as modificações na legislação necessários à modernização do
ambiente institucional de sua atuação;
IV - regular os serviços de energia elétrica, expedindo os atos necessários ao cumprimento
das normas estabelecidas pela legislação em vigor;
V - regular e fiscalizar a conservação e o aproveitamento dos potenciais de energia
hidráulica, bem como a utilização dos reservatórios de usinas hidrelétricas;
VI - regular e fiscalizar, em seu âmbito de atuação, a geração de energia elétrica oriunda
de central nuclear;
VII - aprovar metodologias e procedimentos para otimização da operação dos sistemas
interligados e isolados, para acesso aos sistemas de transmissão e distribuição e para
comercialização de energia elétrica;
VIII - fixar critérios para cálculo do preço de acesso aos sistemas de transmissão e
distribuição e arbitrar seus valores, nos casos de negociação frustrada entre os agentes
envolvidos, de modo a garantir aos requerentes o livre acesso, na forma da lei;
IX - incentivar o combate ao desperdício de energia no que diz respeito a todas as formas
de produção, transmissão, distribuição, comercialização e uso da energia elétrica;
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X - atuar, na forma da lei e do contrato, nos processos de definição e controle dos preços e
tarifas, homologando seus valores iniciais, reajustes e revisões, e criar mecanismos de
acompanhamento de preços;
XI - autorizar a transferência e alteração de controle acionário de concessionário,
permissionário ou autorizado de serviços ou instalações de energia elétrica;
XII - autorizar cisões, fusões e transferências de concessões;
XIII - articular-se com o órgão regulador do setor de combustíveis fósseis e gás natural
para elaboração de critérios de fixação dos preços de transporte desses combustíveis, quando
destinados à geração de energia elétrica, e para arbitramento de seus valores, nos casos de
negociação frustrada entre os agentes envolvidos;
XIV - fiscalizar a prestação dos serviços e instalações de energia elétrica e aplicar as
penalidades regulamentares e contratuais;
XV - cumprir e fazer cumprir as disposições regulamentares do serviço e as cláusulas dos
contratos de concessão ou de permissão e do ato da autorização;
XVI - estimular a melhoria do serviço prestado e zelar, direta e indiretamente, pela sua boa
qualidade, observado, no que couber, o disposto na legislação vigente de proteção e defesa do
consumidor;
XVII - intervir, propor a declaração de caducidade e a encampação da concessão de
serviços e instalações de energia elétrica, nos casos e condições previstos em lei e nos
respectivos contratos;
XVIII - estimular a organização e operacionalização dos conselhos de consumidores e
comissões de fiscalização periódica compostas de representantes da ANEEL, do concessionário e
dos usuários, criados pelas Leis nos 8.631, de 4 de março de 1993, e 8.987, de 13 de fevereiro de
1995;
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XIX - dirimir, no âmbito administrativo, as divergências entre concessionários,
permissionários, autorizados, produtores independentes e autoprodutores, entre esses agentes e
seus consumidores, bem como entre os usuários dos reservatórios de usinas hidrelétricas;
XX - articular-se com outros órgãos reguladores do setor energético e da administração
federal sobre matérias de interesse comum;
XXI - promover a articulação com os Estados e Distrito Federal para o aproveitamento
energético dos cursos de água e a compatibilização com a Política Nacional de Recursos
Hídricos;
XXII - dar suporte e participar, em conjunto com outros órgãos, de articulação visando ao
aproveitamento energético dos rios compartilhados com países limítrofes;
XXIII - estimular e participar das atividades de pesquisa e desenvolvimento tecnológico
necessárias ao setor de energia elétrica;
XXIV - promover intercâmbio com entidades nacionais e internacionais;
XXV - estimular e participar de ações ambientais voltadas para o benefício da sociedade,
bem como interagir com o Sistema Nacional de Meio Ambiente em conformidade com a legislação
vigente, e atuando de forma harmônica com a Política Nacional de Meio Ambiente;
XXVI - determinar o aproveitamento ótimo do potencial de energia hidráulica, em
conformidade com os §§ 2o e 3o do art. 5o da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995;
XXVII - diminuir os limites de carga e tensão de consumidores, para fins de escolha do seu
fornecedor de energia elétrica, nos termos do § 3o do art. 15 da Lei no 9.074, de 1995;
XXVIII - expedir as outorgas dos direitos de uso dos recursos hídricos para fins de
aproveitamento dos potenciais de energia hidráulica, em harmonia com a Política Nacional de
Recursos Hídricos;
XXIX - extinguir a concessão e a permissão de serviços de energia elétrica, nos casos
previstos em lei e na forma prevista no contrato;
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XXX - elaborar editais e promover licitações destinadas à contratação de concessionários
para aproveitamento de potenciais de energia hidráulica e para a produção, transmissão e
distribuição de energia elétrica;
XXXI - emitir atos de autorização para execução e exploração de serviços e instalações de
energia elétrica;
XXXII - celebrar, gerir, rescindir e anular os contratos de concessão ou de permissão de
serviços de energia elétrica e de concessão de uso de bem público relativos a potenciais de
energia hidráulica, bem como de suas prorrogações;
XXXIII - organizar e manter atualizado o acervo das informações e dados técnicos relativos
às atividades estratégicas do serviço de energia elétrica e do aproveitamento da energia
hidráulica;
XXXIV - expedir as autorizações para a realização de estudos, anteprojetos e projetos, nos
termos dos §§ 1o e 2o do art. 28 da Lei no 9.427, de 1996, e do art. 1o da Lei no 6.712, de 5 de
novembro de 1979, estipulando os valores das respectivas cauções;
XXXV - declarar a utilidade pública, para fins de desapropriação ou de instituição de
servidão administrativa, dos bens necessários à execução de serviço ou instalação de energia
elétrica, nos termos da legislação específica;
XXXVI - desenvolver atividades de hidrologia relativas aos aproveitamentos de energia
hidráulica e promover seu gerenciamento nos termos da legislação vigente;
XXXVII - cumprir e fazer cumprir o Código de Águas, na área de sua responsabilidade;
XXXVIII - regulamentar e supervisionar as condições técnicas e administrativas
necessárias à descentralização de atividades;
XXXIX - celebrar convênios de cooperação, em especial com os Estados e o Distrito
Federal, visando à descentralização das atividades complementares de regulação, controle e
fiscalização, mantendo o acompanhamento e avaliação permanente da sua condução;
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XL - definir e arrecadar os valores relativos à compensação financeira pela exploração de
recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, nos termos da legislação vigente,
fiscalizando seu recolhimento;
XLI - arrecadar os valores relativos aos royalties devidos pela Itaipu Binacional ao Brasil e
de outros aproveitamentos binacionais, nos termos dos regulamentos próprios definidos em
acordos internacionais firmados pelo Governo brasileiro e fiscalizar seus recolhimentos e
utilizações;
XLII - apurar e arrecadar os valores da taxa de fiscalização instituída pela Lei no 9.427, de
1996, na conformidade do respectivo regulamento;
XLIII - fixar os valores da cota anual de reversão, da cota das contas de consumo de
combustíveis fósseis, das cotas de reintegração dos bens e instalações em serviço e outras
transferências de recursos aplicadas ao setor de energia elétrica, e fiscalizar seus recolhimentos e
utilizações, quando for o caso.
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13. ANEXO II - GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICO-ECONÔMICOS
Ativo: a totalidade dos bens de uma empresa, ou pessoa, inclusive os direitos
suscetíveis de avaliação. Opõe-se a passivo.
Carteira: conjunto de alternativas que, baseado no PIR, formam uma proposta com os
quais os custos de energia elétrica são mantidos tão baixos quanto possível e, ao
mesmo tempo, garantem flexibilidade para uma adaptação a incertezas futuras.
Concorrência: disputa ou rivalidade entre produtores, negociantes, industriais, etc., pela
oferta de mercadorias ou serviços iguais ou semelhantes; pesquisa que tem por fim a
tomada de preços para compra e venda de materiais ou de serviços em grande escala.
Consumidor: aquele que compra para gastar em uso próprio.
Custo: quantia pela qual se adquiriu algo; valor em dinheiro.
Demanda: cota de quilowatts necessários ao consumo de uma cidade, de uma
empresa industrial, etc.;
Economia de Escala: rendimento por unidade de capital investido quando se
aumentam todos os fatores de produção em proporção igual; quanto maior a produção
de um determinado bem, maior o retorno.
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Economia de Escopo: rendimento por unidade de capital investido quando se aumenta
a diversidade dos produtos oferecidos.
Empresa: organização particular, governamental, ou de economia mista, que produz e/
ou oferece bens e serviços, com vista, em geral, à obtenção de lucros.
Investimento: aplicação ou emprego de capitais.
Lucro: benefício livre de despesas que se obtém na exploração de uma atividade
econômica.
Mercado: a relação estabelecida entre a oferta e a procura de bens e/ou serviços e/ou
capitais; o conjunto de pessoas e/ou empresas que, oferecendo ou procurando bens
e/ou serviços e/ou capitais, determinam o surgimento e as condições dessa relação
Monopólio: tráfico, exploração, posse, direito ou privilégio exclusivos.
Oferta: apresentação de mercadorias, ou de serviços de determinada espécie, como
objeto próprio de transação.
Passivo: conjunto de obrigações que uma pessoa natural ou jurídica deve satisfazer.
Opõe-se ao Ativo.
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Preço: custo unitário dalguma coisa posta à venda; valor; prestação pecuniária a cargo
do comprador, no contrato de compra e venda.
Produção: criação de bens e de serviços capazes de suprir as necessidades
econômicas do homem.
Receita: quantia recebida, ou apurada, ou arrecadada; o conjunto dos rendimentos de
um Estado, de uma entidade ou de uma pessoa, destinados a enfrentar gastos
necessários.
Renda: resultado financeiro de aplicação de capitais ou economias, ou de locação ou
arrendamento de bens patrimoniais; rendimento.
Royalty: comissão estabelecida em contrato entre proprietário e usuário duma patente
industrial ou marca de fantasia, entre o editor e o autor de uma obra literária, etc., para
fim de sua comercialização.
Serviço: produto da atividade humana que, sem assumir a forma de um bem material,
satisfaz uma necessidade; conjunto de pagamentos efetuados a título de juros e
amortização de dívidas.
Valor: maior ou menor apreço que um indivíduo tem a determinado bem ou serviço, e
que pode ser de uso ou de troca.
Valor de uso: apreço decorrente do prazer que o bem proporciona a seu proprietário.
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14. ANEXO III - APLICAÇÃO DE EQUIPAMENTOS PARA CONTROLE DE
DEMANDA NO SETOR RESIDENCIAL
Analisando a curva de demanda do setor residencial e o comportamento habitual dos
consumidores, notamos que o pico de consumo se dá entre às 18h00min e 19h30min. Grande
parte desse consumo é devido ao chuveiro elétrico, chegando a levar, em algumas regiões,
subestações a entrarem em regime operativo crítico de sobrecarga, criando a necessidade de
ampliação do sistema.
Com a intenção de solucionar este problema, foi criado um programa pela LIGHT em
conjunto com o PROCEL para a implantação de um sistema controlador de demanda, buscando-
se uma redução de demanda no horário de ponta de 500 a 600W por consumidor. Os órgãos da
área financeira, de posse destas informações e dos custos de fornecimento, calcularam o
desconto a ser ofertado aos clientes. Foi estabelecido um desconto linear de 20% na fatura do
consumidor, para um intervalo de limitação de demanda com duração de 1 hora e 30 minutos no
período das 18h00min as 19h30min.
Para esta experiência piloto foi especificado um sistema que propiciasse um chaveamento
remoto de cargas monofásicas, através de dois disjuntores, em horários fixos e pré-programados.
Na tabela 1 apresentada a seguir estão listadas algumas das características técnicas exigidas na
proposta de fornecimento
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Tabela 6 - Especificação técnica exigida pela LIGHT
Alimentação - fase neutro 127V ± 5%
Freqüência nominal 60 Hz
Exatidão do relógio em CA 10 ± 5 PPM
Exatidão do relógio com bateria interna Melhor que 0,5%
Tempo de retenção do relógio sem CA 720 horas
Controle de carga plena Relés com contato para 40 A (mínimo)
FP=0,9 ind
Controle de carga limitada 15 A (mínimo)
FP=0,9 ind
Número mínimo de operações 2000
Suportabilidade a corrente constante 40 A (mínimo)
Suportabilidade a corrente de curto-circuito 5 KA
Disjuntor limitador de carga 15 A
Temperatura de operação -10ºC a 55ºC
Umidade relativa do ar De 70% a 95% (média anual menor que 80%)
Grau de proteção IPW-53M NBR 6146
Instalação Em local abrigado no quadro de proteção do cliente
Inicialmente foram instalados os módulos de recepção e de chaveamento de carga. Os
módulos transmissores foram instalados em seguida.
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A configuração adotada pela LIGHT em seu projeto piloto compõe-se de três módulos:
Módulo Transmissor de Onda Portadora, Módulo Receptor de Onda Portadora e Módulo
Chaveador de Carga.
O módulo transmissor de onda portadora é instalado junto ao transformador de
média/baixa tensão e é o equipamento responsável pela geração e injeção do sinal de
telecomando que indica o início ou o fim do período de limitação de demanda segundo a ordem
de um microcontrolador programável alojado na mesma caixa que abriga o transmissor. A figura
13 apresenta a foto do transmissor instalado no poste.
Figura 13 - Módulo transmissor de sinal
O módulo receptor de onda portadora é o elemento responsável pela recepção do sinal de
telecomando e pelo acionamento do módulo chaveador de carga. Este módulo fica alojado no
painel de medição do edifício, e nesta implementação em particular, aciona até 8(oito) módulos de
chaveamento de carga, minimizando-se assim o custo da implementação. A figura 14 apresenta a
foto do módulo receptor instalado no quadro de distribuição do prédio.
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Figura 14 - Módulo receptor
O módulo chaveador de carga é a unidade limitadora de demanda e é individual para cada
consumidor. O módulo compõe-se de dois disjuntores de diferentes correntes nominais, de 40A e
de 15A nesta implementação, e um contactor. O contactor, ao ser acionado pelo receptor de onda
portadora, comuta a alimentação do consumidor do disjuntor de 40A para o disjuntor de 15A no
início do horário de ponta, retornando ao disjuntor de 40A ao final deste horário.
A figura 15 apresenta um diagrama representando as conexões do conjunto limitador de
demanda.
Figura 15 - Diagrama de instalação/ligação
O conjunto instalado permite ainda que esta implementação migre para a configuração
completa do sistema, que prevê um enlace de rádio, possibilitando a centralização total do
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comando de limitação de demanda em substituição a programação individual dos transmissores
de onda portadora através dos microcontroladores.
O enlace de rádio utiliza-se da onda portadora de uma emissora comercial na faixa de
ondas médias, transmitindo-se a informação por modulação de fase da portadora sem causar
interferência no áudio.
A configuração completa permite à concessionária contar com todas as vantagens da
centralização, como a flexibilização para alterar o período de ponta sempre que necessário ou
conveniente, programação de postos tarifários, desligamento de consumidores inadimplentes, etc.
Verificam-se ganhos elétricos com o projeto, mas, para que os ganhos econômicos sejam
maximizados é necessária a flexibilização do horário do controle das cargas, acompanhando a
sazonalidade existente na demanda do mercado alvo. A evolução para o sistema de telecomando
centralizado em sua configuração completa atenderia perfeitamente a esta função. Naturalmente,
alterações nos horários e na forma de gerenciar a demanda exigiriam novas negociações e
maiores esclarecimentos junto aos consumidores.
Devido à forte sazonalidade da demanda do sistema da LIGHT, inclusive na área do
programa, há a necessidade de se repetirem as coletas de dados durante o período de inverno,
quando o período de ponta local coincide com o do intervalo programado e acordado com os
clientes, proporcionado, então, uma melhor avaliação do ganho de demanda deslocada.
O nível de adesão obtido no projeto foi de 20% dos consumidores identificados como
mercado alvo na região escolhida para implementação da experiência piloto, inferior ao esperado,
mas considerado satisfatório.