Tarifação de energia elétrica

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Tarifação de energia elétrica Importante: Esta publicação é mantida revisada e atualizada no site www.engeweb.eng.br

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Ricardo Prado Tamietti Engeweb COBRAPI Engenharia sem fronteiras

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Catalogação na Fonte TAMIETTI, Ricardo P. Tarifação da energia elétrica / Ricardo Prado Tamietti. Belo Horizonte, MG : Engeweb, 2009 Inclui bibliografia 1. Engenharia. 2. Energia elétrica. 3. Tarifação. I. Título.

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SOBRE O AUTOR

Ricardo Prado Tamietti Graduado sem Engenharia Elétrica pela UFMG em 1994, onde também concluiu os cursos de pós-graduação em Engenharia de Telecomunicações e em Sistemas de Energia Elétrica com ênfase em Qualidade de Energia. Sócio-diretor da VERT Engenharia. Engenheiro e consultor da COBRAPI desde 1994, com grande experiência na elaboração, coordenação e gerenciamento de projetos de instalações elétricas industriais e sistemas prediais, tendo atuado nas áreas de educação corporativa, desenvolvimento de engenharia, sistema de gestão da qualidade, engenharia de projetos, planejamento e controle, gerenciamento de contratos, de projetos e de equipes técnicas de eletricidade. Auditor especializado em sistema de gestão da qualidade para empresas de engenharia, segundo prescrições da ABNT NBR ISO 9001. Membro da Comissão de Estudos CE-064.01 da ABNT/CB-03 - Comitê de Eletricidade da ABNT. Autor de livros, softwares e artigos técnicos na área de instalações elétricas. Na área acadêmica, atua como Coordenador técnico e docente de cursos de pós-graduação lato sensu direcionados ao ensino da engenharia de projetos industriais em diversas universidades do país. Mantém na internet a loja virtual www.engeweb.eng.br, uma editora multimídia especializada na produção e distribuição de conteúdos autorais e informativos – tanto de criação própria quanto de autores parceiros – sob a forma de cursos e e-books (livros digitais) para a área de engenharia. Contato: [email protected]

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“A menor mudança deixa-me inteiramente livre para modificar minha determinação,

desobrigando-me da promessa”.

Sêneca (Lucius Annaeus Seneca)

Agradecimentos:

À COBRAPI, pelo ambiente técnico.

Soluções educacionais para engenharia.

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A COBRAPI é uma empresa de engenharia com uma longa trajetória, marcada por desafios, conquistas e busca constante da evolução. Acreditamos em uma administração voltada para as pessoas, capaz de nos diferenciar e elevar a um patamar de excelência na execução de cada serviço. Investimos continuamente no desenvolvimento, conhecimento e tecnologia para manter-nos atualizados e aptos a oferecer os melhores projetos ao mercado. Assim, atender com eficiência cada projeto é fazer da engenharia uma fonte de resultados para nós e para os nossos clientes.

Há 46 anos contribuindo para a história da engenharia nacional

A COBRAPI iniciou sua trajetória em 1963, como subsidiária da estatal Companhia Siderúrgica Nacional-CSN. Os objetivos implícitos na criação era ser a empresa de engenharia capaz de absorver tecnologia e suportar o crescimento futuro da siderurgia brasileira.

Os objetivos foram alcançados e a empresa adquiriu experiência e qualificação, ampliando suas áreas de atuação para os mais diversos setores industriais. Foi integrada à Siderbrás (Siderurgia Brasileira), holding estatal do setor siderúrgico brasileiro formada pelas empresas CSN, USIMINAS, COSIPA, AÇOMINAS, USIBA, COFAVI, PIRATINI e COBRAPI.

Em 1989 a Siderbrás foi extinta e suas empresas foram colocadas no programa de privatização do Governo Federal. A COBRAPI foi adquirida por seus empregados, que mantêm o controle acionário até os dias atuais.

Após as necessárias adaptações, impostas pelo mercado onde atua, a COBRAPI segue forte e, como sempre, treinando, formando, desenvolvendo profissionais e destacando-se por meio de soluções inovadoras. A determinação mostrada ao longo do caminho percorrido assegura passos firmes rumo ao futuro.

Atendendo com qualidade e tecnologia por todo o país

Com atuação significativa nas áreas de siderurgia, metalurgia, bens de capital, celulose, mineração, petróleo, entre outras, a Cobrapi está presente nos estados de Minas Gerais (Belo Horizonte e Ipatinga), Rio de Janeiro (Rio de Janeiro), São Paulo (Cubatão) e Espírito Santo (Vitória), consolidando sua melhor competência em serviços de engenharia, fornecimento de pacotes, gerenciamento de implantação de empreendimentos, consultoria e apoio técnico, desenvolvimento de processos e tecnologia e assistência técnica exterior.

Matriz Rua Padre Eustáquio, 2818 Pe. Eustáquio – 30720-100 – Belo Horizonte – MG Telefax: (31) 3349-1400

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Áreas de negócio

Engenharia Estudo de viabilidade; Projetos conceptual, básico e detalhado; Suprimento; Meio ambiente.

Consultoria e Apoio Técnico Engenharia, manutenção, operação e logística

Fornecimento de pacotes Turn Key e Turn Key Misto: Processos, Projetos, Suprimento, Construção, Montagem, Teste e Posta em Marcha e Operação Assistida.

Gerenciamento Supervisão e fiscalização de implantação de empreendimentos.

COBRAPI Educação Soluções Educacionais para a Engenharia:

- Programas Abertos - Programas Customizados - Especialização Lato Sensu

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TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA www.engeweb.eng.br

SUMÁRIO

1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA ............................................................................................................. 9

1.1 PRINCIPAIS DEFINIÇÕES ......................................................................................................................................... 9 1.2 CLASSIFICAÇÃO DOS CONSUMIDORES DE ENERGIA .............................................................................................. 11

1.2.1 Consumidores do Grupo A ................................................................................................................... 11 1.2.2 Consumidores do Grupo B ................................................................................................................... 12

1.3 TARIFAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ..................................................................................................................... 12 1.3.1 Tarifação convencional ......................................................................................................................... 15 1.3.2 Tarifação horo-sazonal ......................................................................................................................... 16 1.3.3 Tarifação monômia ............................................................................................................................... 21

1.4 DEMANDA, CONSUMO E FATOR DE POTÊNCIA ...................................................................................................... 21 1.5 A LEGISLAÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA .............................................................................................................. 24

1.5.1 O faturamento de energia e demanda ativa ......................................................................................... 27 1.5.2 O faturamento de energia e demanda reativas excedentes ................................................................. 33 1.5.3 Reduzindo a fatura de energia elétrica ................................................................................................. 42

1.6 FATOR DE CARGA ................................................................................................................................................ 53 1.6.1 Tarifação convencional ......................................................................................................................... 56 1.6.2 Tarifação Horo-sazonal Azul ................................................................................................................ 56 1.6.3 Tarifação Horo-sazonal Verde .............................................................................................................. 57

APÊNDICE A – BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................................ 59

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INTRODUÇÃO

Várias medidas de eficientização e otimização energética não são implantadas pelos consumidores responsáveis devido aos elevados custos envolvidos quando comparados aos possíveis decréscimos nas faturas de energia elétrica. Estas apresentam a quantia total que deve ser paga pela prestação do serviço público de energia elétrica, referente a um período especificado, discriminando as parcelas correspondentes.

Assim, compreender a estrutura tarifária e como são calculados os valores expressos nas notas fiscais de energia elétrica é um parâmetro importante para a correta tomada de decisão em projetos envolvendo conservação de energia.

A análise dos elementos que compõem esta estrutura, seja convencional ou horo-sazonal, é indispensável para uma tomada de decisão quanto ao uso eficiente da

energia. A conta de energia é uma síntese dos parâmetros de consumo, refletindo a forma como a mesma é utilizada. Uma análise histórica, como no mínimo 12 meses, apresenta um quadro rico de informações e torna-se a base de comparação para futuras mudanças, visando mensurar potenciais de economia. Nesse sentido, o estudo e o acompanhamento das contas de energia elétrica tornam-se ferramentas importantes para a execução de um gerenciamento energético em instalações.

Além disso, o resultado da análise permite que o instrumento contratual entre a concessionária e o consumidor torne-se adequado às necessidades deste, podendo implicar em redução de despesas com eletricidade.

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Capítulo

1

Tarifação da energia elétrica

CAPÍTULO 1 – TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 8

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1 Tarifação da energia elétrica

Sumário do capítulo 1.1 PRINCIPAIS DEFINIÇÕES 1.2 CLASSIFICAÇÃO DOS CONSUMIDORES DE ENERGIA

1.2.1 Consumidores do grupo A 1.2.2 Consumidores do grupo B

1.3 TARIFAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 1.3.1 Tarifação convencional 1.3.2 Tarifação Horo-sazonal 1.3.3 Tarifação monômia

1.4 DEMANDA, CONSUMO E FATOR DE POTÊNCIA 1.5 A LEGISLAÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA

1.5.1 O faturamento de energia e demanda ativa 1.5.2 O faturamento de energia e demanda reativas excedentes 1.5.3 Reduzindo a fatura de energia elétrica

1.6 FATOR DE CARGA 1.6.1 Tarifação convencional 1.6.2 Tarifação Horo-sazonal Azul 1.6.3 Tarifação Horo-sazonal verde

1.7 SISTEMAS DE MEDIÇÃO DA CONCESSIONÁRIA

Esta publicação apresenta noções

básicas sobre as formas de tarifação da energia elétrica e a legislação do fator de potência, estando calcado no instrumento legal mais recente que versa sobre o tema, a Resolução 456 da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, publicada no Diário Oficial em 29 de novembro de 2000 e disponibilizado no apêndice A.

1.1 Principais definições

Para melhor compreensão dos assuntos a serem tratados ao longo deste capítulo, é importante o conhecimento de alguns conceitos e definições:

Carga instalada: soma das potências nominais dos equipamentos elétricos instalados na unidade consumidora, em condições de entrar em funcionamento, expressa em quilowatts (kW).

Contrato de fornecimento: instrumento contratual em que a concessionária e o

consumidor responsável por unidade consumidora do Grupo “A” ajustam as características técnicas e as condições comerciais do fornecimento de energia elétrica.

Demanda: média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na unidade consumidora, durante um intervalo de tempo especificado (kW ou kVAr).

Demanda contratada: demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente disponibilizada pela concessionária, no ponto de entrega, conforme valor e período de vigência fixados no contrato de fornecimento e que deverá ser integralmente paga, seja ou não utilizada durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).

Demanda de ultrapassagem: parcela da demanda medida que excede o valor da demanda contratada, expressa em quilowatts (kW).


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Demanda faturável: valor da demanda de potência ativa, identificada de acordo com os critérios estabelecidos e considerada para fins de faturamento, com aplicação da respectiva tarifa, expressa em quilowatts (kW).

Demanda medida: maior demanda de potência ativa, verificada por medição, integralizada no intervalo de 15 (quinze) minutos durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).

Estrutura tarifária: conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativas de acordo com a modalidade de fornecimento.

Horário de Ponta (P): corresponde ao

intervalo de 3 horas consecutivas, definido por cada concessionária local, compreendido entre as 17 e 22 horas, de segunda à sexta-feira.

Horário Fora de Ponta (F): corresponde às horas complementares às relativas ao horário de ponta, acrescido do total das horas dos sábados e domingos.

Período Seco (S): período de 7 (sete) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de maio a novembro.

Período Úmido (U): período de 5 (cinco) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte.

Fator de carga: razão entre a demanda média e a demanda máxima da unidade consumidora, ocorridas no mesmo intervalo de tempo especificado.

Fator de demanda: razão entre a demanda máxima num intervalo de tempo especificado e a carga instalada na unidade consumidora.

Fator de potência: razão entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada da soma dos quadrados das energias elétricas ativa e reativa, consumidas num mesmo período especificado.

Fatura de energia elétrica: nota fiscal que apresenta a quantia total que deve ser paga pela prestação do serviço público de energia elétrica, referente a um período especificado, discriminando as parcelas correspondentes.

Modulação: corresponde a redução percentual do valor de demanda no horário de ponta em relação ao horário fora de ponta.

Potência disponibilizada: potência que o sistema elétrico da concessionária deve dispor para atender às instalações elétricas da unidade consumidora, segundo os critérios estabelecidos na Resolução 456/00 da Aneel e configurada nos seguintes parâmetros:

a) unidade consumidora do Grupo “A”: a demanda contratada, expressa em quilowatts (kW);

b) unidade consumidora do Grupo “B”: a potência em kVA, resultante da multiplicação da capacidade nominal ou regulada, de condução de corrente elétrica do equipamento de proteção geral da unidade consumidora pela tensão nominal, observado no caso de fornecimento trifásico, o fator específico referente ao número de fases.

Potência instalada: soma das potências nominais de equipamentos elétricos de mesma espécie instalados na unidade consumidora e em condições de entrar em funcionamento.

Segmentos Horo-Sazonais: são as combinações dos intervalos de ponta e fora de ponta com os períodos seco e úmido, conforme abaixo:

a) horário de ponta em período seco - PS;

b) horário de ponta em período úmido - PU;

c) horário fora de ponta em período seco - FPS;

d) horário fora de ponta em período úmido - FPU.


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Tarifa: preço da unidade de energia elétrica e/ou da demanda de potência ativas.

Tarifa monômia: tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por preços aplicáveis unicamente ao consumo de energia elétrica ativa.

Tarifa binômia: conjunto de tarifas de fornecimento constituído por preços aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa e à demanda faturável.

Tarifa de ultrapassagem: tarifa aplicável sobre a diferença positiva entre a demanda medida e a contratada, quando exceder os limites estabelecidos.

Tarifas de Ultrapassagem: são as tarifas aplicadas à parcela da demanda medida que superar o valor da demanda contratada, no caso de Tarifas Horo-Sazonais, respeitados os respectivos limites de tolerância.

Tolerância de ultrapassagem de demanda: é uma tolerância dada aos consumidores das tarifas horo-sazonais para fins de faturamento de ultrapassagem de demanda. Esta tolerância é de:

a) 5% para os consumidores atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV;

b) 10% para os consumidores atendidos em tensão inferior a 69 kV (a grande maioria), e demanda contratada superior a 100 kW;

c) 20% para os consumidores atendidos em tensão inferior a 69 kV, e demanda contratada de 50 a 100 kW.

Valor líquido da fatura: valor em moeda corrente resultante da aplicação das respectivas tarifas de fornecimento, sem incidência de imposto, sobre as componentes de consumo de energia elétrica ativa, de demanda de potência ativa, de uso do sistema, de consumo de energia elétrica e demanda de potência reativas excedentes.

Valor mínimo faturável: valor referente ao custo de disponibilidade do sistema

elétrico, aplicável ao faturamento de unidades consumidoras do Grupo “B”, de acordo com os limites fixados por tipo de ligação.

Definições conforme Resolução 456/00 da Aneel, Art. 2º).

1.2 Classificação dos consumidores de energia

Os consumidores de energia são classificados (conforme resolução 456/00 da Aneel, inciso XXII do art. 2º) pelo nível de tensão em que são atendidos e podem ser divididos em três categorias:

a) Consumidores do Grupo A - Tarifação Convencional;

b) Consumidores do Grupo A - Tarifação Horo-Sazonal;

c) Consumidores do Grupo B.

A energia elétrica pode ser cobrada de diversas maneiras, dependendo do enquadramento tarifário de cada consumidor. A apresentação das características de cada uma das modalidades tarifárias (convencional e horo-sazonal) será introduzida na seção 6.3.

1.2.1 Consumidores do Grupo A

Corresponde ao grupamento composto de unidades consumidoras com tensão de fornecimento igual ou superior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em tensão inferior a 2,3 kV a partir de sistema subterrâneo de distribuição.

O grupo A, subdividido nos subgrupos apresentados na tabela 1.1, é caracterizado pela estruturação tarifária binômia (os consumidores são cobrados tanto pela demanda quanto pela energia ativa que consomem), além da tarifação imposta por baixo fator de potência (inferior a 0,92,


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indutivo ou capacitivo) para o consumo de energia elétrica e demanda de potências reativas excedentes.

Os grandes consumidores e a maioria das pequenas e médias empresas brasileiras (industriais ou comerciais) são classificados no Grupo A, podendo ser enquadrados na tarifação convencional ou na tarifação horo-sazonal (azul ou verde).

Tabela 1.1 Subgrupos dos consumidores do grupo A.

Subgrupos Tensão de fornecimento A1 ≥ 230 kV A2 88 kV a 138 kV A3 69 kV

A3a 30 kV a 44 kV A4 2,3 kV a 25 kV AS Subterrâneo1

Nota: 1- Tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, atendida a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturada neste Grupo em caráter opcional.

É necessária, para consumidores do Grupo A, a assinatura de um “Contrato de Fornecimento”, destinado a regular as relações entre a concessionária e a unidade consumidora.

1.2.2 Consumidores do Grupo B

Corresponde ao grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV ou, ainda, atendidas em tensão superior a 2,3 kV e faturadas neste Grupo nos termos definidos nos arts. 79 a 81 da resolução 456/00 da Aneel. O grupo B, subdividido nos subgrupos apresentados na tabela 1.2, é caracterizado pela estruturação tarifária monômia (isto é, os consumidores são cobrados apenas pela energia ativa que consomem), além da tarifação imposta por baixo fator de potência (consumo de energia reativa excedente), quando aplicável.

Tabela 1.2 Subgrupos dos consumidores do grupo B.

Subgrupos Tensão de fornecimento B1 Residencial e residencial de baixa

renda B2 Rural, cooperativa de eletrificação

rural, serviço público de irrigação B3 Demais classes B4 Iluminação pública

Como exemplo, podemos citar as residências, iluminação pública, consumidores rurais, e todos os demais usuários alimentados em baixa tensão (abaixo de 600 V), divididos em três tipos de tarifação: residencial, comercial e rural.

Os consumidores atendidos por redes elétricas subterrâneas são classificados no Grupo A, Sub-grupo AS, mesmo que atendidos em baixa tensão.

É necessária, para consumidores do Grupo B, a assinatura de um “Contrato de Adesão”, destinado a regular as relações entre a concessionária e a unidade consumidora.

Figura 1.1 Consumidores dos Grupos A e B.

1.3 Tarifação de energia elétrica

Tarifação de Energia Elétrica é o sistema organizado de tabelas de preços (da unidade de energia elétrica e/ou da demanda de potência ativa) correspondentes às diversas classes de serviço oferecidas às unidades consumidoras, aprovadas e reguladas pela Aneel - Agência Nacional de


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Energia Elétrica, em cujo site podem ser obtidas as tabelas de tarifas atualizadas.

A compreensão da forma como é cobrada a energia elétrica e como são calculados os valores apresentados nas contas de energia elétrica é fundamental para a tomada de decisão em relação a projetos de eficiência energética.

A conta de energia reflete o modo como a energia elétrica é utilizada e sua análise por um período de tempo adequado permite estabelecer relações importantes entre hábitos e consumo.

Dadas as alternativas de enquadramento tarifário disponíveis para alguns consumidores, o conhecimento da formação da conta e dos hábitos de consumo permite escolher a forma de tarifação mais adequada e que resulta em menor despesa com a energia elétrica.

As tarifas de eletricidade em vigor possuem estruturas com dois componentes básicos na definição do seu preço:

a) componente relativo à demanda de potência ativa (quilowatt ou kW);

b) componente relativo ao consumo de energia ativa (quilowatt-hora ou kWh).

É importante observar que, até 1981, existia apenas um sistema de tarifação, denominado Convencional. Este sistema, bastante simplificado, não permitia que o consumidor percebesse os reflexos decorrentes da melhor forma de utilizar (consumir) a eletricidade, uma vez que não havia diferenciação de preços segunda sua utilização durante as horas do dia e períodos do ano.

Desta forma, esta única estrutura de tarifação levava o consumidor a ser indiferente no que diz respeito à utilização da energia elétrica durante a madrugada ou no final da tarde, assim como consumir durante o mês de junho ou dezembro, no inverno ou no verão.

Esta indiferença com relação ao consumo de energia ao longo desses

períodos indicava um perfil de comportamento vinculado exclusivamente aos hábitos de consumo e às características próprias do mercado de uma determinada região. E, diga-se de passagem, não havia nenhum interesse ou intenção na mudança destes hábitos, visto que a legislação vigente não acrescentava nada a este respeito.

Figura 1.2 Comportamento médio do mercado de eletricidade ao longo de um dia útil.

A figura 1.2 mostra o comportamento médio do mercado de eletricidade (consumo energético), ao longo de um dia típico de operação (dia útil). Observa-se, claramente, que no horário das 17 às 22 horas existe uma intensificação do uso da eletricidade se comparado com os demais períodos do dia. Esse comportamento resulta das influências e características individuais das várias classes de consumo que normalmente compõem o mercado: industrial, comercial, residencial, iluminação pública, rural e outras.

O horário de maior uso é denominado "horário de ponta" do sistema elétrico. É o período onde a tarifa de energia é mais cara, sendo compreendido somente por 3 horas consecutivas de segunda a sexta-feira, entre 17:00 h e 22:00 h, estabelecido por cada concessionária local (em geral, entre 17:30 h e 20:30 h). Neste período, as redes de distribuição assumem maior carga, atingindo seu valor máximo (pico de consumo) aproximadamente às 19 horas, variando um pouco este horário de região para região do país.

0 6 12 18 24

Curva de Carga Dia Útil

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No horário de ponta, um novo consumidor a ser atendido pelo sistema custará mais à concessionária nesse período de maior solicitação do que em qualquer outro horário do dia, devido ao maior carregamento das redes de distribuição neste horário. De fato, existirá a necessidade de ampliação do sistema (aumento de custo para a concessionária) para atender aos consumidores no horário de ponta.

O horário Fora de Ponta é o período onde a tarifa de energia é mais barata, sendo o horário complementar ao horário de Ponta, de segunda a sexta-feira, e o dia inteiro nos sábados, domingos e feriados.

Figura 1.3 Horário de ponta e fora de ponta.

Em geral, o custo da tarifa de energia no horário de Ponta é três vezes maior do que no horário Fora de Ponta, motivando as empresas a utilizarem menos energia neste horário como forma de reduzir suas contas mensais pagas às concessionárias.

Da mesma forma que o comportamento do consumo de energia varia ao longo de um dia, o comportamento do mercado de eletricidade ao longo do ano também apresenta características próprias, as quais podem ser visualizadas na figura 1.4.

JAN MARFEV MAI JULJUN SET NOVOUTABR AGO DEZ

Período úmido Período seco Períodoúmido

A

B

Figura 1.4 Disponibilidade média dos reservatórios (curva A) x consumo ao longo do ano (curva B).

A curva A representa a disponibilidade média de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas, constituindo o potencial predominante de geração de eletricidade (disponibilização energética). Por outro lado, a curva B representa o comportamento de consumo médio do mercado de energia elétrica a nível nacional, assumindo um valor máximo justamente no período em que a disponibilidade de água fluente nos mananciais é mínima.

Em outras palavras, pode-se dizer que no período de maior consumo existe o menor potencial de geração de eletricidade. Este fato permite identificar, em função da disponibilidade hídrica, uma época do ano denominada "período seco", compreendido entre maio e novembro de cada ano, e outra denominada “período úmido", de dezembro de um ano até abril do ano seguinte.

Fora de ponta Fora de ponta Ponta

O período úmido é aquele onde, devido à estação de chuvas, os reservatórios de nossas usinas hidrelétricas estão mais altos. Como o potencial hidráulico das usinas cresce, existe um incentivo (tarifas mais baixas) para que o consumo de energia seja maior neste período.

0:00h 17:30h 20:30h 24:00h

O período seco é aquele onde, devido à falta de chuvas, os reservatórios de nossas usinas hidrelétricas estão mais baixos. Como o potencial hidráulico das usinas diminui, existe um acréscimo nas tarifas para que o consumo de energia seja menor neste período.

A capacidade de acumulação nos reservatórios das usinas, que estocam a água afluente durante o ano, torna possível o atendimento ao mercado no período seco. Consequentemente, o fornecimento de energia no período seco tende, também, a ser mais oneroso, pois leva à necessidade de se construir grandes reservatórios, e eventualmente, operar usinas térmicas ou investimentos em outras formas alternativas de geração de energia (como a eólica, por exemplo).

Devido a estes fatos típicos do comportamento da carga ao longo do dia e ao longo do ano (em função da


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disponibilidade de água), foi concebida a Estrutura Tarifária Horo-Sazonal (THS), com suas Tarifas Azul e Verde, caracterizadas pela aplicação de tarifas e preços diferenciados de acordo com o horário do dia (ponta e fora de ponta) e períodos do ano (seco e úmido).

A Tarifa Azul caracteriza-se pela aplicação de preços diferenciados de demanda e consumo de energia elétrica para os horários de ponta e fora de ponta e para os períodos seco e úmido. A Tarifa Verde caracteriza-se pela aplicação de um preço único de demanda, independente de horário e período e preços diferenciados de consumo, de acordo com as horas do dia e períodos do ano.

O faturamento de unidade consumidora do Grupo “B” será realizado com base no consumo de energia elétrica ativa, e, quando aplicável, no consumo de energia elétrica reativa excedente.

Por outro lado, o faturamento de unidade consumidora do Grupo “A”, observados, no fornecimento com tarifas horo-sazonais, os respectivos segmentos, será realizado com base nos valores identificados por meio dos critérios definidos pela Aneel e descritos a seguir:

I - demanda de potência ativa: um único valor, correspondente ao MAIOR dentre os a seguir definidos:

a) a demanda contratada, exclusive no caso de unidade consumidora rural ou sazonal faturada na estrutura tarifária convencional;

b) a demanda medida; ou

c) 10% (dez por cento) da maior demanda medida, em qualquer dos 11 (onze) ciclos completos de faturamento anteriores, quando se tratar de unidade consumidora rural ou sazonal faturada na estrutura tarifária convencional.

II - consumo de energia elétrica ativa: um único valor, correspondente ao MAIOR dentre os a seguir definidos:

a) energia elétrica ativa contratada, se houver; ou

b) energia elétrica ativa medida no período de faturamento.

III - consumo de energia elétrica e demanda de potência reativas excedentes: quando o fator de potência da unidade consumidora, indutivo ou capacitivo, for inferior a 0,92.

1.3.1 Tarifação convencional

A estrutura tarifária convencional, conforme definido pela Aneel, é a “estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano”.

Os consumidores do Grupo A, sub-grupos A3a, A4 ou AS (ou seja, fornecimento inferior a 69 kV) , podem ser enquadrados na tarifa Convencional quando a demanda contratada for inferior a 300 kW, desde que não tenham ocorrido, nos 11 meses anteriores, 3 (três) registros consecutivos ou 6 (seis) registros alternados de demanda superior a 300 kW. Quando este for o caso, é obrigatório o enquadramento na Tarifação Horo-Sazonal (THS).

O enquadramento na tarifa Convencional exige um contrato específico com a concessionária no qual se pactua um único valor da demanda pretendida pelo consumidor (demanda contratada), independente da hora do dia (ponta ou fora de ponta) ou período do ano (seco ou úmido).

Na tarifação convencional, o consumidor paga à concessionária até três parcelas: consumo, demanda e ajuste de fator de potência. O faturamento do consumo é feito pelo critério mais simples, semelhante ao de nossas casas, sem a divisão do dia em horário de ponta e fora de ponta. Acumula-se o total de kWh consumidos e aplica-se uma tarifa de consumo para chegar-se à parcela de faturamento de consumo.


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A parcela de faturamento de demanda é obtida pela aplicação de uma tarifa de demanda à demanda faturada, tal qual é aplicado à tarifação horo-sazonal.

Note bem a importância do controle de demanda: um pico de demanda na tarifação convencional pode significar acréscimos na conta de energia por até 12 meses.

Para cálculo da parcela de ajuste de fator de potência, o dia é dividido em duas partes: horário capacitivo e o restante. Se o fator de potência do consumidor estiver dentro dos limites pré-estabelecidos, esta parcela não é cobrada. O limite estabelecido pela Aneel é de 0,92 indutivo.

Como exemplo, podemos citar as pequenas indústrias ou instalações comerciais que não estejam enquadradas na Tarifação Horo-Sazonal (THS), normalmente com demanda abaixo de 300 kW.

A tabela 1.3 apresenta um exemplo de tarifas de energia elétrica para tarifação Convencional.

Tabela 1.3 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Convencional referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N° 87/2000 – Quadro A).

Tarifa Convencional

Subgrupo Demanda (R$/kW)

Consumo(R$/MWh)

A2 (88 a 138 kV) 16,33 41,11 A3 (69 kV) 17,60 44,30 A3a (30 kV a 44 kV) 6,10 89,43 A4 (2,3 kV a 25 kV) 6,33 92,73 AS (subterrâneo) 9,35 97,04 B1 – RESIDENCIAL 180,23 B1 – RESIDENCIAL DE BAIXA RENDA:

Consumo mensal até 30 kWh 63,09 Consumo mensal de 31 a 100 kWh 108,14 Consumo mensal de 101 a 180 kWh 162,20 B2 – RURAL 105,48 B2 – COOPERATIVA DE ELETRIFICAÇÃO RURAL

74,52

B2 – SERVIÇO DE IRRIGAÇÃO 96,97 B3 – DEMAIS CLASSES 168,26 B4 – ILUMINAÇÃO PÚBLICA: B4a – Rede de distribuição 86,70 B4b – Bulbo da lâmpada 95,15 B4c – Nível de IP acima do padrão 140,97

Tarifa Convencional

(binômia)

Demanda única Consumo único (R$/kW) (R$/kWh)

Figura 1.5 Tarifação convencional.

1.3.2 Tarifação horo-sazonal

Esta modalidade de tarifação, conforme definido pela Aneel, é estruturada para “aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia”.

Na tarifação horo-sazonal, os dias são divididos em períodos fora de ponta e de ponta, para faturamento de demanda, e em horário capacitivo e o restante, para faturamento de fator de potência. Além disto, o ano é dividido em um período úmido e outro seco.

Assim, para o faturamento do consumo, acumula-se o total de kWh consumidos em cada período: fora de ponta seca (FS) ou fora de ponta úmida (FU), e ponta seca (PS) ou ponta úmida (PU).

Para cada um destes períodos, aplica-se uma tarifa de consumo diferenciada, e o total é a parcela de faturamento de consumo. Evidentemente, as tarifas de consumo nos períodos secos são mais caras que nos períodos úmidos, e no horário de ponta é mais cara que no horário fora de ponta.

Os custos por kWh são mais baixos nas tarifas horo-sazonais, mas as multas por ultrapassagem são mais pesadas. Assim, para a escolha do melhor enquadramento tarifário (quando facultado ao cliente) é necessária uma avaliação específica.


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Nos consumidores enquadrados na Tarifação Horo-Sazonal (THS), as concessionárias utilizam medidores eletrônicos com saídas para o usuário (consumidor). Esta “saída para o usuário” é uma saída serial de dados que segue uma norma ABNT onde são disponibilizadas as informações de consumo de energia ativa e reativa para o intervalo de 15 minutos corrente (tempo de medição utilizado para faturamento) separado por posto horário (ponta e fora de ponta indutivo e fora de ponta capacitivo).

Nos demais consumidores, os sistemas de medição das concessionárias não possuem qualquer interface para o consumidor. Esta é uma das razões, dentre outras, que faz com que a grande maioria dos casos de controle de demanda seja de consumidores enquadrados na THS. Nestes casos, as informações de consumo ativo e reativo (assim como posto tarifário e sincronismo do intervalo de integração) são fornecidas por medidores ou registradores das próprias concessionárias de energia, ou seja, um medidor de energia denominado medidor THS, específico para a modalidade tarifária horo-sazonal, cujas medições (dados) ficam registrados na chamada “memória de massa” do medidor.

1.3.2.1 Tarifação horo-sazonal azul

O enquadramento dos consumidores do Grupo A na tarifação horo-sazonal azul é obrigatório para os consumidores dos subgrupos A1, A2 ou A3, ou seja, para os consumidores atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV. O enquadramento também é compulsório com tensão de fornecimento inferior a 69 kV quando a demanda contratada for igual ou superior a 300 kW. Opcionalmente, o enquadramento na tarifação horo-sazonal azul pode ser feito para as unidades consumidoras com tensão

de fornecimento inferior a 69 kV sempre que a demanda contratada for inferior a 300 kW.

Esta modalidade tarifária exige um contrato especifico com a concessionária, no qual se pactua tanto o valor da demanda pretendida pelo consumidor no horário de ponta (demanda contratada na ponta) quanto o valor pretendido nas horas fora de ponta (demanda contratada fora de ponta).

É importante salientar que o consumidor poderá optar pelo retorno à estrutura tarifária convencional, desde que seja verificado, nos últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, a ocorrência de 9 (nove) registros, consecutivos ou alternados, de demandas medidas inferiores a 300 kW.

A Tarifa Azul será aplicada considerando-se a seguinte estrutura tarifária:

I - demanda de potência (kW):

a) um preço para horário de ponta (P);

b) um preço para horário fora de ponta (F).

II - consumo de energia (kWh):

a) um preço para horário de ponta em período úmido (PU);

b) um preço para horário fora de ponta em período úmido (FU);

c) um preço para horário de ponta em período seco (PS); e

d) um preço para horário fora de ponta em período seco (FS).

Na tarifação horo-sazonal azul, a resolução 456 permite, embora não seja explícita, que o faturamento da parcela de demanda seja igualmente composto por parcelas relativas a cada período: fora de ponta seca ou fora de ponta úmida, e ponta seca ou ponta úmida.

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Figura 1.6 Tarifação Horo-Sazonal Azul.

Para cada período, o cálculo será o seguinte:

Caso 1 - Demanda registrada inferior à demanda contratada. Aplica-se a tarifa de demanda correspondente à demanda contratada.

Caso 2 - Demanda registrada superior à demanda contratada, mas dentro da tolerância de ultrapassagem (ver nota abaixo). Aplica-se a tarifa de demanda correspondente à demanda registrada.

Caso 3 - Demanda registrada superior à demanda contratada e acima da tolerância. Aplica-se a tarifa de demanda correspondente à demanda contratada, e soma-se a isso a aplicação da tarifa de ultrapassagem correspondente à diferença entre a demanda registrada e a demanda contratada. Ou seja: paga-se tarifa normal pelo contratado, e a tarifa de ultrapassagem sobre todo o excedente. É importante salientar que a tarifa de ultrapassagem é superior (normalmente 3 a 4 vezes) ao valor da tarifa normal de fornecimento.

Nota: A tolerância de ultrapassagem de demanda é uma tolerância dada aos consumidores das tarifas horo-sazonais para fins de faturamento de ultrapassagem de demanda (ou seja, quando a demanda medida superar a demanda contratada). Esta tolerância é de 10% para unidade consumidora

atendida em tensão de fornecimento inferior a 69 kV, caindo para 5% para unidade consumidora atendida em tensão de fornecimento igual ou superior a 69 kV.

Para o cálculo da parcela de ajuste de fator de potência, o dia é dividido em duas partes: horário capacitivo e o restante. Se o fator de potência do consumidor estiver fora dos limites estipulados pela legislação, haverá penalização por baixo fator de potência. Se o fator de potência do consumidor estiver dentro dos limites pré-estabelecidos, esta parcela não é cobrada.

As tabelas 1.4 a 1.6 apresentam exemplos de tarifas de energia elétrica para a tarifação horo-sazonal azul.

Tabela 1.4 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Horo-sazonal azul – segmento horário - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N° 87/2000 – Quadro B).

Tarifa horo-sazonal Azul

Segmento horário Subgrupo

Demanda (R$/kW)

Ponta Fora de ponta

A1 (230 kV ou mais) 9,58 2,00 A2 (88 a 138 kV) 10,30 2,37 A3 (69 kV) 13,82 3,78 A3a (30 kV a 44 kV) 16,14 5,40 A4 (2,3 kV a 25 kV) 16,74 5,8 AS (subterrâneo) 17,52 8,57

Tarifa Horo-sazonal AZUL

(binômia)

Consumo Demanda (R$/kWh) (R$/kW)

Ponta (P)

Fora de Ponta (F)

Seco Úmido Seco

Ponta Fora de Ponta (P) (F)

Úmido


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Tabela 1.5 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Horo-sazonal azul – segmento sazonal - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N° 87/2000 – Quadro C).

Tarifa horo-sazonal Azul

Segmento sazonal Subgrupo

Consumo (R$/MWh)

Ponta Seca Úmida

A1 (230 kV ou mais) 54,53 47,69 A2 (88 a 138 kV) 57,77 53,89 A3 (69 kV) 65,47 58,03 A3a (30 kV a 44 kV) 105,86 97,98 A4 (2,3 kV a 25 kV) 109,76 101,59 AS (subterrâneo) 114,88 106,32 Fora de Ponta

Seca Úmida A1 (230 kV ou mais) 38,59 32,79 A2 (88 a 138 kV) 41,41 37,96 A3 (69 kV) 45,11 38,93 A3a (30 kV a 44 kV) 50,35 44,51 A4 (2,3 kV a 25 kV) 52,19 46,12 AS (subterrâneo) 54,62 48,28

Tabela 1.6 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Horo-sazonal azul – tarifas de ultrapassagem - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N° 87/2000 – Quadro D).

Tarifa de ultrapassagem - Horo-sazonal Azul

Segmento horo-sazonal subgrupo

Demanda (R$/kW)

Ponta Fora de ponta

Seca ou úmida

Seca ou úmida

A1 (230 kV ou mais) 35,51 7,47 A2 (88 a 138 kV) 38,14 8,71 A3 (69 kV) 51,21 14,00 A3a (30 kV a 44 kV) 54,30 18,09 A4 (2,3 kV a 25 kV) 50,21 16,74 AS (subterrâneo) 52,54 25,66

1.3.2.2 Tarifação horo-sazonal verde

O enquadramento dos consumidores do Grupo A na tarifação horo-sazonal verde é obrigatório para tensão de fornecimento inferior a 69 kV (subgrupos A3a, A4 e AS) quando a demanda contratada for igual ou superior a 300 kW, em alternativa a tarifação horo-sazonal azul.

Opcionalmente, o enquadramento na tarifação horo-sazonal verde pode ser feito para as unidades consumidoras com tensão de fornecimento inferior a 69 kV sempre que a demanda contratada for inferior a 300 kW.

O enquadramento nesta modalidade tarifária exige um contrato especifico com a concessionária no qual se pactua a demanda pretendida pelo consumidor (demanda contratada), independente da hora do dia (ponta ou fora de ponta).

A Tarifa Verde será aplicada considerando a seguinte estrutura tarifária:

I - demanda de potência (kW): um preço único.

II - consumo de energia (kWh):

a) um preço para horário de ponta em período úmido (PU);

b) um preço para horário fora de ponta em período úmido (FU);

c) um preço para horário de ponta em período seco (PS); e

d) um preço para horário fora de ponta em período seco (FS)

Embora não seja explícita, a Resolução 456 permite que sejam contratados dois valores diferentes de demanda, um para o período seco e outro para o período úmido.

Não existe contrato diferenciado de demanda no horário de ponta, como na tarifa azul. Assim, o faturamento da parcela de demanda será composto por uma parcela apenas, relativa ao período seco ou ao período úmido, usando o mesmo critério do THS-azul, quanto a eventuais ultrapassagens de demanda contratada.

Para o cálculo da parcela de ajuste de fator de potência, o dia é dividido em três partes: horário capacitivo, horário de ponta, e o restante. Se o fator potência do consumidor, registrado ao longo do mês, estiver fora dos limites estipulados pela legislação, haverá penalização por baixo fator de potência. Se o fator de fator de


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potência do consumidor estiver dentro dos limites pré-estabelecidos, esta parcela não é cobrada.

Assim como na tarifação horo-sazonal azul, o consumidor poderá optar pelo retorno à estrutura tarifária convencional, desde que seja verificado, nos últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, a ocorrência de 9 (nove) registros, consecutivos ou alternados, de demandas medidas inferiores a 300 kW.

As tabelas 1.7 a 1.9 apresentam exemplos de tarifas de energia elétrica para a tarifação horo-sazonal verde.

Tabela 1.8 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Horo-sazonal Verde – segmento sazonal - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N° 87/2000 – Quadro F).

Tarifa horo-sazonal Verde

Segmento horo-sazonal Subgrupo

Consumo (R$/MWh)

Ponta Seca Úmida

A3a (30 kV a 44 kV) 479,10 471,26 A4 (2,3 kV a 25 kV) 496,69 488,54 AS (subterrâneo) 519,79 511,27 Fora de Ponta

Seca Úmida A3a (30 kV a 44 kV) 50,35 44,51 A4 (2,3 kV a 25 kV) 52,19 46,12 AS (subterrâneo) 54,62 48,28 Tabela 1.7 Tarifas de energia elétrica para modalidade

de tarifação Horo-sazonal Verde – segmento horário - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N° 87/2000 – Quadro E).

Tabela 1.9 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Horo-sazonal Verde – tarifas de ultrapassagem - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N° 87/2000 – Quadro G). Tarifa horo-sazonal Verde

Subgrupo Demanda (R$/kW)

A3a (30 kV a 44 kV) 5,40 A4 (2,3 kV a 25 kV) 5,58 AS (subterrâneo) 8,57

Tarifa de ultrapassagem - Horo-sazonal Verde

Segmento horo-sazonal subgrupo

Demanda (R$/kW)

Período Seco ou úmido

A3a (30 kV a 44 kV) 18,09 A4 (2,3 kV a 25 kV) 16,74 AS (subterrâneo) 25,66


Tarifa Horo-sazonal VERDE

(binômia)

Consumo Demanda única (R$/kWh) (R$/kW)

Ponta Fora de Ponta (P) (F)

Figura 1.7 Tarifação Horo-Sazonal Verde.

Seco Úmido Seco Úmido

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Tabela 1.10 Quadro comparativo entre as condições de enquadramento das tarifações convencional e horo-sazonal.

Condições para tarifação Convencional Condições para Tarifação Horo-sazonal (THS)

Unidades consumidoras com tensão de fornecimento inferior a 69 kV

(subgrupos A3a, A4 e AS) quando a demanda contratada for inferior a 300 kW, desde que não tenham ocorrido,

nos 11 meses anteriores, 3 (três) registros consecutivos ou 6 (seis) registros alternados de demanda

superior a 300 kW. Quando este for o caso, é obrigatório o enquadramento

na Tarifação Horo-Sazonal (THS).

Tarifa Compulsória Opcional

Azul

Unidades consumidoras com tensão de fornecimento igual ou

superior a 69 kV (subgrupos A1, A2 ou A3), independente da demanda

contratada ou inferior a 69 kV, quando a demanda contratada for

igual ou superior a 300 kW.

Unidades consumidoras do Grupo A com tensão de fornecimento inferior a 69 kV sempre que a

demanda contratada for inferior a 300 kW.

Verde

Unidades consumidoras com tensão de fornecimento inferior a 69 kV (subgrupos A3a, A4 e AS)

quando a demanda contratada for igual ou superior a 300 kW, em

alternativa a tarifação horo-sazonal azul.

Unidades consumidoras com tensão de

fornecimento inferior a 69 kV sempre que a

demanda contratada for inferior a 300 kW.

1.3.3 Tarifação monômia

Na tarifação monômia, o consumidor paga à concessionária até duas parcelas: consumo e ajuste de fator de potência. Não há cobrança da Concessionária quanto a Demanda. Não existe a divisão do dia em horário de ponta e fora de ponta. Acumula-se o total de kWh consumidos, e aplica-se uma tarifa de consumo para chegar-se à parcela de faturamento de consumo.

No entanto, o custo da Tarifa de Consumo neste Sistema é bastante acentuado em relação aos demais. O custo do Consumo é o mesmo praticado para os Consumidores do Grupo B, ou seja, dos Consumidores que não possuem transformadores particulares, dependendo apenas da sua classificação como comercial, industrial, etc.

A possibilidade de enquadramento neste Sistema Tarifário está condicionada a transformadores particulares com potência de até 112,5 kVA inclusive. Para consumidores com transformadores superiores a esta potência existem pré-requisitos a serem analisados.

Para o cálculo da parcela de ajuste de fator de potência, o dia é dividido em duas partes: horário capacitivo e o restante. Se o fator de potência do consumidor estiver fora dos limites estipulados pela legislação, haverá penalização por baixo fator de potência. Se o fator de potência do consumidor estiver dentro dos limites pré-estabelecidos, esta parcela não é cobrada.

1.4 Demanda, consumo e fator de potência

Demanda é a média das potências ativas instantâneas solicitadas à concessionária de energia pela unidade consumidora e integradas num determinado intervalo de tempo (período de integração), e, portanto, só existe quando findo este intervalo (figura 1.8). Em outras palavras, é o consumo de energia da sua instalação (kWh) dividido pelo tempo no qual se verificou tal consumo. É importante salientar que não existe demanda instantânea, o que existe é a potência instantânea sendo integrada.

Para faturamento de energia pelas concessionárias nacionais, se utilizam intervalos de integração de 15 minutos (em


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outros países este período varia de 5 a 30 minutos). Assim, a sua demanda de energia (medida em kW ou MW), é igual ao valor do consumo registrado a cada intervalo de 15 minutos (medido em kWh ou MWh) dividido por 1/4 (15 minutos são iguais a 1/4 de hora).

hkWhCkWD41

)()( = (1.1)

Em um mês, ocorrem quase 3000 intervalos de quinze minutos (30 dias x 24 horas / 15 minutos = 2880 intervalos), os quais servirão de base para o cálculo de parte da conta de energia elétrica. A concessionária cobra pela maior demanda registrada no mês (ou seja, no período de faturamento), conhecida como demanda máxima, ainda que tenha sido verificada apenas uma única vez, sendo no mínimo igual à contratada.

Figura 1.8 Cálculo da demanda “D” (kW).

Além da demanda há ainda a fatura do consumo, que nada mais é do que a energia consumida no mês, medida em kWh. Em outras palavras, é a energia elétrica despendida para realizar trabalho num determinado período de tempo considerado (potência x tempo). Fazendo uma analogia com a mecânica de movimento é como se o consumo fosse o espaço percorrido e a demanda fosse a velocidade média em 15 minutos.

Matematicamente, a energia (consumo) é a integral de tempo da potência instantânea. Graficamente, representa a área sob a curva potência x tempo (figura 1.9).

Figura 6.9 Cálculo do consumo “C” (kWh).

Tomando-se como exemplo a curva da figura 6.9, pode-se calcular o consumo “C” (energia) através do cálculo da área indicada, ou seja:

( ) ( ) ( ) ( )min.2400

2006100320031003kWC

C=

×+×+×+×=

Na prática, a unidade de medida do consumo (energia) é o kWh, devendo-se, portanto, dividir o resultado obtido por 60 (60 minutos = 1h):

kWhkWC 40min60

min.2400==

Observe que a demanda (potência média), conforme definida pela expressão (6.1), é igual ao consumo (energia) dividido pelo intervalo de integração (15 minutos = ¼ hora):

kWh

kWhCkWD 16041

4041

)()( ===

A figura 1.10 exemplifica um gráfico típico de demanda diária, destacando-se o horário de ponta no intervalo entre as 18:00h e 21:00h. Observa-se que o valor da máxima demanda medida é igual a 7.100 kW e ocorreu às 9:00h. Os gráficos de demanda diária são apresentados através das


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medições realizadas a cada intervalo de 15 minutos. O gráfico da figura 1.11 ilustra em escala maior o intervalo de medição das 5 (cinco) primeiras horas, onde nota-se claramente a representação dos quatro intervalos de 15 minutos de cada hora medida. A figura 6.12 indica o mesmo gráfico da figura 6.10, porém representado através de linha ao invés de barras.

Curva de demanda ativa [kW]

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Tempo [horas]

Dem

anda

[kW

]

Figura 1.10 Exemplo de um gráfico típico de demanda diária (gráfico de barras).


3900

4000

4100

4200

4300

4400

4500

4600

4700

4800

0 1 2 3 4

Tempo [horas]

Dem

anda

[kW

]

Figura 1.11 Exemplo de um gráfico típico de demanda diária (detalhe da fig. 6.10 para o intervalo 0 – 5h).


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Tempo [horas]

Dem

anda

[kW

]

Figura 1.12 Exemplo de um gráfico típico de demanda diária (gráfico de linha).

Normalmente, os gráficos disponibilizados pelos softwares dos controladores de demanda apresentam também os valores contratuais de demanda e o limite de tolerância de ultrapassagem, além das medições da demanda máxima fora de ponta e em ponta diárias, semanais, mensais ou anuais.

Para o faturamento de energia, o fator de potência (que, como já visto, é o índice de eficiência da instalação que mede a capacidade de converter a potência total fornecida à instalação – kVA – em potência que possa realizar trabalho - kW) é registrado de hora em hora.

ponta

Desta maneira, como no caso da demanda, os mecanismos de tarifação levarão em conta o pior valor de fator de potência registrado ao longo do mês, dentre os mais de 700 valores registrados (30 dias x 24h = 720 medições).

É importante lembrar que, como já apresentado, cada um dos valores do fator de potência medidos são identificados como indutivos ou capacitivos (figura 1.13).

Como será visto mais adiante, a multa aplicada pela concessionária depende não apenas do valor do fator de potência, mas também se o mesmo é capacitivo ou indutivo em um determinado horário do dia.

0,92

0,85

1,00

0,92

0,85

Cap Ind

0 0

Valor medido

ponta

Figura 1.13 Representação gráfica do fator de potência indutivo e capacitivo.


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Figura 1.14 Gráfico típico de fator de potência diário.

A figura 1.14 representa um gráfico

típico de fator de potência diário, onde os valores de fator de potência indutivo estão representados acima do eixo de simetria (Fp = 1) e os valores de fator de potência capacitivo abaixo. O horário de ponta está destacado (18 às 20h), bem como o horário capacitivo (posto capacitivo).

1.5 A legislação do fator de potência

A Resolução Nº 456 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), de Novembro de 2000, estabelece as regras e condições para medição e faturamento da energia reativa excedente. O Apêndice A disponibiliza na íntegra o texto desta resolução.

O fator de potência de referência estabelecido como limite para cobrança de energia reativa excedente por parte da concessionária é de 0,92, independente do sistema tarifário.

Estes princípios são fundamentados nos seguintes pontos:

a) Necessidade de liberação da capacidade do sistema elétrico nacional;

b) Promoção do uso racional de energia;

c) Redução do consumo de energia reativa indutiva, que provoca sobrecarga no sistema das empresas fornecedoras e concessionárias de energia elétrica, principalmente nos

períodos em que ele é mais solicitado;

Posto capacitivo Ponta

d) Redução do consumo de energia reativa capacitiva nos períodos de carga leve que provocam elevação de tensão no sistema de suprimento, havendo necessidade de investimento na aplicação de equipamentos corretivos e realização de procedimentos operacionais nem sempre de fácil execução;

1,0

e) Criação de condições para que os custos de expansão do sistema elétrico nacional sejam distribuídos para a sociedade de forma mais justa.

De acordo com a legislação atual, tanto a energia reativa indutiva como a energia reativa capacitiva serão medidas e faturadas. De fato, todo excesso de energia reativa é prejudicial ao sistema elétrico, seja o reativo indutivo, consumido pela unidade consumidora, seja o reativo capacitivo, fornecido à rede pelos capacitores dessa unidade. Assim, o tradicional ajuste por baixo fator de potência deixa de existir, sendo substituído pelo faturamento do excedente de energia reativa indutiva consumida pela instalação e do excedente de energia reativa capacitiva fornecida à rede da concessionária pela unidade consumidora.

O controle da potência reativa deve ser tal que o fator de potência da unidade consumidora seja no mínimo 0,92 (média horária), permanecendo sempre dentro da faixa que se estende do fator de potência 0,92 indutivo até 0,92 capacitivo (figura 6.15). Isto significa que, para cada kWh de energia ativa consumida, a concessionária permite a utilização de 0,425 kVAr de energia reativa indutiva ou capacitiva, sem acréscimo no faturamento.


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Figura 1.15 Representação gráfica da faixa do fator de potência regulamentada pela Aneel, isenta de tributação (multa).

Em linhas gerais, para consumidores do grupo A, a medição do fator de potência é compulsória e, para evitar multas, deverá ser mantido acima de 0,92 indutivo (durante os horários fora de ponta indutivo e de ponta), e acima de 0,92 capacitivo no horário capacitivo. Para unidades consumidoras do Grupo B, a medição do fator de potência é facultativa, sendo admitida a medição transitória, desde que por um período mínimo de 7 (sete) dias consecutivos.

A determinação do fator de potência poderá ser feita através de duas formas distintas:

a) Avaliação horária

O fator de potência será calculado através dos valores de energia ativa e reativa medidos a cada intervalo de 1 hora, durante o ciclo de faturamento.

b) Avaliação mensal

Neste caso, o fator de potência será calculado através de valores de energia ativa e reativa medidos durante o ciclo de faturamento.

Segundo a legislação vigente da Aneel, todos os consumidores pertencentes ao sistema tarifário horo-sazonal serão faturados, tomando como base a avaliação horária do fator de potência. Para os consumidores pertencentes ao sistema tarifário convencional, a avaliação do fator de potência em geral deverá ser feita pelo sistema de avaliação mensal.

É importante introduzir os conceitos de posto capacitivo e posto indutivo, conforme apresentado nas figuras 1.16 e 1.17.

Figura 1.16 Posto capacitivo e posto indutivo.

Hor

ário

Reativa Capacitiva Reativa Indutiva

Hor

a do

dia

23:3

0 01

:00

02:0

0 03

:00

04:0

0 05

:00

06:3

0 07

:00

08:0

0 09

:00

10:0

0 11

:00

12:0

0 13

:00

14:0

0 15

:00

16:0

0 17

:00

18:0

0 19

:00

20:0

0 21

:00

22:0

0 23

:30

Figura 6.17 Intervalos de avaliação do consumo de energia reativa excedente.

Posto Capacitivo é um período de 6 horas consecutivas de segunda a domingo, compreendidas, a critério da concessionária, entre 23:30h e 06:30, onde ocorre a medição da energia reativa capacitiva.

Figura 1.18 Representação gráfica da faixa do fator de potência (período capacitivo) regulamentada pela Aneel, isenta de tributação.

Neste período, as instalações devem manter seu fator de potência acima de 0,92 Capacitivo (para evitar multas), lembrando que o excesso de capacitores na rede elétrica poderá levar o fator de potência abaixo de 0,92 capacitivo, acarretando o pagamento de multas por excedentes reativos nas contas de energia. Neste período, somente o fator de potência

Capacitivo Indutivo

23:30h 6:30h 23:30h

0,92

0,85

1,00 0,92

0,85

Cap Ind

0 0

Valor medido

0,92

0,85

1,00 0,92

0,85

Cap Ind

0 0

Valor medido

ACESSE WW

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capacitivo é passivo de cobrança de excedentes, o que significa dizer que se o fator de potência estiver baixo, porém indutivo, os excedentes não são cobrados.

Por outro lado, Posto Indutivo é o período de 18 horas complementares ao Posto Capacitivo de segunda a domingo, ou seja, das 06:30 às 23:30, onde ocorre a medição da energia reativa indutiva.

Neste período, as instalações devem manter seu fator de potência acima de 0,92 Indutivo (para evitar multas), lembrando que a falta de capacitores na rede elétrica poderá levar o fator de potência abaixo de 0,92 indutivo, também acarretando o pagamento de multas por excedentes reativos nas contas de energia. Neste período, somente o fator de potência indutivo é passivo de cobrança de excedentes, o que significa dizer que se o fator de potência estiver baixo, porém capacitivo, os excedentes não são cobrados.

Figura 1.19 Representação gráfica da faixa do fator de potência (período indutivo) regulamentada pela Aneel, isenta de tributação.

Resumidamente, para evitar a cobrança de multa na conta de energia, pode-se dizer que: no período indutivo, devem ser ligados os capacitores; no período capacitivo, os capacitores podem ser desligados.

Desta maneira, o fator de potência deve ser monitorado constantemente nos Postos Capacitivo e Indutivo, atuando automaticamente (através de controladores) sobre bancos de capacitores, de forma a manter o fator de potência sempre adequado

e evitando assim, o pagamento de multas por baixo fator de potência. Assim, é importante observar que, nas instalações com correção de fator de potência através de capacitores, os mesmos devem ser desligados conforme se desativam as cargas indutivas, de forma a manter uma compensação equilibrada entre reativo indutivo e capacitivo.

Os mesmos critérios de faturamento aplicados ao excedente de reativo indutivo serão aplicados ao excedente do reativo capacitivo. O cálculo das sobretaxas (multas) por baixo fator de potência serão tratados com maiores detalhes na seção 1.5.2.

A curva da figura 1.20 e a tabela 1.11 exemplificam os intervalos de avaliação do consumo de energia reativa excedente para uma instalação elétrica com postos capacitivo e indutivo definidos pela concessionária para os períodos de 0:00 às 6:00h e de 6:00 às 24:00h, respectivamente. Observando-se a figura 1.20, nota-se que no intervalo das 4 às 6 horas não será contabilizado o excedente de energia reativa indutiva, nem no intervalo das 11 às 13 horas e das 20 às 24 horas o excedente de energia reativa capacitiva.

Figura 1.20 Exemplo de intervalos de avaliação do consumo de energia reativa excedente em uma instalação elétrica.

kVAr

horas0

6 24

indutivo

capacitivo

4 11 13 20

0,92

0,85

1,00 0,92

0,85

Cap Ind

0 0

Valor medido

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Engineering

Tarifação de energia elétrica