Tarifação de energia elétrica

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1 Versão R1.. Tarifação de energia elétrica Importante: Esta publicação é mantida revisada e atualizada no site P U B L I C A Ç Ã O : Hwww.vertengenharia.com.br R I C A R D O P. T A M I E T T I C O P Y R I G H T 2 7 I S B N Engeweb Engenharia sem fronteiras Ricardo Prado Tamietti COBRAPI ii

2 ESTA PUBLICAÇÃO TÉCNICA É DE PROPRIEDADE AUTORAL DE RICARDO PRADO TAMIETTI, SENDO VETADA A DISTRIBUIÇÃO, REPRODUÇÃO TOTAL OU PARCIAL DE SEU CONTEÚDO SOB QUAISQUER FORMAS OU QUAISQUER MEIOS ( ELETRÔNICO, MECÂNICO, GRAVAÇÃO, FOTOCÓPIA, DISTRIBUIÇÃO NA WEB OU OUTROS) SEM PRÉVIA AUTORIZAÇÃO, POR ESCRITO, DO PROPRIETÁRIO DO DIREITO AUTORAL. RESERVADOS TODOS OS DIREITOS. TODAS AS DEMAIS MARCAS E DENOMINAÇÕES COMERCIAIS SÃO DE PROPRIEDADES DE SEUS RESPECTIVOS TITULARES. EDITORAÇÃO ELETRÔNICA: REVISÃO: R ICARDO P. T AMIETTI Catalogação na Fonte TAMIETTI, Ricardo P. Tarifação da energia elétrica / Ricardo Prado Tamietti. Belo Horizonte, MG : Engeweb, 29 Inclui bibliografia 1. Engenharia. 2. Energia elétrica. 3. Tarifação. I. Título. ESTA PUBLICAÇÃO TÉCNICA É MANTIDA REVISADA E ATUALIZADA PARA DOWNLOAD NO SITE WWW. ENGEWEB. ENG. BR. iii

3 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 91. Membro da Comissão de Estudos CE-64.1 da ABNT/CB-3 - 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, 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: tamietti@cobrapi.com.br ii

4 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. iii

5 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 manternos 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 Belo Horizonte MG Telefax: (31) iv

6 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 v

7 SUMÁRIO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA PRINCIPAIS DEFINIÇÕES CLASSIFICAÇÃO DOS CONSUMIDORES DE ENERGIA Consumidores do Grupo A Consumidores do Grupo B TARIFAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Tarifação convencional Tarifação horo-sazonal Tarifação monômia DEMANDA, CONSUMO E FATOR DE POTÊNCIA A LEGISLAÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA O faturamento de energia e demanda ativa O faturamento de energia e demanda reativas excedentes Reduzindo a fatura de energia elétrica FATOR DE CARGA Tarifação convencional Tarifação Horo-sazonal Azul Tarifação Horo-sazonal Verde APÊNDICE A BIBLIOGRAFIA vi

8 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 horosazonal, 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. vii

9 Capítulo Tarifação da energia elétrica 1 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 8

10 1 Tarifação da energia elétrica Sumário do capítulo 1.1 PRINCIPAIS DEFINIÇÕES 1.2 CLASSIFICAÇÃO DOS CONSUMIDORES DE ENERGIA Consumidores do grupo A Consumidores do grupo B 1.3 TARIFAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Tarifação convencional Tarifação Horo-sazonal Tarifação monômia 1.4 DEMANDA, CONSUMO E FATOR DE POTÊNCIA 1.5 A LEGISLAÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA O faturamento de energia e demanda ativa O faturamento de energia e demanda reativas excedentes Reduzindo a fatura de energia elétrica 1.6 FATOR DE CARGA Tarifação convencional Tarifação Horo-sazonal Azul 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 2 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). CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 9

11 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 sextafeira. 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/ 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. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 1

12 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) 1% para os consumidores atendidos em tensão inferior a 69 kv (a grande maioria), e demanda contratada superior a 1 kw; c) 2% para os consumidores atendidos em tensão inferior a 69 kv, e demanda contratada de 5 a 1 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/ da Aneel, Art. 2º). 1.2 Classificação dos consumidores de energia Os consumidores de energia são classificados (conforme resolução 456/ 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 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,92, CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 11

13 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 horosazonal (azul ou verde). Tabela 1.1 Subgrupos dos consumidores do grupo A. Nota: Subgrupos Tensão de fornecimento A1 23 kv A2 88 kv a 138 kv A3 69 kv A3a 3 kv a 44 kv A4 2,3 kv a 25 kv AS Subterrâneo 1 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. Tabela 1.2 Subgrupos dos consumidores do grupo B. Subgrupos B1 B2 B3 B4 Tensão de fornecimento Residencial e residencial de baixa renda Rural, cooperativa de eletrificação rural, serviço público de irrigação Demais classes Iluminação pública Como exemplo, podemos citar as residências, iluminação pública, consumidores rurais, e todos os demais usuários alimentados em baixa tensão (abaixo de 6 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 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/ 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. 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 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 12

14 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. Capacidade de Consumo (%) Curva de Carga Dia Útil horas 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: h e 22: h, estabelecido por cada concessionária local (em geral, entre 17:3 h e 2:3 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. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 13

15 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 Fora de ponta Período úmido Período seco Período úmido A B Ponta Fora de ponta :h 17:3h 2:3h 24:h FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ 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. 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. 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 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 14

16 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) 1% (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, 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, subgrupos A3a, A4 ou AS (ou seja, fornecimento inferior a 69 kv), podem ser enquadrados na tarifa Convencional quando a demanda contratada for inferior a 3 kw, desde que não tenham ocorrido, nos 11 meses anteriores, 3 (três) registros consecutivos ou 6 (seis) registros alternados de demanda superior a 3 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. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 15

17 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,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 3 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 87/2 Quadro A). Tarifa Convencional Subgrupo Demanda (R$/kW) Consumo (R$/MWh) A2 (88 a 138 kv) 16,33 41,11 A3 (69 kv) 17,6 44,3 A3a (3 kv a 44 kv) 6,1 89,43 A4 (2,3 kv a 25 kv) 6,33 92,73 AS (subterrâneo) 9,35 97,4 B1 RESIDENCIAL 18,23 B1 RESIDENCIAL DE BAIXA RENDA: Consumo mensal até 3 kwh 63,9 Consumo mensal de 31 a 1 kwh 18,14 Consumo mensal de 11 a 18 kwh 162,2 B2 RURAL 15,48 B2 COOPERATIVA DE 74,52 ELETRIFICAÇÃO RURAL B2 SERVIÇO DE IRRIGAÇÃO 96,97 B3 DEMAIS CLASSES 168,26 B4 ILUMINAÇÃO PÚBLICA: B4a Rede de distribuição 86,7 B4b Bulbo da lâmpada 95,15 B4c Nível de IP acima do padrão 14,97 Demanda única (R$/kW) Tarifa Convencional (binômia) Figura 1.5 Tarifação convencional. Consumo único (R$/kWh) 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, aplicase 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. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 16

18 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 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 3 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 3 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 3 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. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 17

19 Tarifa Horo-sazonal AZUL (binômia) Consumo (R$/kWh) Demanda (R$/kW) Ponta (P) Fora de Ponta (F) Ponta (P) Fora de Ponta (F) Seco Úmido Seco Úmido 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 1% 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 préestabelecidos, 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 87/2 Quadro B). Tarifa horo-sazonal Azul Segmento horário Subgrupo Demanda (R$/kW) Fora de Ponta ponta A1 (23 kv ou mais) 9,58 2, A2 (88 a 138 kv) 1,3 2,37 A3 (69 kv) 13,82 3,78 A3a (3 kv a 44 kv) 16,14 5,4 A4 (2,3 kv a 25 kv) 16,74 5,8 AS (subterrâneo) 17,52 8,57 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 18

20 Tabela 1.5 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Horo-sazonal azul segmento sazonal - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N 87/2 Quadro C). Segmento sazonal Subgrupo Tarifa horo-sazonal Azul Consumo (R$/MWh) Ponta Seca Úmida A1 (23 kv ou mais) 54,53 47,69 A2 (88 a 138 kv) 57,77 53,89 A3 (69 kv) 65,47 58,3 A3a (3 kv a 44 kv) 15,86 97,98 A4 (2,3 kv a 25 kv) 19,76 11,59 AS (subterrâneo) 114,88 16,32 Fora de Ponta Seca Úmida A1 (23 kv ou mais) 38,59 32,79 A2 (88 a 138 kv) 41,41 37,96 A3 (69 kv) 45,11 38,93 A3a (3 kv a 44 kv) 5,35 44,51 A4 (2,3 kv a 25 kv) 52,19 46,12 AS (subterrâneo) 54,62 48,28 Tabela 1.6 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Horo-sazonal azul tarifas de ultrapassagem - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N 87/2 Quadro D). Tarifa de ultrapassagem - Horo-sazonal Azul Segmento horo-sazonal subgrupo Demanda (R$/kW) Fora de Ponta ponta Seca ou Seca ou úmida úmida A1 (23 kv ou mais) 35,51 7,47 A2 (88 a 138 kv) 38,14 8,71 A3 (69 kv) 51,21 14, A3a (3 kv a 44 kv) 54,3 18,9 A4 (2,3 kv a 25 kv) 5,21 16,74 AS (subterrâneo) 52,54 25, 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 3 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 3 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 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 19

21 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 3 kw. As tabelas 1.7 a 1.9 apresentam exemplos de tarifas de energia elétrica para a tarifação horo-sazonal verde. Tabela 1.7 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Horo-sazonal Verde segmento horário - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N 87/2 Quadro E). Tarifa horo-sazonal Verde Subgrupo Demanda (R$/kW) A3a (3 kv a 44 kv) 5,4 A4 (2,3 kv a 25 kv) 5,58 AS (subterrâneo) 8,57 Tabela 1.8 Tarifas de energia elétrica para modalidade de tarifação Horo-sazonal Verde segmento sazonal - referente à concessionária CEMIG (Fonte: resolução ANEEL N 87/2 Quadro F). Tarifa horo-sazonal Verde Segmento horo-sazonal Subgrupo Consumo (R$/MWh) Ponta Seca Úmida A3a (3 kv a 44 kv) 479,1 471,26 A4 (2,3 kv a 25 kv) 496,69 488,54 AS (subterrâneo) 519,79 511,27 Fora de Ponta Seca Úmida A3a (3 kv a 44 kv) 5,35 44,51 A4 (2,3 kv a 25 kv) 52,19 46,12 AS (subterrâneo) 54,62 48,28 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 87/2 Quadro G). Tarifa de ultrapassagem - Horo-sazonal Verde Segmento horo-sazonal subgrupo Demanda (R$/kW) Período Seco ou úmido A3a (3 kv a 44 kv) 18,9 A4 (2,3 kv a 25 kv) 16,74 AS (subterrâneo) 25,66 Tarifa Horo-sazonal VERDE (binômia) Consumo (R$/kWh) Demanda única (R$/kW) Ponta (P) Fora de Ponta (F) Seco Úmido Seco Úmido Figura 1.7 Tarifação Horo-Sazonal Verde. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 2

22 Tabela 1.1 Quadro comparativo entre as condições de enquadramento das tarifações convencional e horo-sazonal. Condições para tarifação Convencional Condições para Tarifação Horo-sazonal (THS) Tarifa Compulsória Opcional Unidades consumidoras com tensão de fornecimento inferior a 69 kv (subgrupos A3a, A4 e AS) quando a demanda contratada for inferior a 3 kw, desde que não tenham ocorrido, nos 11 meses anteriores, 3 (três) registros consecutivos ou 6 (seis) registros alternados de demanda superior a 3 kw. Quando este for o caso, é obrigatório o enquadramento na Tarifação Horo-Sazonal (THS). Azul Verde 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 3 kw. Unidades consumidoras com tensão de fornecimento inferior a 69 kv (subgrupos A3a, A4 e AS) quando a demanda contratada for igual ou superior a 3 kw, em alternativa a tarifação horo-sazonal azul. Unidades consumidoras do Grupo A com tensão de fornecimento inferior a 69 kv sempre que a demanda contratada for inferior a 3 kw. Unidades consumidoras com tensão de fornecimento inferior a 69 kv sempre que a demanda contratada for inferior a 3 kw 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 prérequisitos 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 préestabelecidos, 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 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 21

23 outros países este período varia de 5 a 3 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). C( kwh) D( kw ) = (1.1) 1 4h Em um mês, ocorrem quase 3 intervalos de quinze minutos (3 dias x 24 horas / 15 minutos = 288 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 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: ( 3 1) + ( 3 2) + ( 3 1) + ( 6 2) C = C = 24kW.min Na prática, a unidade de medida do consumo (energia) é o kwh, devendo-se, portanto, dividir o resultado obtido por 6 (6 minutos = 1h): 24kW.min C = = 4kWh 6min 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). 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): C( kwh) 4 D( kw ) = = = 16kW 1 4h 1 4 A figura 1.1 exemplifica um gráfico típico de demanda diária, destacando-se o horário de ponta no intervalo entre as 18:h e 21:h. Observa-se que o valor da máxima demanda medida é igual a 7.1 kw e ocorreu às 9:h. Os gráficos de demanda diária são apresentados através das CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 22

24 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 6.1, porém representado através de linha ao invés de barras. Demanda [kw] Curva de demanda ativa [kw] Tempo [horas] Figura 1.1 Exemplo de um gráfico típico de demanda diária (gráfico de barras). Demanda [kw] Curva de demanda ativa [kw] Tempo [horas] ponta 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. 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 7 valores registrados (3 dias x 24h = 72 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. Figura 1.11 Exemplo de um gráfico típico de demanda diária (detalhe da fig. 6.1 para o intervalo 5h). Demanda [kw] Curva de demanda ativa [kw] 8 7 ponta Tempo [horas] Cap,85,92 1, Valor medido,92 Ind,85 Figura 1.12 Exemplo de um gráfico típico de demanda diária (gráfico de linha). Figura 1.13 Representação gráfica do fator de potência indutivo e capacitivo. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 23

25 1, Posto capacitivo Ponta 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 2h), 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 2, 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,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; 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; 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,92 (média horária), permanecendo sempre dentro da faixa que se estende do fator de potência,92 indutivo até,92 capacitivo (figura 6.15). Isto significa que, para cada kwh de energia ativa consumida, a concessionária permite a utilização de,425 kvar de energia reativa indutiva ou capacitiva, sem acréscimo no faturamento. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 24

26 Cap,85,92 1, Valor medido,92 Ind,85 É importante introduzir os conceitos de posto capacitivo e posto indutivo, conforme apresentado nas figuras 1.16 e Capacitivo Indutivo 23:3h 6:3h 23:3h Figura 1.16 Posto capacitivo e posto indutivo. Figura 1.15 Representação gráfica da faixa do fator de potência regulamentada pela Aneel, isenta de tributação (multa). Horário Reativa Capacitiva Reativa Indutiva 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,92 indutivo (durante os horários fora de ponta indutivo e de ponta), e acima de,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. Hora do dia 23:3 1: 2: 3: 4: 5: 6:3 7: 8: 9: 1: 11: 12: 13: 14: 15: 16: 17: 18: 19: 2: 21: 22: 23:3 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 23:3h e 6:3, onde ocorre a medição da energia reativa capacitiva. Cap,85,92 1, Valor medido,92 Ind,85 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,92 Capacitivo (para evitar multas), lembrando que o excesso de capacitores na rede elétrica poderá levar o fator de potência abaixo de,92 capacitivo, acarretando o pagamento de multas por excedentes reativos nas contas de energia. Neste período, somente o fator de potência CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 25

27 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 6:3 às 23:3, onde ocorre a medição da energia reativa indutiva. Neste período, as instalações devem manter seu fator de potência acima de,92 Indutivo (para evitar multas), lembrando que a falta de capacitores na rede elétrica poderá levar o fator de potência abaixo de,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. Cap,85,92 1, Valor medido,92 Ind,85 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 A curva da figura 1.2 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 : às 6:h e de 6: às 24:h, respectivamente. Observando-se a figura 1.2, 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 2 às 24 horas o excedente de energia reativa capacitiva. kvar indutivo Figura 1.19 Representação gráfica da faixa do fator de potência (período indutivo) regulamentada pela Aneel, isenta de tributação. horas 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 capacitivo Figura 1.2 Exemplo de intervalos de avaliação do consumo de energia reativa excedente em uma instalação elétrica. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 26

28 Tabela 1.11 Avaliação da curva de energia reativa da figura 1.2. Período Período de às 4 h Período de 4 às 6 h Período de 6 às 11 h Período de 11 às 13 h Período de 13 às 2 h Período de 2 às 24 h Avaliação Excedente de energia reativa capacitiva: valores pagos para FP <,92 capacitivo. Excedente de energia reativa indutiva: valores não pagos Excedente de energia reativa indutiva: valores pagos para FP <,92 indutivo Excedente de energia reativa capacitiva: valores não pagos, independentemente do valor de FP capacitivo. Excedente de energia reativa indutiva: valores pagos para FP <,92 indutivo. Excedente de energia reativa capacitiva: valores não pagos, independentemente do valor de FP capacitivo. De forma simplista, as faturas de energia elétrica são compostas da soma de dois grupos de faturamento (além dos encargos e tributos ICMS, PIS/COFINS): a) parcelas referente ao consumo e demandas ativas (incluindo a sobretaxa por ultrapassagem de demanda contratada) ver seção 1.5.1; b) parcelas referente ao consumo e demandas reativas excedentes, quando pertinente (não há sobretaxa de ultrapassagem para a demanda reativa) ver seção Tabela 1.12 Composição da conta de energia elétrica. Denomina-se por importe o total da fatura do consumidor exclusive os tributos, sendo calculada, de maneira genérica, por: [( D TD ) + ( C TC) ] ph ps + Aj I = / (1.1a) Onde, I = importe (R$); D = demanda medida ou contratada, o maior valor entre ambos (kw); T D = tarifa de demanda (R$/kW); C= consumo medido (kwh); T C = tarifa de consumo (R$/kWh); ph = posto horário (ponta/fora de ponta); ps = posto sazonal (seco/úmido); Aj = ajustes por violação de parâmetros. A tarifa de consumo deve cobrir todas as despesas de geração, mediante uma tarifa de energia mais os encargos incidentes sobre a parcela consumo. A tarifa de demanda deve cobrir todas as despesas de transporte (transmissão e distribuição), mediante uma tarifa fio acrescida dos encargos incidentes sobre a parcela demanda. Dependendo do tipo de tarifação, a expressão de cálculo do importe sobre variações, as quais serão apresentas em detalhes a seguir. Faturamento da energia ativa Parcela de Consumo de energia ativa (P c ) Parcela de Demanda de energia ativa (P d ) Parcela de Ultrapassagem de Demanda (P u ) Faturamento da energia reativa excedente Parcela de Consumo de energia reativa excedente (FER) Parcela de Demanda de energia reativa excedente (FDR) Parcela de ultrapassagem para o consumo de energia reativa (FER de ultrapassagem) O faturamento de energia e demanda ativa A tarifação convencional A conta de energia elétrica desses consumidores é composta da soma de parcelas referentes ao consumo, demanda e ultrapassagem. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 27

29 a) Parcela de consumo (P C ) A parcela de consumo é calculada multiplicando-se o consumo medido pela Tarifa de Consumo: = CA TCA (1.2) Pc Onde: P c = valor do faturamento total (em R$) correspondente ao consumo de energia ativa, no período de faturamento; CA = consumo de energia ativa medida durante o período de faturamento, em kwh; TCA = tarifa de energia ativa aplicável ao fornecimento, em R$/kWh; b) Parcela de demanda (P d ) A parcela de demanda é calculada multiplicando-se a Tarifa de Demanda pela Demanda Contratada ou pela demanda medida (a maior delas), caso esta não ultrapasse em 1% a Demanda Contratada: = DF TDA (1.3) Pd c) Parcela de ultrapassagem (P U ) A parcela de ultrapassagem é cobrada apenas quando a demanda medida ultrapassa em mais de 1% a Demanda Contratada. É calculada multiplicando-se a Tarifa de Ultrapassagem pelo valor da demanda medida (DA) que supera a Demanda Contratada (DF): ( DA DF ) TDAu = (1.4) Pu Onde: P u = valor do faturamento total correspondente a demanda de energia ativa excedente à quantidade permitida, no período de faturamento, em R$; DA = demanda ativa medida durante o período de faturamento, em kw; DF = demanda de energia ativa faturável (contratada) no período de faturamento, em kw; TDA u = tarifa de ultrapassagem de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento, em R$/kW. Onde: P d = valor do faturamento total (em R$) correspondente à demanda de potência ativa, no período de faturamento; DF = demanda faturável, correspondente a demanda contratada ou a demanda medida (a maior delas), caso esta não ultrapasse em 1% a demanda contratada; TDA = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento, em R$/kW. Desta forma, caso a demanda registrada seja inferior à demanda contratada, aplica-se a tarifa de demanda correspondente à demanda contratada. Caso contrário, para a demanda registrada superior à demanda contratada, mas dentro da tolerância de ultrapassagem, aplica-se a tarifa de demanda correspondente à demanda registrada. Na tarifação Convencional, a Tarifa de Ultrapassagem corresponde a três vezes a Tarifa de Demanda. d) Fatura total O cálculo do custo da fatura de energia elétrica para um consumidor enquadrado na tarifação convencional é dado por: Fatura + = Pc + Pd Pu (1.5) A tarifação horo-sazonal verde A conta de energia elétrica desses consumidores é composta da soma de parcelas referentes ao consumo (na ponta e fora dela), demanda e ultrapassagem. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 28

30 a) Parcela de consumo A parcela de consumo, cuja tarifa na ponta e fora de ponta é diferenciada por período do ano, sendo mais caras no período seco (maio à novembro), é calculada através da expressão abaixo, observando-se, nas tarifas, o período do ano: P c ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) = (1.6) Onde: P c = valor do faturamento total (em R$) correspondente ao consumo de energia ativa, no período de faturamento; CA P = consumo de energia ativa medido durante o período de ponta, em kwh; TCA P = tarifa de energia ativa aplicável ao consumo no período de ponta, em R$/kWh; CA FP = consumo de energia ativa medido durante o período fora de ponta, em kwh; TCA FP = tarifa de energia ativa aplicável ao consumo no período fora de ponta, em R$/kWh; b) Parcela de demanda A parcela de demanda, cuja tarifa é única, independente da hora do dia ou período do ano, é calculada multiplicando-se a Tarifa de Demanda pela Demanda Contratada ou pela demanda medida (a maior delas), caso esta não ultrapasse em mais de 1% a Demanda Contratada: ( DF TDA) = (1.7) Pd Onde: P d = valor do faturamento total (em R$) correspondente a demanda de energia ativa, no período de faturamento; DF = demanda faturável, correspondente a demanda contratada ou a demanda medida (a maior delas), caso esta não ultrapasse em 1% a demanda contratada; TDA = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento, em R$/kW; Desta forma, caso a demanda registrada seja inferior à demanda contratada, aplica-se a tarifa de demanda correspondente à demanda contratada. Caso contrário, para a demanda registrada superior à demanda contratada, mas dentro da tolerância de ultrapassagem, aplica-se a tarifa de demanda correspondente à demanda registrada. c) Parcela de ultrapassagem A parcela de ultrapassagem é cobrada apenas quando a demanda medida ultrapassa em mais de 1% a Demanda Contratada. É calculada multiplicando-se a Tarifa de Ultrapassagem pelo valor da demanda medida (DA) que supera a Demanda Contratada (DF): ( DA DF ) TDAu = (1.8) Pu Onde: P u = valor do faturamento total correspondente a demanda de energia ativa excedente à quantidade contratada, no período de faturamento, em R$; DA = demanda ativa medida durante o período de faturamento, em kw; DF = Demanda de energia ativa faturável (contratada) no período de faturamento, em kw; TDAu = tarifa de ultrapassagem de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento, em R$/kW. d) Fatura total O cálculo do custo da fatura de energia elétrica para um consumidor enquadrado na tarifação horo-sazonal verde é dado por: Fatura + = Pc + Pd Pu (1.9) CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 29

31 A tarifação horo-sazonal azul A conta de energia elétrica desses consumidores é composta da soma de parcelas referentes ao consumo, demanda e ultrapassagem. Em todas as parcelas observa-se a diferenciação entre horas de ponta e horas fora de ponta. a) Parcela de consumo A parcela de consumo, cuja tarifa na ponta e fora de ponta é diferenciada por período do ano, sendo mais caras no período seco (maio à novembro), é calculada através da expressão abaixo, observando-se, nas tarifas, o período do ano: ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP P c = ) (1.1) Onde: P c = valor do faturamento total (em R$) correspondente ao consumo de energia ativa, no período de faturamento; CA P = consumo de energia ativa medido durante o período de ponta, em kwh; TCA P = tarifa de energia ativa aplicável ao consumo no período de ponta (diferenciada por período do ano seco/úmido), em R$/kWh; CA FP = consumo de energia ativa medido durante o período fora de ponta, em kwh; TCA FP = tarifa de energia ativa aplicável ao consumo no período fora de ponta (diferenciada por período do ano seco/úmido), em R$/kWh; b) Parcela de demanda A parcela de demanda, cuja tarifa não é diferenciada por período do ano, é calculada somando-se o produto da Tarifa de Demanda na ponta pela Demanda Contratada na ponta (ou pela demanda medida na ponta, de acordo com as tolerâncias de ultrapassagem) e ao produto da Tarifa de Demanda fora da ponta pela Demanda Contratada fora de ponta (ou pela demanda medida fora de ponta, de acordo com as tolerâncias de ultrapassagem): ( DFP TDAP) + ( DFFP TDAFP) P d Onde: = (1.11) P d = valor do faturamento total (em R$) correspondente a demanda de energia ativa, no período de faturamento; DF P = Demanda de energia ativa faturável (contratada) no período de ponta, em kw, ou a demanda medida na ponta, de acordo com as tolerâncias de ultrapassagem (utilizar o maior dos valores); TDA P = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento no período de ponta, em R$/kW; DF FP = Demanda de energia ativa faturável (contratada) no período de fora de ponta, em kw, ou a demanda medida fora de ponta, de acordo com as tolerâncias de ultrapassagem (utilizar o maior dos valores); TDA FP = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento no período fora de ponta, em R$/kWh; Aqui também, caso a demanda registrada seja inferior à demanda contratada, deve-se aplicar a tarifa de demanda correspondente à demanda contratada. Caso contrário, para a demanda registrada superior à demanda contratada, mas dentro da tolerância de ultrapassagem, aplica-se a tarifa de demanda correspondente à demanda registrada. c) Parcela de ultrapassagem A parcela de ultrapassagem é cobrada apenas quando a demanda medida ultrapassa a Demanda Contratada acima dos limites de tolerância. Esses limites são de 5% para os subgrupos A1, A2 e A3 e de 1% para os demais subgrupos. O cálculo da parcela de ultrapassagem é obtido multiplicando-se a Tarifa de Ultrapassagem pelo valor da demanda medida que supera a Demanda Contratada: CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 3

32 P + = [( DAP DFP) TDAuP] ( DAFP DFFP) TDA ] u [ ufp Onde: + (1.12) A parcela de consumo é calculada multiplicando-se o consumo medido pela Tarifa de Consumo: = CA TCA (1.14) Pc P u = valor do faturamento total correspondente a demanda de energia ativa excedente à quantidade contratada, no período de faturamento, em R$; DA P = demanda ativa medida durante o período de ponta, em kw; DF P = Demanda de energia ativa faturável (contratada) no período de ponta, em kw; TDAu P = tarifa de ultrapassagem de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento no período de ponta, em R$/kW. DA FP = demanda ativa medida durante o período fora de ponta, em kw; DF FP = Demanda de energia ativa faturável (contratada) no período de fora de ponta, em kw; TDAu FP = tarifa de ultrapassagem de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento no período fora de ponta, em R$/kW. d) Fatura total O cálculo do custo da fatura de energia elétrica para um consumidor enquadrado na tarifação horo-sazonal azul é dado por: Fatura + = Pc + Pd Pu (1.13) A tarifação monômia A conta de energia elétrica desses consumidores é composta apenas da parcela referentes ao consumo. a) Parcela de consumo Onde: P c = valor do faturamento total (em R$) correspondente ao consumo de energia ativa, no período de faturamento; CA = consumo de energia ativa medida durante o período de faturamento, em kwh; TCA = tarifa de energia ativa aplicável ao fornecimento, em R$/kWh; EXEMPLO 1.1 Desenvolva o estudo do cálculo das faturas para cada uma das estruturas tarifárias de uma unidade consumidora com as seguintes características: Tarifas conforme tabela 1.13 (para tarifação monômia, considerar R$,1676 kwh); Carga instalada com demandas individuais e horários de operação diários idênticos e iguais a Tabela 1.14; Funcionamento apenas nos dias úteis (segunda a sexta-feira); Mês de maio, portanto, período seco; Horário de ponta: 19: às 22: h; Não há reativos excedentes na instalação nem ultrapassagem de demanda contratada. Tabela 1.13 Tarifas de energia elétrica subgrupo A4/B3. Sistema tarifário Demanda ultrapas. (R$/kW) Demanda (R$/kW) Consumo (R$/kWh) P FP P FP P FP Seca Úmida Seca Úmida Azul 5,21 16,74 16,74 5,58,198,116,522,461 Verde 16,74 16,74 5,58 5,58,4967,4885,522,461 Conv. 6,33 6,33 6,33 6,33,929,929,929,929 Monômio,,,,,167,167,167,167 Notas: 1) Tarifas para o Sistema MONÔMIO consideradas a da classe comercial; 2) Tabela com tarifas da CEMIG do grupo A4 para AZUL, VERDE e CONVENCIONAL e do Grupo B3 Comercial para Monômio; 3) P = Ponta e FP = Fora de Ponta. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 31

33 Tabela 1.14 Curva de carga diária da instalação. Dia: 6 Mês: Abril Ano: 25 Período de funcionamento diário da carga (horas) Tipo da carga Demanda (kw) Ilum. Escrit Ilum. Fábrica Estufa Prensa Prensa Forno Forno Estrusora Estrusora Bomba PONTA Tempo (h) Total de kw Total de kwh Solução: Da tabela 1.14 podemos tirar os seguintes dados: Demanda máxima de ponta = 85 kw Demanda máxima fora de ponta = 185 kw Consumo total na ponta = 255 kwh Consumo total fora de ponta = 1.96 kwh Consumo total da unidade = kwh Considerando que a unidade consumidora não opera aos sábados e domingos, será considerado para um mês o total de 22 dias úteis. Desta forma: Demanda máxima de ponta = 85 kw Demanda máxima fora de ponta = 185 kw Consumo total na ponta = 5.61 kwh Consumo total fora de ponta = kwh Consumo total da unidade = kwh a) Sistema Convencional De (1.2): Pc = CA TCA = 48.73,9293 = R$4.528,43 De (1.3): Pd = DF TDA = 185 6,33 = R$1.171,5 Logo, a fatura total será, de (1.5): Fatura = Pc + Pd = R$5.699,53 b) Sistema Horo-sazonal Azul De (1.1): ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) P c = ( 5.61,1976) + ( 43.12,5219) R$2.866, 19 Pc = = De (1.11): ( DFP TDAP) + ( DFFP TDAFP) P d = ( 85 16,74) + ( 185 5,58) R$2.455, 2 Pd = = Logo, a fatura total será, de (1.13): Fatura = Pc + Pd = R$5.321,39 c) Sistema horo-sazonal verde De (1.6): ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) P c = ( 5.61,496) + ( 43.12,5219) R$5.32, 99 Pc = = De (1.7): ( DF TDA) Pd = ( 185 5,58) R$1.32, 3 Pd = = Logo, a fatura total será, de (1.9): CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 32

34 Fatura = Pc + Pd = R$6.65,19 d) Sistema Monômio De (1.14): Pc = CA TCA = 48.73,1676 = R$8.14,83 Logo, a fatura total será: Fatura = Pc = R$8.14,83 Resumindo, teríamos o seguinte quadro comparativo de custos: Sistema Azul = R$ 5.321,39 Sistema Convencional = R$ 5.699,53 Sistema Verde = R$ 6.65,29 Sistema Monômio = R$ 8.14, O faturamento de energia e demanda reativas excedentes A resolução 456 estabelece que o fator de potência de referência "fr", indutivo ou capacitivo, terá como limite mínimo permitido, para as instalações elétricas das unidades consumidoras, o valor de fr =,92. Tabela 1.15 Definição do limite mínimo permitido do fator de potência em outros países. País Limite mínimo permitido para o Fp Espanha,92 Coréia,93 França,93 Portugal,93 Bélgica,95 Argentina,95 Alemanha,96 Suiça,96 A cobrança do reativo excedente (devido ao baixo fator de potência), ou, em outras palavras, a multa, é um adicional praticado pela concessionária aos consumidores, justificada pelo fato de que esta necessita manter o seu sistema elétrico com um dimensionamento maior do que o realmente necessário e investir em equipamentos corretivos, apenas para suprir o excesso de energia reativa (baixo fator de potência) proveniente das instalações dos consumidores. As contas de energia elétrica podem incluir multas por fator de potência, que não são facilmente identificadas pelo consumidor industrial, comercial ou institucional. Verifique cuidadosamente se existe algum lançamento do tipo "demanda reativa excedente" ou "energia reativa excedente", geralmente denotadas por siglas como UFDR e UFER. As multas de fator de potência podem ser originadas por 3 causas básicas: a) Falta de capacitores entre 6h e 3min e 23h e 3min (horário "indutivo"); b) Excesso de capacitores entre 23h e 3min e 6h e 3min (horário "capacitivo"); c) Uma combinação das anteriores. Para eliminar as multas basta corrigir o fator de potência para que fique dentro dos limites estabelecidos em função dos horários "indutivo" e "capacitivo". O valor da multa é significativa, como veremos, e será tanto maior quanto mais baixo for o fator de potência da instalação. A multa é decorrente de duas parcelas. A primeira parcela refere-se ao Faturamento de Demanda de Reativo Excedente (FDR). A segunda parcela refere-se ao Faturamento de Energia de Reativo Excedente (FER). Estas parcelas são calculadas pelas expressões apresentadas nos itens e , dependentes do tipo de avaliação (horária ou mensal). Em todas as modalidades tarifárias, sobre a soma das parcelas incide o ICMS, com alíquotas variando entre 2 e 25%, dependendo do Estado. As tarifas são diferenciadas por concessionária e os reajustes tarifários anualmente homologados pela Aneel. Os valores das tarifas podem ser obtidos através da Internet, no endereço É importante salientar mais uma vez que não existe cobrança de ultrapassagem para a demanda reativa. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 33

35 Avaliação horária do fator de potência Para unidade consumidora faturada na estrutura tarifária horo-sazonal ou na estrutura tarifária convencional com medição apropriada, o faturamento correspondente ao consumo de energia elétrica e à demanda de potência reativas excedentes, será calculado de acordo com as expressões (1.15) e (1.16). A avaliação horária do fator de potência é calculada através dos valores da energia ativa e reativa medidos a cada intervalo de 1 (uma) hora, durante o ciclo de faturamento. f FER n r ( p) = CAt 1 TCA( p) t= 1 ft f FDR f onde: n r ( p) = MAX t= 1 DAt DF ( p) TDA( p) t (1.15) (1.16) FER (p) = valor do faturamento (em R$), por posto horário "p", correspondente ao consumo de energia reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência "fr", no período de faturamento; CA t = consumo de energia ativa medida em cada intervalo de 1 (uma) hora "t", durante o período de faturamento, em kwh; TCA (p) = tarifa de energia ativa (consumo), aplicável ao fornecimento em cada posto horário "p", em R$/kWh; FDR (p) = valor do faturamento (em R$), por posto horário "p", correspondente à demanda de potência reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência "fr" no período de faturamento; DA t = demanda de potência ativa medida no intervalo de integralização de 1 (uma) hora "t", durante o período de faturamento, em kw; DF (p) = demanda de potência ativa faturável em cada posto horário "p" no período de faturamento, em kw (deve ser o maior valor entre a demanda contratada, a demanda medida e aquela correspondente a 85% da maior demanda dos últimos 11 meses); TDA (p) = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento em cada posto horário "p", em R$/kW; MAX = função que identifica o valor máximo da fórmula, dentro dos parênteses correspondentes, em cada posto horário "p"; t = indica intervalo de 1 (uma) hora, no período de faturamento; p = indica posto horário, ponta ou fora de ponta, para as tarifas horo-sazonais ou período de faturamento para a tarifa convencional; n = número de intervalos de integralização "t", por posto horário "p", no período de faturamento. fr = fator de potência de referência igual a,92; f t = fator de potência da unidade consumidora, calculado em cada intervalo "t" de 1 (uma) hora, durante o período de faturamento. Na prática, o fator de potência é obtido por medição das energias ativa e reativa consumidas e é definido como o cosseno do ângulo cuja tangente é o quociente da energia reativa indutiva ou capacitiva (kvarh) pela energia ativa (kwh), ambas verificadas por posto horário em unidades faturadas na estrutura horo-sazonal, ou durante o período de faturamento para as unidades faturadas na tarifa convencional com medição apropriada, ou seja: Erh ft = cos arctg (1.17) Eah Onde, E rh = energia reativa indutiva ou capacitiva medida a cada intervalo de 1 hora, em kvarh; CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 34

36 E ah = energia ativa medida a cada intervalo de 1 hora, em kwh; Alguns aspectos importantes devem ser observados: 1. O sistema de medição da concessionária não vai medir o Fp, o que ele fará é dimensioná-lo em função da energia ativa consumida (kwh) e da energia reativa consumida (kvarh ou kqh) pela instalação elétrica e que serão medidas; 2. O sistema de medição da concessionária integraliza a cada período "T" o valor da energia ativa e reativa consumida pela instalação elétrica, portanto, a cada período "T" o Fp terá um valor próprio já que a porção da carga instalada da instalação elétrica em operação pode variar para cada "T"; 3. Os valores de Fp para cada período "T" podem ser significativamente diferentes. Imagine o que ocorre com o Fp nas empresas que fecham no intervalo do meio-dia, nas que não tem turno de revezamento e que operam até às 18 horas, nas que não operam nos sábados, domingos e feriados, etc; 4. Desta forma, a correção está diretamente vinculada ao período "T" e, evidentemente, aos módulos das energias ativa e reativa envolvida em cada período "T"; 5. Observe também, que a potência reativa fornecida pelo banco de capacitores (Qc) não pode ser maior que a potência reativa requerida pela carga (Q), sob pena de, do ponto de vista da medição, ela "enxergar" a carga como capacitiva, já que o excedente da potência reativa gerada pelos bancos de capacitores (Q - Qc) retornará para o sistema elétrico da concessionária. Se esta potência reativa de retorno for significativa, embora inverta o sinal do Fp de negativo (carga indutiva) para positivo (carga capacitiva) ele também poderá ser menor ou igual a,92, logo, a multa também será cobrada. Isto posto, conclui-se que a correção do Fp deve levar em conta o "tipo" de medição que a concessionária efetua na instalação elétrica, sob pena da correção não surtir o efeito esperado e ao final do mês aparecer cobrança de reativo excedente na fatura de energia elétrica da instalação elétrica corrigida (mau corrigida). Nas expressões (1.15) e (1.16), serão considerados: a) durante o período de 6 horas consecutivas, compreendido, a critério da concessionária, entre 23 h e 3 min e 6 h e 3 min (posto capacitivo), apenas os fatores de potência "ft" inferiores a,92 capacitivo, verificados em cada intervalo de 1 (uma) hora "t"; O período de 6 (seis) horas deverá ser informado pela concessionária aos respectivos consumidores com antecedência mínima de 1 (um) ciclo completo de faturamento (figura 6.18). b) durante o período diário complementar ao definido na alínea anterior (posto indutivo), apenas os fatores de potência "ft" inferiores a,92 indutivo, verificados em cada intervalo de 1 (uma) hora "t" (figura 6.19). Importante: Os consumidores do Grupo A, tarifa verde, pagam o consumo de energia reativa na ponta e fora de ponta (FER) e a demanda reativa (FDR); por outro lado, os consumidores enquadrados na tarifa azul pagam tanto o consumo de energia reativa (FER) quanto da demanda reativa (FDR), para as horas de ponta e fora de ponta. Havendo montantes de energia elétrica estabelecidos em contrato, o faturamento correspondente ao consumo de energia reativa, verificada por medição apropriada, que exceder às quantidades permitidas pelo fator de potência de referência "fr", será calculado de acordo com a expressão: CA f FER n t r ( p) = CF ( p) TCA( p) t= 1 ft (1.18) CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 35

37 onde: FER (p) = valor do faturamento, por posto horário "p", correspondente ao consumo de energia reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência "fr", no período de faturamento; CA t = consumo de energia ativa medida em cada intervalo de 1 (uma) hora "t", durante o período de faturamento; fr = fator de potência de referência igual a,92; f t = fator de potência da unidade consumidora, calculado em cada intervalo "t" de 1 (uma) hora, durante o período de faturamento; CF(p) = consumo de energia elétrica ativa faturável em cada posto horário "p" no período de faturamento; TCA (p) = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento em cada posto horário "p". Importante: Para fins de faturamento de energia e demanda de potência reativas excedentes FER (p), FDR (p), serão considerados somente os valores ou parcelas positivas das mesmas. Nos faturamentos relativos a demanda de potência reativa excedente FDR (p), não serão aplicadas as tarifas de ultrapassagem. tarifas de energia elétrica conforme tabela 1.16 e cuja avaliação de carga num período de 24 horas está expressa na tabela Tabela 1.16 Tarifas de energia elétrica. Subgrupo Tarifa horo-sazonal Azul Demanda (R$/kW) Consumo (R$/MWh) Fora de Ponta Fora de Ponta Ponta Ponta Seca Úmida Seca Úmida A4 16,74 5,58 19,76 11,59 52,19 46,12 Dados: Período de ponta: entre 17 e 2 h; Grupo tarifário: A4, THS-Azul; Período: seco; Demanda contratada na ponta: 21 kw (intervalo de integração de 15 min); Demanda contratada fora da ponta: 3.5 kw (intervalo de integração de 15 min); As leituras consideradas na tabela 6.17 são constantes para os 22 dias do mês durante os quais a indústria trabalha; Considerar que houve um erro no controle da manutenção operacional da indústria na conexão e desconexão do banco de capacitores, o que permitiu ter excesso de energia reativa indutiva no período de ponta e fora de ponta por alguns momentos, bem como ter excesso de energia reativa capacitiva em períodos da às 6 horas. EXEMPLO 1.2 Determinar o faturamento de energia reativa excedente para uma instalação industrial com potência instalada de 5. kva em 13,8 kv com Tabela 1.17 Medidas de carga diária para a instalação do exemplo 1.2. Período Demanda (DA t ) Consumo (CA t ) Valores medidos Energia reativa Valores ativos Indutiva capacitiva Fator de potência (f t ) Tipo (Capacitivo/ Indutivo) Valores calculados Faturamento excedente Demanda Consumo 1,92,92 FDRh = DAt FERh = CAt 1 ft ft kw kwh kvarh [kw] R$ ,3 C , ,27 C 49 15, ,3 C , ,97 C 142, ,95 C 126, ,96 C 144, ,67 I ,5 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 36

38 Período Demanda (DA t ) Consumo (CA t ) Valores medidos Energia reativa Valores ativos Indutiva capacitiva Fator de potência (f t ) Tipo (Capacitivo/ Indutivo) Valores calculados Faturamento excedente Demanda,92 FDRh = DAt ft Consumo 1,92 FERh = CAt 1 ft kw kwh kvarh [kw] R$ ,87 I , ,93 I 2275, ,94 I 2251, ,95 I 2421, ,87 I , ,47 C 1566, ,42 C 1533, ,95 I 32, ,95 I 3147, ,95 I 3293, ,86 I 214 1, ,94 I 196, ,89 I 27, ,93 I 2424, ,92 I 25, ,93 I 2127, ,93 I 277, Acréscimo na fatura de consumo considerando somente os valores positivos: 76,1 Nota: 1. Não deverão ser considerados na soma final do faturamento de consumo de energia reativa excedente os valores negativos, sendo os mesmos considerados nulos. Observar que não há pagamento de energia reativa excedente para fator de potência capacitivo no horário indutivo. Solução: a) Demonstração da metodologia de cálculo da demanda (kw) e consumo (R$) para alguns pontos do ciclo de carga: 1- período: da à 1 hora,92 FDRh = 16 = 491kW,3,92 FERh = 13 1 R$,5219 = R$14,,3 Obs: utilizar a tarifa de consumo FP/seca. 2- período: da 1 às 2 horas,92 FDRh = 12 = 49kW,27,92 FERh = 12 1 R$,5219 = R$15,1,27 Obs: utilizar a tarifa de consumo FP/seca. 3- período: das 4 às 5 horas,92 FDRh = 13 = 126kW,95,92 FERh = 13 1 R$,5219 = R$,2,95 FERh = R$, Os valores negativos não são considerados na soma final do faturamento de consumo de energia reativa excedente, sendo, portanto, nulos. Obs: utilizar a tarifa de consumo FP/seca. 4- período: das 11 às 12 horas,92 FDRh = 2.5 = kW,87,92 FERh = R$,5219 = R$7,5,87 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 37

39 5- período: das 13 às 14 horas,92 FDRh = 7 = kW,42,92 FERh = 7 1 R$,5219 = R$43,5,42 FERh = R$, Como o fator de potência é capacitivo no horário indutivo, não há pagamento de energia reativa excedente. Nesta situação, o sistema elétrico será beneficiado pelo excesso de energia capacitiva injetada na rede pela instalação industrial. Obs: utilizar a tarifa de consumo FP/seca. 6- período: das 17 às 18 horas,92 FDRh = 2 = 214kW,86,92 FERh = 2 1 R$,1976 = R$1,53,86 Obs: utilizar a tarifa de consumo P/seca. 7- período: das 21 às 22 horas,92 FDRh = 2.5 = 2. 5kW,92,92 FERh = R$,5219 = R$,,92 Obs: utilizar a tarifa de consumo FP/seca. b) Acréscimo na fatura mensal A aplicação da expressão (1.16) necessita da obtenção dos valores máximos da expressão,92 DAt obtidos ft da tabela (1.17), no período fora de ponta e de ponta correspondem, respectivamente, aos intervalos das 16 às 17 h (3.293 kw) e das 17 às 18 h (214 kw). Desta forma, o acréscimo na fatura (multa), nessas condições, aplicando-se as tarifas da tabela 1.15, vale: Fora de ponta: f f n r FDR FP = MAX t=1 DAt DFFP t FDR FP,92 = ,58,95 FDRFP = R$ 1.157, = R$, TDA FP Na ponta: f f n r FDR P = MAX t=1 DAt DFP t,92 FDRP = ,74,86 FDRFP = R$66,18 c) Cálculo da fatura total TDA Fatura = FDRP + FDRFP FERFP + FERP + ( 22 R$2,2) + ( 22 $73,9) Fatura = 66,18 +, + R Fatura = R$1.74, Avaliação mensal do fator de potência Para unidade consumidora faturada na estrutura tarifária convencional, o faturamento correspondente ao consumo de energia elétrica e à demanda de potência reativas excedentes, será calculado de acordo com as expressões (1.19) e (1.2). Enquanto não forem instalados equipamentos de medição que permitam a aplicação das expressões (1.15) e (1.16), de acordo com a conveniência da concessionária, a concessionária poderá realizar o faturamento de energia e demanda de potência reativas excedentes utilizando as expressões (1.19) e (1.2). Na avaliação mensal, o fator de potência será calculado através de valores médios de energia ativa e reativa medidos durante o ciclo de faturamento. Nesse caso, serão medidas a energia ativa e reativa indutiva durante o período de 3 dias. fr FER = CA 1 TCA (1.19) fm Por outro lado, a parcela de consumo é calculada multiplicando-se o consumo medido pela Tarifa de Consumo: fr FDR = DM DF TDA (1.2) fm P CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 38

40 onde: Onde: FER = valor do faturamento total (em R$) correspondente ao consumo de energia reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência, no período de faturamento; CA = consumo de energia ativa registrada no mês, em kwh; CR = consumo de energia reativa registrada no mês, em kvarh; fr = fator de potência de referência igual a,92; fm = fator de potência indutivo médio das instalações elétricas da unidade consumidora, calculado para o período de faturamento: CA fm = (1.21) 2 2 ( CA + CR ) TCA = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento, em R$/kWh; FDR = valor do faturamento total (em R$) correspondente à demanda de potência reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência, no período de faturamento; DM = demanda de potência ativa máxima registrada no mês, em kw; DF = demanda de potência ativa faturável no mês, em kw; TDA = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento, em R$/kW. Havendo montantes de energia elétrica estabelecidos em contrato, o faturamento correspondente ao consumo de energia reativa, verificada por medição apropriada, que exceder às quantidades permitidas pelo fator de potência de referência "fr", será calculado de acordo com a expressão (1.22): fr FER = CA CF TCA (1.22) fm FER = valor do faturamento total correspondente ao consumo de energia reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência, no período de faturamento, em R$; CA = consumo de energia ativa registrada no mês, em kwh; fr = fator de potência de referência igual a,92; fm = fator de potência indutivo médio das instalações elétricas da unidade consumidora, calculado para o período de faturamento; CF = consumo de energia elétrica ativa faturável no mês, em kwh; TCA = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento, em R$/kWh. Importante: Para fins de faturamento de energia e demanda de potência reativas excedentes FER e FDR, serão considerados somente os valores ou parcelas positivas das mesmas. Nos faturamentos relativos a demanda de potência reativa excedente FDR, não serão aplicadas as tarifas de ultrapassagem. EXEMPLO 1.3 Suponha uma instalação elétrica (consumidor monômio, tarifa convencional, subgrupo B1, medição mensal) que tenha apresentado ao fim do período de um ciclo de faturamento os seguintes valores medidos: CA = 1.86 kwh kqh = kqh TCA =,1526 R$/kWh Calcular o valor da fatura a ser paga para a concessionária. Solução: a) O fator de potência desta instalação será (de 1.65 e 1.68): CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 39

41 2 kqh kwh kvarh = kvarh = = 11.49,6 3 FP = , = + 1,6665 Fp = 66,65 %, portanto abaixo de 92 %. b) O custo da Fatura de energia elétrica será, de (1.14): EXEMPLO 1.4 Suponha uma instalação elétrica, enquadrada na tarifação convencional, que tenha apresentado ao fim do período de um ciclo de faturamento (medição mensal) os seguintes valores medidos: DM = 89 kw DF = 96 kw CA = 1.86 kwh KQh = kqh TDA = 5,73 R$/kW TCA =,8379 R$ /kwh Fatura = Parcela de Consumo (P ) P C = CA x TCA P C = 1.86 kwh x,1526 R$ / kwh Fatura = R$ 1.533,68 C Calcular o valor da concessionária. Solução: fatura a ser paga para a c) O valor da multa, dado o valor abaixo de 92 % do fator de potência, pela expressão 1.16, será: fr FER = CA 1 TCA fm,92 FER = ,1526,6665 FER = R$ 588,1 Logo, a multa será: Multa = FER Multa = R$ 588,1. Lembre-se que neste Sistema tarifário não há cobrança de demanda, logo, não poderá ocorrer a cobrança de FDR. d) Assim, esta unidade consumidora pagará à concessionária: Consumo = R$ 1.533,68 Reativo Excedente (multa) = R$ 588,1 ou seja, um total de R$ 2.121,78. Observe que a multa por baixo fator de potência representará 27,72 % do valor total da Fatura de energia elétrica da instalação, onde a unidade consumidora pagará à concessionária algo que pode ser evitado e que ainda poderá lhe acarretar vários problemas na instalação elétrica. a) O fator de potência desta instalação será (de 1.65 e 1.68): 2 kqh kwh kvarh = kvarh = = 11.49,6 3 1 FP = =, , Fp = 66,65 %, portanto abaixo de 92 %. b) Considerando-se que não houve ultrapassagem da demanda prevista (P u = ), o custo da Fatura de energia elétrica será (conforme seção ): De (1.2) e (1.3): = CA TCA = 1.86,8379 R$845,1 Pc = = DF TDA = 96 5,73 R$55,1 Pd = De (6.5): Fatura = Pc + Pd + P Fatura = 845,1 + 55,1 + = R$1.395,2 u c) Pelas expressões (1.19) e (1.2), o valor da multa, dado o valor abaixo de 92 % do fator de potência, será: CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 4

42 fr FER = CA 1 TCA fm,92 FER = ,8379 = R$321,43,6665 fr FDR = DM fm DF TDA,92 FDR = ,73 = R$153,85,6665 Logo, a multa será : Multa = FDR + FER = R$ 55,59 d) Assim, esta unidade consumidora pagará a concessionária: Demanda e Consumo = R$ 1.395, 19 Reativo Excedente (multa) = R$ 55,89 ou seja, um total de R$ 1.91,8. Observe que a multa por baixo fator de potência representará 26,61 % do valor total da Fatura de energia elétrica da instalação, onde a unidade consumidora pagará à concessionária algo que pode ser evitado e que ainda poderá lhe acarretar, como visto, vários problemas na instalação elétrica. EXEMPLO 1.5 Determinar o valor final da fatura para uma instalação industrial em 13,8 kv, tarifação convencional (medição mensal), subgrupo A4, com tarifas de energia elétrica conforme tabela 6.18 e cuja conta de energia está representada na tabela Tabela 1.18 Tarifas de energia elétrica. Tarifa Convencional Demanda Consumo Subgrupo (R$/kW) (R$/kWh) A4 6,33,9273 Tabela 1.19 Conta de energia elétrica. Conta de Energia Elétrica Fornecimento em Alta Tensão COET - Companhia Energética Trovão Nome/Razão Social Classe Cód. Local Nº da Conta Eletrika Instalações Elétricas LTDA IND Perdas Data Leitura Data Conta de Vencimento Apres. 2,8% 15/1/1 25/1/1 Outubro/21 31/11/1 Ult. Leitura kw Leit. Atual kwh Leit. Atual kv Arh FMM Leit. Ant. kwh Leit. Ant. kvarh Dem. Regist. Diferença Diferença Dem. Contrat. FMM FMM % Dmax Consumo kwh Consumo k VArh Dem. Incluída Cons. Incluído Fator de Potência,66 Total a pagar até o vencimen to : R$ 12.2,13 Nº de dias em atraso x Acréscimo p/ dia de Atraso = Total do acréscimo = Solução: a) Consumo de energia ativa: CA = (leitura atual - leitura anterior) x FMM FMM = fator de multiplicação do medidor CA = (23-12) x 72 = 79.2 kwh b) Consumo de energia reativa CR = (leitura atual - leitura anterior) x FMM CR = (19-65) x 72 = 9. kvarh CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 41

43 c) Consultando a conta de energia (tabela 6.19), obtemos: DF = 19 kw (demanda contratada e que no caso presente é igual à declarada na conta de energia); DM = 2 kw (demanda registrada/medida que corresponde à demanda faturável). d) O fator de potência desta instalação será: De (6.21), temos: CA 79.2 fm = = =, CA + CR ( ) ( ) Portanto, abaixo de,92. e) Considerando-se que não houve ultrapassagem da demanda prevista (P u = ), o custo da Fatura de energia elétrica será (conforme seção ): De (6.2) e (6.3): = CA TCA = 79.2,9273 R$7.344,22 Pc = = DF TDA = 2 6,33 R$1.266, Pd = Nota: observe que a parcela de demanda (P d ) sempre é calculada considerando-se o maior valor entre a demanda contratada e a medida! De (1.5): Fatura = Pc + Pd + P u Fatura = 7.344, , + = R$8.61,22 f) Pelas expressões (1.19) e (1.2), o valor da multa, dado o valor abaixo de 92 % do fator de potência, será: fr FER = CA 1 TCA fm,92 FER = ,9273 = R$2.893,18,66 fr FDR = DM DF TDA fm,92 FDR = 2 2 6,33 = R$498,73,66 Nota: observe que a parcela de demanda faturável (DF) do FDR sempre é obtida considerando-se o maior valor entre a demanda contratada e a medida! Logo, a multa será: Multa = FDR + FER = R$ 3.391,91 g) Assim, esta unidade consumidora pagará a concessionária: Consumo = R$ 8.61,22 Reativo Excedente (multa) = R$ 3.391,91 ou seja, um total de R$ 12.2,13. Observe que a multa por baixo fator de potência representará 28 % do valor total da Fatura de energia elétrica da instalação, onde a unidade consumidora pagará à concessionária algo que pode ser evitado e que ainda poderá lhe acarretar, como visto, vários problemas na instalação elétrica Reduzindo a fatura de energia elétrica A redução na fatura de energia elétrica é possível através de algumas oportunidades de redução de gastos, a saber: a) Ajustes de fator de potência, em atendimento as condições contratuais estabelecidas com a concessionária e a legislação pertinente; b) Otimização dos contratos de demanda, eliminando as ultrapassagens de demanda; c) Enquadramento tarifário Correção do fator de potência Em geral, a correção do fator de potência é uma das medidas mais baratas de redução de despesa com energia elétrica, principalmente se nas faturas emitidas pela concessionária estão ocorrendo faturamento de energia e demanda reativas excedentes. O cálculo do tempo de retorno do investimento pode ser calculado por: n ( + i) i ( 1+ i) n 1 1 Investimento = economia (1.23) Onde, i = taxa de atratividade do investimento. No caso, deve ser estabelecido a de mercado. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 42

44 EXEMPLO 1.6 Calcule o tempo de retorno do investimento na aquisição e instalação de um banco capacitivo para melhoria do fator de potência de uma instalação. Dados: Investimento: R$ 2.5,; Economia resultante na conta mensal de energia: R$ 4,/mês (multa por reativo excedente); Aplicação financeira com i = 4%. Solução: De (1.23), temos: n ( 1 + i) 1 i ( 1+ i) n n ( 1+,4) 1 = 4,4 ( 1+,4) n n ( 1+,4) 1,4 ( 1+,4) n n n ( 1,4) = ( 1,4) 1 Investimento = economia 2.5 6,25 =,25 (,4) n 1 = n 1,75 ( 1,4) log( 1,75) log = n = 7,3 meses 1 R$ 2.5, R$ 4,/mês n=7,3 Figura 1.21 Fluxo de caixa c om tempo de retorno do investimento Demanda contratual Um ponto importante a ser observado diz respeito à otimização dos contratos de demanda, os quais devem ser estudados com bastante critério, de modo a se evitar valores muito aquém ou muito além do ciclo de carga da instalação. Para valores contratados de demanda insuficientes, haverá multa na fatura de energia pelas ultrapassagens. Por outro lado, se os valores do contrato forem excessivos, haverá pagamento por algo que não se utiliza. Com o propósito de permitir o ajuste da demanda a ser contratada, a concessionária deverá oferecer ao consumidor um período de testes, com duração mínima de 3 (três) ciclos consecutivos e completos de faturamento, durante o qual será faturável a demanda medida, observados os respectivos segmentos horo-sazonais, quando for o caso. A resolução 456 da Aneel permite revisão anual do contrato junto à concessionária, a qual deverá renegociar o contrato de fornecimento, a qualquer tempo, sempre que solicitado por consumidor que, ao implementar medidas de conservação, incremento à eficiência e ao uso racional da energia elétrica, comprováveis pela concessionária, resultem em redução da demanda de potência e/ou de consumo de energia elétrica ativa, desde que satisfeitos os compromissos relativos aos investimentos da concessionária. É importante salientar que, como pode ser observado no exemplo 6.7, a metodologia descrita para obtenção da demanda contratual envolve certa adivinhação, pois, afinal, está sendo suposto que o ciclo de carga operacional para o próximo ano será igual ao anterior. Em geral, o consumo de energia elétrica depende de vários fatores, uns previsíveis e outros imprevisíveis e que não se repetem. Desta forma, não há nenhuma garantia que, apesar de uma boa técnica, o valor recomendado para a demanda contratada seja efetivamente aquele que CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 43

45 resultará no menor gasto com energia elétrica. Uma maneira mais científica de abordar a questão é através de métodos estatísticos de projeção, porém isso foge ao escopo deste livro. Demanda [kw] Curva de demanda ativa mensal [kw] EXEMPLO 1.7 Determinar a demanda a ser contratada junto à concessionária para a instalação enquadrada na tarifação Convencional, sub-grupo A4, de tal forma que nos 12 meses seguintes se pague o mínimo possível na parcela da conta referente à demanda. Considere o histórico de demanda indicado na tabela 6.2. Tabela 1.2 Demanda medida mensal informada na conta de energia. Ano Mês Demanda (kw) 1998 Janeiro 186,9 Fevereiro 214,7 Março 262,5 Abril 264,9 Maio 265,5 Junho 219,1 Julho 27,5 A gosto 215,4 Setembro 248,8 Outubro 234,1 N ovembro 246,3 D ezembro 256, Janeiro 24,7 Fevereiro 232,9 Março 261,6 Abril 267,6 Maio 239,4 Junho 2,3 Julho 184,8 A gosto 29, Setembro 239,2 Outubro 211,8 N ovembro 255,8 D ezembro 262,7 Solução: A tabela 1.2 representa o histórico de demanda da instalação. Quanto mais longo o histórico melhor, pois será perceptível com maior nitidez a evolução da demanda, conforme pode ser observado nos gráficos das figuras 1.22 e Demanda [kw] Curva de demanda ativa mensal [kw] 15 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Mês Figura 1.22 Curva de demanda ativa mensal [kw] jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Mês ( ) Figura 1.23 Curva de demanda ativa mensal [kw] com traçado contínuo no tempo. Estes gráficos mostram um padrão estável tanto nos valores quanto na sazonalidade da demanda, com os valores máximos e mínimos de demanda ocorrendo na mesma época do ano. A maior demanda é registrada na conta do mês de abril/99 e a menor demanda é registrada na conta de julho/99. No gráfico da figura 1.23 está indicada uma linha horizontal representativa da máxima demanda (D máx.) medida (267,6 kw em abril/99). Admitindo que as demandas mensais futuras sigam o mesmo padrão do passado e sabendo-se que a tolerância de ultrapassagem da demanda é de 1% (tarifação convencional), a demanda contratada não deve ser superior a: Demanda contratada Dmáx 1,1 Desta forma, neste exemplo, a demanda contratada não deve ser superior a 267,6 / 1,1 = 243,3 kw. É possível que a demanda contratada mais adequada seja inferior a 243,3 kw. Para analisar essa possibilidade, observe os cálculos apresentados nas tabelas 1.21 e 1.22, conforme expressões apresentadas na seção Tabela 1.21 Estudo de viabilidade de demanda contratada para 243,3 kw. Ano Mês Demanda medida DM (kw) Teste lógico Pagamento (R$) P D P U Total 1999 Jan 24,7 1.54,9, 1.54,9 Fev 232,9 1.54,9, 1.54,9 Mar 261, ,93, 1.655,93 Abr 267, ,91, 1.693,91 Mai 239,4 1.54,9, 1.54,9 Jun 2,3 1.54,9, 1.54,9 Jul 184,8 1.54,9, 1.54,9 Ago 29, 1.54,9, 1.54,9 Set 239,2 1.54,9, 1.54,9 Out 211,8 1.54,9, 1.54,9 Nov 255, ,21, 1.619,21 Dez 262, ,89, 1.662,89 Total ano 1999: ,65 Demanda Contratada DF: 243,3 kw Tarifa de Demanda TDA: R$ 6, 33/ kw Tarifa de Demanda de ultrapassagem TDA u : R$ 18,99/kW CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 44

46 Na coluna teste lógico da tabe la 1.21, se a demanda ver ificada (medida) for m enor que a contratada, o teste resulta em. Se a demanda for maior que a contratada, poré m menor q ue a margem de ultrapassagem (1%), resul ta em 1. Por outro lado, se a demanda verificada fo r maior que o limite de tolerância de ultrapassag em, o teste resu lta em 2. A seguir, uma demonstração da metodologia de cálculo da parcela de demanda (kw) para alguns meses do ciclo de carga: De (1.3), Jan: Pd = DF TDA = 243,3 6,33 = R$1.54, 9 Abr: Pd = DF TDA = 267,6 6,33 = R$1.693, 91 Set: Pd = DF TDA = 243,3 6,33 = R$1.54, 9 Importante: lembre-se que o valor da demanda DF a ser utilizada é o maior dos valores entre a demanda contratada e a demanda medida, caso esta não ultrapasse em 1% a demanda contratada. Vamos agora reduzir um pouco a demanda contratada para 24 kw e refazer os cálculos da tabela Os novos valores estão apresentados na tabela Tabela 1.22 Estudo de viabilidade de demanda contratada para 24 kw. Ano Mês Demanda medida DM (kw) Teste lógico Pagamento (R$) P D P U Total 1999 Jan 24, ,2, 1.519,2 Fev 232, ,2, 1.519,2 Mar 261, ,93, 1.655,93 Abr 267, ,2 524, ,32 Mai 239, ,2, 1.519,2 Jun 2, ,2, 1.519,2 Jul 184, ,2, 1.519,2 Ago 29, 1.519,2, 1.519,2 Set 239, ,2, 1.519,2 Out 211, ,2, 1.519,2 Nov 255, ,21, 1.619,21 Dez 262, ,89, 1.662,89 Total ano 1999: ,96 Demanda Contratada DF: 24, kw Tarifa de Deman da TDA: R $ 6,33/kW Tarifa de Demanda de ultrapassagem TD A : R$ 18,99/kW A seguir, uma demonst ração da metodologia de cálculo da parcela de demanda (kw) para alguns meses do ciclo de ca rga: De (1.3), Jan: Pd = DF TDA = 24, 6,33 = R$1.519, 2 u Abr: Pd = DF TDA = 24, 6,33 = R$1.519, 2 Nov: Pd = DF TDA = 255,8 6,33 = R$1.619, 21 No mês de abril, a demanda medida foi maior que 1% da demanda contratada, ocorrendo, portanto, multa por ultrapassagem. De (6.4), Abr: Pu = ( DM DF ) TDAu ( 267,6 24) 18,99 = R$ 524, 12 Pu = Observe que, em decorrência da ultrapassagem no mês de abril, o gasto anual subiria para R$ ,96. Isso significa que o primeiro valor escolhido (243,3 kw) é mais vantajoso para o consumidor, cujo custo da demanda é igual a R$ , Enquadramento tarifário Para efetuar-se um estudo de readequação tarifária adequado (análise das vantagens e desvantagens das modalidades tarifárias para uma determinada condição), se não tivermos possibilidade de lançarmos mão de medidas efetuadas diretamente na unidade consumidora que nos permitam produzir as curvas diárias de carga da unidade consumidora, será necessário, através da coleta de dados e informações, levantar os valores e a rotina semanal de uso das cargas que compõe a unidade consumidora (ciclo de carga), para então estabelecer-se os critérios que poderão permitir com segurança a comparação de custos tarifários nas diversas modalidades de sistemas tarifários. É importante salientar que deve ser levado em conta no estudo de enquadramento tarifário não apenas um mês de faturamento, mas um ciclo completo de faturamento, ou seja, um ano, a fim de que possam ser observados os períodos seco e úmido, dado a diferença de valores das tarifas praticadas nestes seguimentos. Por fim, é necessário também observar que outros custos terão seu perfil alterado na mudança do sistema tarifário, por exemplo: CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 45

47 a) Os custos da cobrança do Excedente de Reativo decorrente de fator de potência abaixo de,92, e b) A Taxa de Iluminação Pública, que são normalmente reduzidas significativamente numa mudança de Tarifação Convencional para Monômio, por exemplo. O conjunto destes dados permitirá elaborar uma análise comparativa entre cada sistema tarifário e, desta forma, estimar o custo da fatura de energia elétrica. EXEMPLO 1.8 Desenvolva o estudo de readequação tarifária de uma unidade consumidora com as seguintes características: Unidade enquadrada no Sistema Convencional, sub-grupo A4; Tarifas conforme tabelas 1.23 (para tarifação monômia, considerar R$,1676 kwh); Carga instalada com demandas individuais e horários de operação diários idênticos e iguais a Tabela 1.24; Funcionamento apenas nos dias úteis (segunda a sexta-feira); Mês de maio, portanto, período seco; Horário de ponta: 19: às 22: h; Considerar que não há reativos excedentes na instalação nem ultrapassagem de demanda contratada. Tabela 1.23 Tarifas de energia elétrica subgrupo A4/B3. Sistema tarifário Demanda ultrapas. (R$/kW) Demanda (R$/kW) Consumo (R$/kWh) P FP P FP P FP Seca Úmida Seca Úmida Azul 5,21 16,74 16,74 5,58,198,116,522,461 Verde 16,74 16,74 5,58 5,58,4967,4885,522,461 Conv. 6,33 6,33 6,33 6,33,929,929,929,929 Monômio,,,,,167,167,167,167 Notas: 1) Tarifas para o Sistema MONÔMIO consideradas a d a classe comercial; 2) Tabela com tar ifas da CEM IG do grupo A4 para AZUL, VERD E e CONVENCI ONAL e do Grupo B3 Comercial para Monômio; 3) P = Ponta e FP = Fora de Ponta. Tabela 1.24 Curva de carga diária da instalação. Dia: 6 Mês: Abril Ano: 25 Período de funcionamento diário da carga (horas) Tipo da carga Dema nda (k W) PONTA Ilum. Escrit Ilum. Fábric a Estuf a Pren sa Pren sa Forno Forno Estrusora Estrusora Bomba Tempo (h) Total de kw Total de kwh Solução: Da tabel a 1.24 podemos tirar os seguintes dad os: Demanda máxima de ponta = 85 kw Demanda máxima fora de ponta = 185 kw Consumo total na ponta = 255 kwh Consumo total fora de po nta = 1.96 kwh Consumo total da unidade = kwh CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 46

48 Considerando que a unidade consumidora não opera aos sábados e domingos, será considerado para um mês o total de 22 dias úteis. Desta forma: Demanda máxima de ponta = 85 kw Demanda máxima fora de ponta = 185 kw Consumo total na ponta = 5.61 kwh Consumo total fora de ponta = kwh Consumo total da unidade = kwh a) Sistema Convencional Logo, a fatura total será, de (1.9): Fatura = Pc + Pd = R$6.65,19 d) Sistema Monômio De (6.14): Pc = CA TCA = 48.73,1676 = R$8.14,83 Logo, a fatura total será: Fatura = Pc = R$8.14,83 De (1.2): Pc = CA TCA = 48.73,9293 = R$4.528,43 De (1.3): Pd = DF TDA = 185 6,33 = R$1.171,5 Logo, a fatura total será, de (6.5): Fatura = Pc + Pd = R$5.699,53 b) Sistema Horo-sazonal Azul De (1.1): ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) P c = ( 5.61,1976) + ( 43.12,5219) R$2.866, 19 Pc = = De (1.11): P d = ( DFP TDA P) + ( DFFP TDAFP) Pd = ( 85 16,74) + ( 185 5,58) = R$ 2.455, 2 Logo, a fatura total será, de (6.13): Fatura = Pc + Pd = R$5.321,39 c) Sistema horo-sazonal verde De (1.6): ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) ( 5.61,496) + ( 43.12,5219) = R$5.32, 99 P c = Pc = De (1.7): Pd = (DF TDA) ( 185 5,58) R$1.32, 3 Pd = = Resumindo, teríamos o seguinte quadro comparativo de custos: Sistema Azul = R$ 5.321,39 Sistema Convencional = R$ 5.699,53 Sistema Verde = R$ 6.65,29 Sistema Monômio = R$ 8.14,83 Observa-se como primeira conclusão que esta unidade consumidora está muito mal enquadrada, ou seja, está perdendo dinheiro mensalmente, pois está pagando para a concessionária uma Fatura de Energia Elétrica mensal de R$ 5.699,53 (Sistema Convencional) quando poderia estar pagando sem qualquer alteração na matriz da sua carga apenas R$ 5.321,39 (Sistema Azul), o que representa uma economia mensal de quase 6,6% ou quase uma Fatura de graça a cada ano. É importante salientar que esta economia não decorre de nenhuma mudança de hábito no uso da carga, mas apenas do reenquadramento tarifário. Estes dados demonstram a viabilidade do uso da tabela 1.23 como uma forma de avaliação expedita do perfil de uma unidade consumidora, apesar dos critérios e aproximações que foram considerados. Observe agora o que aconteceria se o estudo abrangesse uma mudança na matriz da carga, ou seja, uma mudança na forma de utilizá-la ao longo do dia. Imagine que em decorrência de observações efetuadas no campo e discutidas com o gerente da unidade consumidora, pudéssemos efetuar as seguintes alterações no uso desta mesma carga: a) Operar com uma prensa pela manhã e a outra à tarde, e nunca as duas juntas; b) Ligar os fornos apenas no período da tarde fora da ponta; c) Operar com uma estrusora pela manhã e a outra a tarde, e nunca as duas juntas; d) Desligar todas as cargas das 12h às 13h, no intervalo de almoço. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 47

49 A tabela 1.25 mostra o novo perfil diário da carga da mesma unidade consumidora, de onde podemos tirar os seguintes dados: Pd = ( 55 16,74) + ( 165 5,58) = R$1.841, 4 Demanda máxima de ponta = 55 kw Demanda máxima fora de ponta = 165 kw Consumo total na ponta = 165 kwh Consumo total fora de ponta = 1.52 kwh Consumo total da unidade = kwh Nesta situação teríamos para um período de um mês, considerando 22 dias, já que a unidade consumidora não opera aos sábados e domingos: De (1.11): ( DFP TDAP) + ( DFFP TDAFP) P d = Logo, a fatura total será, de (6.13): Fatura = Pc + Pd = R$3.985,6 g) Sistema horo-sazonal verde De (1.6): ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) ( 3.63,496) ( 33.44,5219) = R$3.545, 71 P c = Pc = + Demanda máxima de ponta = 55 kw De (1.7): Demanda máxima fora de ponta = 165 kw Pd = ( DF TDA) Consumo total na ponta = 3.63 kwh Pd Consumo total fora de ponta = kwh = ( 165 5,58) = R$92, 7 Consumo total da unidade = 37.7 kwh Logo, a fatura total será, de (1.9): Os cálculos dos custos das Faturas, seguindo a mesma metodologia anterior, passariam a ter os seguintes Fatura = Pc + Pd = R$4.466,41 valores: h) Sistema Monômio e) Sistema Convencional De (1.14): Pc = CA TCA = 37.7,1676 = R$6.192,91 De (1.2): Pc = CA TCA = 37.7,9293 = R$3.444,92 Logo, a fatura total será: Fatura = Pc = R$6.192,91 De (1.3): Pd = DF TDA = 165 6,33 = R$1.44,45 Logo, a fatura total será, de (6.5): Fatura = Pc + Pd = R$4.489,37 f) Sistema Horo-sazonal Azul De (1.1): ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) P c = ( 3.63,1976) + ( 33.44,5219) R$2.143, 66 Pc = = Resumindo, teríamos o seguinte quadro comparativo de custos: Sistema Azul = R$ 3.985,6 Sistema Convencional = R$ 4.489,37 Sistema Verde = R$ 4.466,41 Sistema Monômio = R$ 6.192,91 Desta forma, a economia decorrente da mudança da matriz da carga e do reenquadramento tarifário de Convencional para Azul reduziria o custo da fatura mensal desta unidade consumidora de R$ 5.689,78 para R$ 3.985,6, o que representa uma economia mensal de 3 %, o que é bastante significativo. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 48

50 Tabela 1.25 Curva de carga diária da instalação. Dia: 6 Mês: Abril Ano: 25 Período de funcionamento diário da carga (horas) Tipo da carga Demanda (kw) Ilum. Escrit Ilum. Fábrica Estuf a Prens a Prensa Forno Forno Estrusora Estrusora Bomba PONTA Tempo (h) Total de kw Total de kwh EXEMPLO 1.9 Seja uma unidade consumidora enquadrada na tarifação Horo-sazonal Azul, sub-grupo A4, conforme informações apresentadas nas tabelas 1.23 (tarifas) e 1.26 (demanda máxima e consumo mensal). Verificar se existe vantagem em passar para a tarifação Verde, mesmo sub-grupo. Valores Contratuais: a) Período Úmido: Demanda na ponta: 544,1 kw Demanda Fora de Ponta: 486,8 kw b) Período Seco: Demanda na ponta: 515,1 kw Demanda Fora de Ponta: 478,9 kw Tabela 1.26 Dados da conta de energia (demanda e consumo). Ano 25 Período Úmido Seco Mês Demanda (kw) Ponta Fora de Ponta Consumo (kwh) Ponta Fora de Ponta Jan 422,8 439, Fev 533,4 51, Mar 572, 518, Abr 598,5 535, Dez 581,1 52, Mai 557,3 58, Jun 434,9 47, Jul 432,6 388, Ago 65,1 5, Set 53,1 484, Out 463,1 441, Nov 566,6 526, Solução: a) Sistema Horo-sazonal A zul M ês: Janeiro: Parcela de Consumo: De (1.1): ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) ( ,116) + ( ,4612) R$6.52, 96 P c = Pc = = Parcela de Demanda: De (1.11): ( DFP TDAP) ( DFFP TDAFP) ( 544,1 16,74) + ( 486,8 5,58) R$11.824, 58 P d = + Pd = = Observe que, como visto, o valor da demanda a ser utilizado (demanda faturada) é o maior valor entre a contratada e a medida (caso esta não ultrapasse em mais de 1% a demanda contratada). Neste caso, a contratada é maior: 544,1 > 422,8 na Ponta; 486,8 > 439,8 Fora de Ponta. Parcela de Ultrapassagem: De (1.12): Como não houve ultrapassagem em mais de 1%, esta parcela não será cobrada. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 49

51 Fatura total: De (1.13): Fatura = Pc + Pd Mês: Agosto: + P u Fatura = R$17.877,54 Parcela de Consumo: De (1.1): ( CAP TCAP) + ( CAFP ( 15.3,198) + Parcela de Demanda: De (1.11): = 6.52, ,58 + P c = TCA FP P c = 7 ( , 522 Pc = R$5.437,41 ( DFP TDAP) ( DFFP ( 515,1,74) + P d = + TDAFP P d = 16 ( 5,9 5, 58 Pd = R$11.417,8 ) ) ) ) mais de 1% a demanda contratada). Neste caso, como foi ultrapassado os 1% na Ponta, foi utilizado o valor da demanda contratada para o cálculo da parcela de demanda. No período Fora de Ponta foi ultrapassado o valor dentro do limite de 1%, devendose utilizar, desta forma, o valor da demanda medida. De (1.12): Como houve ultrapassagem em mais de 1% da demanda contratada na Ponta, esta parcela será cobrada. [( DAP DFP) TDAuP] + [( DAFP DFFP) TDAuFP] P u = [( 65,1 515,1) 5,21] + = R$6.778, 35 Pu = Fatura total: De (1.13): Fatura = Pc + Pd + Pu = R$25.893,46 Os resultados da aplicação desta metodologia de cálculo para os demais meses estão apresentados nas tabelas 1.27 (parcelas de demanda e ultrapassagem) e 1.28 (parcela de consumo). Observase que o valor total da fatura anual para Tarifação Horo-sazonal Azul será: R $ ,14 + R$9.123,15 = R$ ,29 Observe que, como visto, o valor da demanda a ser utilizado (demanda faturada) é o maior valor entre a contratada e a medida (caso esta não ultrapasse em Tabela 1.27 Resultados da fatura para Tarifação Horo-sazonal Azul (demanda). Jan Mês Úmido DF P Demanda (kw) Ponta Fora de Ponta Fatura (R$) Fatura (R$) DF FP Demanda Ultrapas. Demanda (kw) Demanda Ultrapas. Ponta Soma (R$) Fora de Ponta TOTAL 422,8 9.18,23 439, , , , ,58 Fev 533,4 9.18,23 51, , , , ,72 Mar ,28 518, , , , ,95 Abr 598,5 1.18,89 535, , , , ,42 Dez 581, ,61 52,1 2.92, , , ,77 Mai Seco 557, , , , , ,84 Jun 434, ,77 47, , , , ,4 Jul 432, ,77 388, , , , ,4 Ago 65, , ,35 5, , , , ,15 Set 53, ,77 484,4 2.72, , , ,73 Out 463, ,77 441, , , , ,4 Nov 566, ,88 526, , , , ,87 Total anual: ,14 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 5

52 Tabela 1.28 Resultados da fatura para Tarifação Horo-sazonal Azul (consumo). Mês CA P Consumo (kwh) Ponta Fatura (R$) CA FP Consumo (kwh) Fora de Ponta Fatura (R$) TOTAL (R$) Jan , , ,96 Fev , , ,13 Úmido Mar , , ,29 Abr , , ,9 Dez , ,7 8.4,71 Mai , , ,48 Jun , , ,51 Jul , , ,64 Seco Ago , , ,41 Set , , ,33 Out , , ,6 Nov , , ,1 Total anual: 9.123,15 a) Sistema Horo-sazonal Verde Mês: Janeiro: Parcela de Consumo: De (1.6): = ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) = ( ,4885) + ( ,4612) R$12.53, 14 P c Pc = Parcela de Demanda: De (1.7): ( DF TDA) ( 544,1 5,58) R$3.36, 8 Pd = Pd = = Observe que, como visto, o valor da demanda a ser utilizado (demanda faturada) é o maior valor entre a contratada e a medida (caso esta não ultrapasse em mais de 1% a demanda contratada).parcela de Ultrapassagem: De (1.8): Como não houve ultrapassagem em mais de 1%, esta parcela não será cobrada. Fatura total: De (1.9): Fatura = Pc + Pd + Pu = 12.53, ,8 + Fatura = R$15.539,22 Mês: Agosto: Parcela de Consumo: De (1.6): ( CAP TCAP) + ( CAFP TCAFP) ( 15.37,4967) + ( ,522) P c = P c Pc = = R$11.36,15 Parcela de Demanda: De (1.7): ( DF TDA) ( 515,1 5,58) Pd = P d Pd = = R$2.874,26 Observe que, como visto, o valor da demanda a ser utilizado (demanda faturada) é o maior valor entre a contratada e a medida (caso esta não ultrapasse em mais de 1% a demanda contratada).parcela de Ultrapassagem: De (1.8): Como houve ultrapassagem em mais de 1% da demanda contratada na Ponta, esta parcela será cobrada. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 51

53 ( DA DF ) TDAu Pu = [( 65,1 515,1) 16,74] + R$2.259, 9 Pu = = Fatura total: De (1.9): Fatura = Pc + Pd + Pu = R$17.247,61 Os resultados da aplicação desta metodologia de cálculo para os demais meses estão apresentados nas tabelas 1.29 (parcelas de demanda e ultrapassagem) e 1.3 (parcela de consumo). Observase que o valor total da fatura anual para Tarifação Horo-sazonal Verde será: R $ ,64 + R$ ,21 = R$234.73,85 Comparando as duas faturas obtidas (R$ ,29 THS-Azul e R$ ,85 THS-Verde), observa-se que a melhor opção é o enquadramento do consumidor na tarifação horo-sazonal Verde (cuja conta de energia é 2% mais barata), com contrato de demanda de 544,1 kw no período úmido e 515,1 kw no período seco. Tabela 1.29 Resultados da fatura para Tarifação Horo-sazonal Verde (demanda). Mês DF Fatura (R$) Demanda (kw) Demanda Ultrapassagem TOTAL Jan 422,8 3.36,8 3.36,8 Fev 533,4 3.36,8 3.36,8 Mar , ,76 Abr 598, , ,63 Dez 581, , ,54 Mai 557,3 3.19, ,73 Jun 434, , ,26 Jul 432, , ,26 Ago 65, , , ,16 Set 53, , ,26 Out 463, , ,26 Nov 566, , ,63 Total anual: ,64 Úmido Seco Tabela 1.3 Resultados da fatura para Tarifação Horo-sazonal Verde (consumo). Mês CA P Consumo (kwh) Ponta Fatura (R$) CA FP Consumo (kwh) Fora de Ponta Fatura (R$) TOTAL (R$) Jan , , ,8 Fev , , ,75 Úmido Mar , , ,39 Abr , , ,39 Dez , , ,18 Mai , , ,86 Jun , , ,49 Jul , , ,82 Seco Ago , , ,15 Set , , ,81 Out , , ,43 Nov , , ,14 Total anual: ,21 CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 52

54 1.6 Fator de carga Uma maneira de verificar se a energia elétrica está sendo consumida racionalmente é avaliar, para cada mês, qual foi o Fator de Carga (FC) da instalação. O Fator de Carga de qualquer instalação é a relação entre o consumo e um valor máximo de demanda multiplicado pelo número de horas relativos a um determinado período de efetiva produção, ou seja: C( Dt) FC( Dt) = (1.24) ( D max Dt) Onde, FC = Fator de Carga; Dt = número de horas relativos a um determinado período de produção; C = Consumo em Dt (kwh); D max. = valor máximo de demanda (kw). Trata-se do parâmetro que mede o nível de eficácia assim como o custo (eficiência) de aproveitamento da energia elétrica por uma instalação num determinado período, (levando em conta o posto tarifário). O fator de carga varia de (zero) a 1 (um), mostrando a relação entre o consumo de energia, dentro de um determinado espaço de tempo. O fator de carga mais comumente utilizado é o mensal e a demanda é a máxima registrada por medição, no mês considerado. O período de tempo é de 73 horas (D t ), que corresponde ao número de horas de um mês médio (supondo 24 horas produtivas/dia horas p/ período fora de ponta e 66 horas p/ período de ponta), ou seja, 8.76 horas anuais divididas em 12 meses. De outra forma, valendo-se da expressão (1.24) e considerando-se que a demanda média é a relação entre a energia e o tempo (D média = energia/tempo), temos que: Dmédia( Dt) FC( Dt) = (1.25) D max EXEMPLO 1.1 Considere como exemplo uma determinada indústria onde foi registrado num mês um consumo de energia elétrica de 1. kwh. Conforme definido, o valor da demanda média mensal dessa indústria seria D média = energia/tempo = 1. kwh / 73h = 137 kw, onde 73 é o número médio de horas de um mês. Suponha ainda que o valor da demanda máxima medida no mês tenha sido Dmax = 2 kw. Nestas condições, o fator de carga da instalação será, de (1.25): D FC = D média max 137kW = =,685 2kW Um fator de carga elevado, próximo da unidade, indica que as cargas elétricas foram utilizadas racionalmente ao longo do tempo. Por outro lado, um fator de carga baixo indica que houve concentração de consumo de energia elétrica em um curto período de tempo, determinando uma demanda elevada. Isto ocorre quando muitos aparelhos são ligados ao mesmo tempo. Evidente que a situação ideal seria aquela onde teríamos D média = D máx = 1 (independente do número de horas produtivas/dia), o que é impossível de se obter na prática, pois seria o equivalente a manter a carga ligada na indústria, constante durante todo o mês. O que ocasiona valores baixos de fator de carga é a concentração de cargas em determinados períodos. A seguir, algumas situações que conduzem a esses valores baixos: equipamentos de grande potência, operando a plena carga somente algumas horas do período de utilização, funcionando com carga reduzida ou sendo desligados nos demais períodos; CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 53

55 cargas de grande porte ligadas simultaneamente; curtos-circuitos e fugas de corrente; falta de programação para utilização de energia. A melhoria do fator de carga, além de diminuir as despesas com energia consumida, conduz a um melhor aproveitamento e aumento da vida útil de toda a instalação elétrica, inclusive de motores e equipamentos e a uma otimização dos investimentos nas instalações. Como já visto, as contas de energia elétrica dos consumidores supridos em tensão primária de distribuição são binômias (compostas de duas parcelas): consumo, expresso em kwh e demanda máxima, expressa em kw. Seja T C o preço unitário do kwh e T d o preço unitário do kw, (definidos pela Eletrobrás e aplicados pelas Concessionárias de Energia Elétrica). O custo total da energia num determinado mês, sem considerar a incidência de impostos, será dado por: ( Tc kwh) + ( Td kw C = ) (1.26) Onde: T C = Tarifa de consumo conforme o grupo associado (preço unitário do kwh); T d = Tarifa de demanda conforme o grupo associado (preço unitário do kw); C = custo total da fatura (sem incidência de impostos previstos na legislação). Através de um tratamento matemático simples da expressão (1.26), podemos expressar a equação do custo em função do Fator de Carga (FC). Dividindo ambos os membros da equação acima por kwh, vem: C kwh kw = Tc + Td (1.27) kwh Introduzindo a variável D t, já definida anteriormente (número de horas relativos a um determinado período de produção), temos: C kwh Dt kw = Tc + Td (1.28) Dt kwh Observe que a introdução do fator D t não alterou a expressão, pois D t / D t = 1. Ora, C/kWh = custo unitário u do kwh - energia consumida. Teremos então: Dt kw 1 u = Tc + Td (1.29) kwh Dt Substituindo (6.24) em (6.29): 1 1 u = Tc + Td FC Dt Td u = Tc + (1.3) Dt FC Considerando a incidência de impostos (ICMS), temos que o custo unitário total é: Td u = Tc + + ICMS (1.31) Dt FC Onde, T C = Tarifa de consumo conforme o grupo associado (preço unitário do kwh); T d = Tarifa de demanda conforme o grupo associado (preço unitário do kw); FC = fator de carga; Dt = 73 horas num mês de medição supondo 24 horas produtivas/dia; ICMS = valor do imposto. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 54

56 Podemos então concluir da expressão (1.31), que o custo unitário da energia elétrica numa instalação industrial, é inversamente proporcional ao Fator de Carga da instalação, ou seja, quanto maior o Fator de Carga mensal, menor será o custo unitário da energia elétrica e, em conseqüência, isto terá efeitos positivos no custo total da fatura mensal de energia elétrica. Como já dito, o custo unitário ótimo, seria aquele obtido para FC = 1, ou seja, o custo unitário u = a + b/d t. Na prática, o fator de carga não deve ser inferior a,7 em razão da economia de energia com o melhor rendimento da carga instalada. Para avaliar o potencial de economia, deve-se observar o comportamento do fator de carga e identificar o mês em que este fator apresentou seu valor máximo. Isto pode indicar que se adotou, naquele mês, uma sistemática de operação que proporcionou um uso mais racional de energia. Portanto, seria possível repetir tal sistemática, de modo a manter o fator de carga naquele mesmo nível todos os meses. Para medição apenas da eficácia no uso da energia elétrica, usa-se como padrão de comparação a demanda máxima ocorrida neste período, ao passo que, para medição também da eficiência, utiliza-se a demanda contratada como sendo a máxima para qualquer período escolhido. Em casos de ultrapassagens contínuas poderemos ter uma demanda média superior à contratada, a qual, se for considerada máxima na fórmula do FC, teremos um FC > 1, indicando sobre utilização da demanda contratada ou ainda necessidade de se contratar um valor maior de demanda. Na hipótese de não ultrapassagem, podemos ter um FC eficaz (FCz) próximo do máximo teórico, o que implica que a demanda média é bem próxima da máxima e ao mesmo tempo um baixo FC eficiente (FCy), o que implica estar a demanda média bem abaixo da contratada. Esta separação é interessante como ponto de partida para determinação da demanda contratada ideal, pois caso tenhamos um alto FCz com um baixo FCy, a demanda máxima é séria candidata a ser a demanda ideal, se este for o perfil da instalação operando em plena capacidade. Operando sob um baixo FCy, implica-se num mal aproveitamento da energia contratada, além de um alto preço unitário do KWh, conforme mostra a expressão (1.31). Desta forma, analisando a expressão (1.31), para FC = FCy Médio Mensal, concluise que, quanto maior o FCy, menor o custo médio do KWh. Para melhorar o fator de carga, deve-se adotar um sistema de gerenciamento do uso da energia, procurando-se retificar a curva de carga típica da instalação, ou seja, deslocando-se a utilização de certas cargas que contribuem para formação de picos, para os horários de menor concentração de cargas (vales). Nas tarifas convencional e horo-sazonal verde, o fator de carga é único porque existe um único registro de demanda de energia, enquanto que para tarifa horo-sazonal azul haverá dois fatores de carga, um para o horário da ponta e outro para fora de ponta, devendo a análise ser efetuada separadamente para cada horário correspondente. A análise do fator de carga, além de mostrar se a energia elétrica está sendo utilizada de modo racional, traz uma conclusão importante para definir o tipo de tarifa mais adequada para a instalação. Um fator de carga elevado no horário de ponta (acima de,6) indica que a tarifa horo-sazonal azul é a mais adequada. Caso contrário, a tarifa horo-sazonal verde trará vantagens econômicas para o consumidor. É importante salientar que, quando o sistema de tarifação for horo-sazonal (azul ou verde), os fatores de carga do período de Ponta e Fora de Ponta devem ser analisados separadamente e procurando transferir carga da Ponta para Fora de Ponta. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 55

57 O aumento do fator de carga pode ser conseguido através de medidas que, na sua maioria, não implica em investimentos. Estão relacionadas, a seguir, algumas delas: selecione e reprograme os equipamentos e sistemas que possam operar fora do horário de maior demanda da instalação, fazendo um cronograma de utilização de seus equipamentos elétricos, anotando a capacidade e o regime de trabalho de cada um, através de seus horários de funcionamento; evite partidas simultâneas de motores que iniciem operação com carga; diminua, sempre que possível, a operação simultânea dos equipamentos; verifique se a manutenção e a proteção da instalação elétrica e dos equipamentos são adequadas, de modo a se evitar a ocorrência de curtos-circuitos e fugas de corrente. FC = fator de carga; CA = consumo medido no mês, em kwh; DA = demanda máxima medida no mês, em kw; 73 = número de horas de um mês médio Tarifação Horo-sazonal Azul Quando a energia elétrica é faturada através da tarifação horo-sazonal azul, deve ser calculado um fator de carga para o período de ponta (número de horas médias do mês na ponta igual a 66h) e um fator de carga para o período fora de ponta (número de horas médias do mês fora da ponta igual a 664h). Determinação do fator de carga Médio Mensal na ponta: CAp FC p = (1.33) DAp Tarifação convencional Quando a energia elétrica é faturada através do método convencional, por definição, adota-se que o tempo mensal em que a energia elétrica fica à disposição é de 24 horas por dia durante o mês. Isto representa que o número de horas do período durante o ano é de 73 horas por mês. Assim sendo, o fator de carga (FC) médio mensal é calculado pela expressão (1.32): CA FC = (1.32) DA 73 Onde: Onde: CA p = fator de carga na ponta, em kwh; DA p = consumo medido na ponta, em kw; kw p = demanda máxima medida na ponta; 66 = número de horas de ponta de um mês médio. Determinação do fator de carga Médio Mensal fora de ponta: CAfp FC fp = (1.34) DAfp 664 Onde: FC fp = fator de carga fora de ponta; CA fp = consumo medido fora de ponta,em kwh; CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 56

58 DA fp = demanda máxima medida fora de ponta, em kw; 664 = número de horas fora de ponta de um mês médio Tarifação Horo-sazonal Verde Determinação do fator de carga Médio Mensal: CAp + CA FC = DA 73 Onde: fp FC = fator de carga; CA p = consumo medido na ponta, em kwh; CA fp = consumo medido fora de ponta, em kwh; DA = demanda máxima, em kw; (1.35) Solução: Mês: janeiro De (1.33): CAp FC p = = =,597 DAp ,8 66 De (6.34): FC fp CAfp = = =,324 DAfp ,8 664 Aplicando-se as expressões acima para cada mês, obtêm-se os cálculos do fator de carga apresentados na tabela A figura 1.24 apresenta o gráfico do fator de carga calculado mensal. Observa-se que no mês de agosto ocorreu um baixo fator de carga, indicando que neste mês houve, em relação aos demais, uma maior concentração de consumo de energia elétrica em um curto período de tempo, determinando uma demanda elevada (muitos aparelhos ligados ao mesmo tempo). 73 = número de horas de um mês médio. Fator de Carga mensal 1, EXEMPLO 1.11 Calcular o fator de carga de uma instalação enquadrada na Tarifação THS-azul, conforme dados da conta de energia apresentados na tabela Tabela 1.31 Dados da conta de energia (demanda e consumo). Mês Demanda máxima (kw) Fora de Ponta Ponta Consumo (kwh) Ponta Fora de Ponta Fator de carga Ponta Fora de Ponta Jan 422,8 439, ,597,324 Fev 533,4 51, ,535,32 Mar 572, 518, ,734,359 Abr 598,5 535, ,721,349 Mai 557,3 58, ,664,322 Jun 434,9 47, ,833,412 Jul 432,6 388, ,638,324 Ago 65,1 5, ,357,216 Set 53,1 484, ,752,332 Out 463,1 441, ,691,315 Nov 566,6 526, ,682,31 Dez 581,1 52, ,696,335 Fator de carga,8,6,4,2, Jan Fev Mar Abr Mai Jun Mês Jul Ago Set Out Nov Dez FC-P FC-FP Figura 1.24 Curva de fator de carga mensal na ponta e fora da ponta. CAPÍTULO 1 TARIFAÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA 57

59 Apêndice Bibliografia A APÊNDICE A BIBLIOGRAFIA 58

60 APÊNDICE A Bibliografia MAMEDE Filho, João: Instalações Elétricas Industriais. Rio de Janeiro: LTC, 4ª ed., Lopes, Juarez Castrillon: Manual de tarifação da energia elétrica. Eletrobrás, 2ª ed., 22. CEMIG: Estudo de distribuição Melhoria do fator de potência. Belo Horizonte, Junho/97. pp. 91. Código de águas, Decreto n , de 1 de julho de 1934 Lei n , de 13 de fevereiro de 1995 Lei n. 9.74, de 7 de julho de 1995 Resolução ANEEL n. 456, d e29 de novembro de 2 Lei n , de 15 de março de 24 Decreto 5.163, de 3 de julho de 24 Site Site APÊNDICE A BIBLIOGRAFIA 59

61 Esta publicação técnica é mantida revisada e atualizada para download no site. APOIO: Soluções educacionais para engenharia.