Estudo em precificação e tarifação como recurso energético ... · DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA...

ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE DE SÃO PAULODEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE ENERGIA E AUTOMAÇÃO ELÉTRICAS

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Av. Prof. Luciano Gualberto , Trav. 3, n° 158, Cidade Universitária, São Paulo, CEP 05508 900

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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Av. Prof. Luciano Gualberto , Trav. 3, n° 158, Cidade Universitária, São Paulo, CEP 05508 900 1

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


Baixa Tensão

0,92

0,94

0,96

0,98

1

1,02

1,04

1,06



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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.

Estudo em precificação e tarifação como recurso energético ... · DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA...

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