Contribuições AES Brasil CP 09/2012

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1 Contribuições AES Brasil CP 09/ de Março de 2012

2 Introdução Em 27 de dezembro de 2011, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição ( SRD ) da ANEEL, instaurou o processo da Consulta Pública nº 009/2011 que tem por objetivo receber dados e contribuições para análise dos impactos da aplicação do Decreto nº , de 16 de dezembro de 1988 (padronização das tensões). Em consonância com a agenda regulatória da SRD do ano de 2010, a ANEEL solicitou informações através do Ofício Circular nº SRD- ANEEL para realização da avaliação dos impactos da aplicação do Decreto nº , de 16/12/1988, relativo à restrição de utilização de tensões diferentes daqueles estabelecidas no artigo 47 do Decreto nº , de 26/02/1957. Em resposta ao referido Ofício Circular a AES Eletropaulo e a AES Sul apresentaram os custos estimados para a realização das adequações necessárias à substituição de transformadores e das obras em redes de transmissão e distribuição pertencentes à distribuidora. No presente documento, a AES Brasil, tendo em vista a extrema relevância para as empresas distribuidoras de energia elétrica do país e com o propósito de que sejam analisados os aspectos técnicos e operacionais do atendimento aos consumidores, bem como os impactos tarifários decorrentes, apresenta sua contribuição acerca dos questionamentos apresentados pela SRD/ANEEL na Nota Técnica nº. 075/2011 e discorre sobre o tema na tentativa de estimular as discussões e propositar a obtenção de maiores subsídios que contribuam na apresentação de propostas alternativas à ANEEL. Vale ressaltar que durante esta fase de consulta pública, o Grupo AES Brasil se reserva o direito de, sempre que julgar necessário, reavaliar conceitos, complementando e/ou retificando a argumentação aqui contida. A seguir, apresentamos as principais considerações acerca da contribuição: 1

3 Pontos adicionais para discussão Implicações tarifárias (Método para reconhecimento dos investimentos) Considerando as premissas adotadas no Anexo II da Nota Técnica nº. 075/2011 SRD/ANEEL (Relatório Analítico dos Impactos Econômicos da Padronização das Tensões Nominais) se verifica que: Não foi considerado na receita requerida o valor referente aos custos estimados para adequação das instalações dos consumidores (4ª coluna da tabela 3), o qual representa aproximadamente 60% (sessenta por cento) do valor da receita requerida ; Não foram realizados estudos que apontem qual será o custo estimado para adequar as instalações das transmissoras de energia elétrica e das instalações de interesse restrito (Centrais Geradoras) de modo que estes também não estão sendo considerados na receita requerida das distribuidoras; Não foram realizados estudos que apontem qual o custo estimado referente às adequações indiretas, tais como, uso de geradores que impedem a parada de produção, ou infraestrutura necessária para remanejamento de linhas de grandes clientes, tais como o Metrô de São Paulo; A premissa adotada na alínea j do subitem 1.1 do item 1, prevê que os ativos a serem substituídos serão considerados 100% depreciados, desprezando o valor residual contábil do ativo caso a empresa não possua bens de massa 100% depreciados. Esta perda não está sendo considerada na composição da receita requerida ; Para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica 3CRTP foi considerado apenas 2 (dois) anos de depreciação conforme procedimento estabelecido na alínea f do item 1.2 Implicações jurídicas e/ou regulatórias Impactos junto ao Ministério Público: Áreas em que, por determinação do Ministério Público, a distribuidora ficou impossibilitada de realizar obras (extensão de redes monofásicas para trifásicas, novas ligações ou quaisquer adequações); Processos Judiciais Liminares e Ações de perdas e danos: 2

4 Nos casos de adequação de tensão outrora realizados, verificou-se que alguns consumidores ingressaram com ações judiciais requerendo o ressarcimento decorrente de prejuízos causados pela perda de produção por paradas de máquinas, pelos custos oriundos das adequações nas instalações internas ou que ingressam com liminares impedindo a execução de obras para adequação das redes de distribuição; Impacto regulatório: Necessidade de definição quanto à responsabilidade pelas adequações nas instalações internas das unidades consumidoras. REN nº. 414/10 Art. 27, inciso I Obrigatoriedade: a) Observância, na unidade consumidora, das normas e padrões disponibilizados pela distribuidora (...) b) instalação, pelo interessado, quando exigido pela distribuidora, em locais apropriados de livre e fácil acesso, de caixas, quadros, painéis (...) 3

5 Respostas as perguntas 1. Baixa Tensão BT 1.1 Quais níveis de tensão BT devem ser os padronizados? Favor justificar. R: A AES Brasil entende que restringir o sistema de distribuição de energia elétrica somente aos níveis de tensão de 220V/127V, 380V/220V, 254V/127V, 440V/220V, padronizados pelo Decreto nº /88, causará consideráveis impactos técnicos e financeiros para adequação das redes de distribuição e das instalações dos consumidores, onerando expressivamente a tarifa das distribuidoras. Corroborando o entendimento da ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, concluímos que não foram identificadas motivações que justificassem a alocação de investimentos nesta finalidade, de modo que a contribuição da AES Brasil objetiva a manutenção das tensões de fornecimento outrora padronizadas e, requer, inclusive, que sejam acrescentadas as tensões atualmente utilizadas, com o propósito de tornar a referida padronização mais abrangente levando-se em consideração as especificidades regionais, com vistas a aproveitar os recursos técnicos, equipamentos existentes e evitar qualquer impacto referente à troca/adequação de equipamentos/redes particulares nas unidades consumidoras e, sobretudo, a mitigação do impacto tarifário. Seguem abaixo informações e justificativas para os níveis de tensão que a AES Brasil classifica como necessários para operação do seu sistema, e, portanto, entende ser passíveis de inclusão e exclusão aos constantes do art. 47 do Decreto nº /57 e que foram alterados pelos Decretos nº /73 e nº /88. a) Proposta de inserção de níveis de tensão na padronização 208 V / 120 V Sistema Subterrâneo Justificativa: A configuração do sistema de distribuição subterrâneo localizado na área central da AES Eletropaulo possui transformadores cujas tensões no secundário são de 208V (fase e fase) e 120V (fase e neutro). Tais transformadores, em sua maioria, não possuem TAPs que permitam a adequação para a tensão de 220V/127V. Deste modo, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto nº /88 implicará na adequação de todo o sistema de distribuição subterrâneo da empresa e, necessariamente, na substituição de aproximadamente transformadores (potência total aproximada de MVA). 4

6 Importante observar que a configuração da rede de distribuição subterrânea da AES Eletropaulo tem características semelhantes ao modelo americano e, foi implantado há quase 100 (cem) anos. A não inserção deste nível de tensão na padronização estabelecida no referido Decreto implicará na construção de nova rede de distribuição subterrânea, requerendo nova infraestrutura civil, acarretando transtornos para a população do município de São Paulo (pedestres, motoristas, lojistas, etc...), ocasionadas pelas intervenções no espaço público, além de impactar significativamente a qualidade da prestação de serviço, oriunda dos sucessivos desligamentos para a adequação das redes elétricas. 230V/115V - Sistema Delta com Neutro Justificativa: A configuração do sistema aéreo na área da concessão da AES Eletropaulo possui transformadores cujas tensões no secundário são de 230V (fase e fase) e 115V (fase e neutro). Deste modo, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto implicará na substituição de aproximadamente (noventa e quatro mil) transformadores (potência total aproximada de MVA). É importante observar que este nível de tensão está presente em aproximadamente 62% de todo o parque de transformadores da AES Eletropaulo. Adicionalmente, esclarecemos que o sistema elétrico de distribuição de energia da AES Eletropaulo foi implantado muito antes da publicação do Decreto nº /88 e, naturalmente, constituído em grande parte por transformadores monofásicos, alimentando redes com 3 (três) e 4(quatro) fios, em tensão nominal de 230V/115V. Em tal configuração, os transformadores existentes não possuem TAPs que permitam a adequação à tensão de 220V/127V, o que torna dificultoso e antieconômico a exclusão de tal nível de tensão visando a efetiva aplicação do Decreto. Ademais, é importante ressaltar que a adequação não está fadada somente à rede elétrica da distribuidora, devendo ainda ser extrapolada às redes e instalações internas das unidades consumidoras. A seguir são apresentados os tipos de sistema de distribuição em Baixa Tensão adotados para obtenção de cada uma das tensões nominais utilizadas na área de concessão da AES Eletropaulo. 5

7 É válido salientar que, conforme exposto na Nota Técnica nº. 075/2011 SRD/ANEEL a conversão das redes contempladas no presente tópico para a tensão de redes monofásica padronizada pelo Decreto nº, /88 (254V/127V) pode não ser adequada para a ligação da maioria dos equipamentos eletroeletrônicos utilizados no país, que em sua maioria, estão especificados para operar numa faixa regulada de tensão de 100 a 240 V. b) Proposta de exclusão de níveis de tensão na padronização 440/254 V Sistema Subterrâneo Justificativa: A AES Eletropaulo considera factível a extinção do nível de tensão de 440V/254 V, porém sua efetiva extinção deve estar consubstanciada à conversão das redes para o nível de tensão de 380V/220V, em tempo exequível, de modo a mitigar os impactos tarifários para os consumidores, e aqueles necessários à adequação das instalações internas das unidades consumidoras A tensão padronizada em BT deve ser a mesma em todo território nacional? Favor justificar. R: Entende-se que deve existir padronização para os níveis de tensão BT em todo território nacional, porém, com faixas mais abrangentes, visando sua adequação às questões regionais Quais os impactos da falta de padronização das tensões (principalmente em BT) para os consumidores? Há dados confiáveis acerca dos prejuízos relativos à redução da vida útil, queima de equipamentos, mau funcionamento e ineficiência energética oriundos da atual configuração de tensões no país? 6

8 R: Julgamos que esta questão só poderá ser respondida adequadamente, a partir da análise de dados dos fabricantes de equipamentos e dos institutos que desenvolvem pesquisas e criam regulamentos técnicos em nível nacional, os quais devem responder pela apresentação de esclarecimentos e subsídios acerca dos equipamentos fabricados. Por outro lado, nas análises dos pedidos de ressarcimento por danos elétricos em aparelhos elétricos, efetuadas pelas distribuidoras (AES Sul e AES Eletropaulo), verifica-se que, geralmente, a causa do dano está diretamente relacionada com os eventos transitórios no sistema elétrico, principalmente, descargas atmosféricas. A título de ilustração, nos estudos realizados pela AES Eletropaulo em conjunto USP -Universidade de São Paulo (Projeto Metodologia para Suporte à Análise de Pedidos de Indenização em Queimas de Aparelhos Setembro/2000), sobre situações em rede elétrica de distribuição que possam causar condições de sobretensão em consumidores de baixa tensão, referindo-se particularmente ao estudo de defeitos na rede secundária, concluiu-se que em estações transformadoras em delta (fechado ou aberto), mesmo os eventos de curtos-circuitos fase-neutro e dupla-fase-neutro foram considerados de baixa probabilidade de ocorrência de dano elétrico Quais os ganhos com eliminação de barreiras técnicas ao livre comércio de equipamentos eletroeletrônicos com a padronização das tensões? Quais os valores de tensão padronizada (BT) apresentariam maiores ganhos dessa natureza? R: As indústrias de equipamentos eletroeletrônicos, em geral, adotam critérios de suportabilidade e suscetibilidade a danos elétricos mais abrangentes do que os níveis de tensão padronizados, de modo a produzirem seus equipamentos com a máxima eficiência nas tensões de operação e que atendam as diversas regiões do país. A eliminação de barreiras ao livre comércio propicia a importação em quantidades cada vez maiores de equipamentos, que em sua maioria, utilizam fontes reguladas de tensão, especificadas para operar em diversas faixas não padronizadas. Por outro lado, conforme já citado, no caso da tensão (fase e fase) padronizada no Decreto em redes monofásicas (254V/127V), esta poderia constituir uma barreira técnica ao livre comércio de equipamentos eletroeletrônicos, pois, em sua maioria, operam em uma faixa de tensão de alimentação limitada ao nível de 240V com pequena margem de tolerância Ainda no que tange à mensuração/quantificação, quais as melhores formas de avaliar os benefícios com: redução de perdas técnicas pela padronização em um nível de tensão mais elevado; aumento de capacidade da rede e conseqüente postergação de investimentos; e melhoria do nível de tensão? 7

9 R: Para que a questão apresentada seja adequadamente respondida, julgamos serem necessários maiores esclarecimentos e subsídios que poderão ser obtidos com a análise de dados de cada instalação que está diferente do estabelecido no Decreto. Por exemplo, na AES Eletropaulo, o sistema de distribuição em delta (230V/115V ) não apresenta significativos ganhos pela redução da intensidade da corrente elétrica de circulação nos condutores com a elevação da tensão (220V/127V), pois, este sistema já opera com tensões próximas das faixas de tolerância permitidas para as tensões padronizadas. Por outro lado, cabe ressaltar que as perdas técnicas são intrínsecas aos sistemas de distribuição e não estão restritas somente à questão da elevação do nível de tensão, devendo ser considerados as diferentes capacidades dos condutores, extensão das redes, tipos de carga, entre outros. Em muitas situações não é possível determinar a exatidão dessas perdas, pois, os sistemas contemplam uma grande quantidade de cargas não lineares e de difícil modelagem Além dos benefícios já explicitados na presente Nota Técnica, que benefícios adicionais podem ser esperados com a padronização das tensões BT? R: Não foram identificados estudos conclusivos sobre as vantagens de uma padronização mais restrita das tensões utilizadas, ou, que demonstre problemas com a utilização das tensões existentes que justificassem sua eliminação Quais os custos decorrentes de interrupções para realização dos serviços de troca do nível de tensão? Quais as formas, monetárias ou não, de se quantificar esses problemas? R: Não foram identificados estudos que apontem qual o custo estimado referente às adequações indiretas, tais como, uso de geradores que impedem a parada de produção, ou infraestrutura necessária para remanejamento de linhas de grandes clientes, tais como o Metrô de São Paulo. Adicionalmente, segue abaixo a identificação de algumas situações que acarretam custos e que devem ser consideradas na quantificação do problema: Adequações nas instalações internas de UC s: o Balanceamento de circuitos; o Substituição de transformadores; (Exemplo: Transformadores de 88 kv que não possuem TAP s de ajuste) o Substituição de equipamentos de proteção; 8

10 o Recondutoramento dos circuitos; o Substituição de postes particular, caixas (medição) e eletrodutos; o Sistema de aterramento; o Eventualmente, a construção de nova subestação de entrada de energia. Fornecedores de equipamentos e serviços o Mercado não provê mão de obra suficiente para atender a demanda (Disfunção entre oferta e demanda pode elevar o custo de mão de obra); o Atendimento da necessidade de produção de transformadores trifásicos no caso BT; o No caso AT, o tempo para entrega de transformador de potência é em torno de 24 meses. Compensações das distribuidoras aos consumidores por consequentes violações nos indicadores de continuidade e perda de receita por energia não fornecida. A título de ilustração: Apresentamos uma simulação do impacto no indicador DEC global dos conjuntos da AES Eletropaulo, em função da substituição dos transformadores com tensão de fornecimento de 230V/115V por outros com tensão de 220V/127V. O exemplo citado abaixo demonstra que as interrupções, provenientes de obras para adequação das redes, representarão um significativo impacto nas metas propostas pela ANEEL para os indicadores de continuidade, além dos possíveis custos envolvidos com compensações aos consumidores e que não foram previstos nesta análise. Adotou-se como premissa o tempo médio de 4 (quatro) horas de interrupção para substituição de uma estação transformadora com tensão de fornecimento de 230V/115V. Não foram considerados os tempos de interrupções provenientes das adequações nas subestações da distribuidora e nas redes de transmissão e distribuição, de extensões em redes de distribuição, medidores e atrasos na conclusão de obras causados por terceiros. A análise técnica efetuada baseou-se em prever 02 (dois) cenários para substituição dos transformadores, sendo: Cenário nº1 para substituição dos transformadores no 3º ciclo RTP e Cenário nº2 para substituição dos transformadores até o 4º ciclo RTP. (Vide figuras 1 e 2) 9

11 O cenário nº1 apresenta um impacto de 0,83 pontos no DEC global (vide tabela 1) e no Cenário nº 2 um impacto de 0,42 pontos no DEC global. Tabela 1 Impactos no DEC Substituição de transformadores delta em 4 anos DEC Global DECV1 (2012) DECV2 (2013) DECV3 (2014) DECV4 (2015) DECV5 (2016) DECV6 (2017) DECV7 (2018) DECV8 (2019) 8,67 8,47 8,26 8,00 7,88 7,72 7,60 7,07 DEC CENÁRIO 1 0,83 0,83 0,83 0,83 DIFERENÇA 7,84 7,64 7,43 7,17 7,88 7,72 7,60 7,07 Figura 1 Impactos no DEC Substituição de transformadores delta em 4 anos IMPÁCTOSNO DEC COM A SUBSTITUIÇÃO DE TRANSFORMADORES EM DELTA (4 ANOS) 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 DEC CENÁRIO META ANEEL 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 DECV1 (2012) DECV2 (2013) DECV3 (2014) DECV4 (2015) Tabela 2 Impactos no DEC Substituição de transformadores delta em 4 anos DEC Global DECV1 (2012) DECV2 (2013) DECV3 (2014) DECV4 (2015) DECV5 (2016) DECV6 (2017) DECV7 (2018) DECV8 (2019) 8,67 8,47 8,26 8,00 7,88 7,72 7,60 7,07 DEC CENÁRIO 2 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 DIFERENÇA 8,25 8,05 7,84 7,58 7,46 7,30 7,18 6,65 10

12 Figura 2 Impactos no DEC Substituição de transformadores delta em 8 anos IMPÁCTOSNO DEC COM A SUBSTITUIÇÃO DE TRANSFORMADORES EM DELTA (8 ANOS) 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 DEC CENÁRIO META ANEEL 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 DECV1 (2012) DECV2 (2013) DECV3 (2014) DECV4 (2015) DECV5 (2016) DECV6 (2017) DECV7 (2018) DECV8 (2019) Quando simulado o impacto das adequações nos conjuntos com maior densidade de carga, ou seja, com maior quantidade de transformadores a serem substituídos, verificam-se valores superiores a 15% (quinze por cento) da meta estabelecida. (Vide figura 3) Figura 3 Maior impacto no DEC 30 conjuntos da AES Eletropaulo. MaiorImpacto no indicador DEC durante 4 anos 30 conjuntos da AES Eletropaulo 25,00% 20,00% 15,00% ,00% 5,00% META ANEEL DEC CENÁRIO PERCENTUAL RELATIVO 0 VILA GUILHERME MENINOS BRÁS HIPÓDROMO GRANJA JULIETA MOOCA CATUMBI ALEX. DE GUSMÃO IPIRANGA ANCHIETA CAMPESTRE PENHA NOVA PONTE PRETA SUMARÉ VILA EMA ANHEMBI TOMAZ EDSON CARRÃO PIRAPORINHA GOMES CARDIM VILA FORMOSA CAPUAVA MANDAQUI CLÁUDIA BUENOS AIRES JOÃO CLÍMACO CASA VERDE CONGONHAS VITÓRIA VILA TALARICO 0,00% 11

13 2. Média Tensão MT e Alta Tensão AT 2.1 Quais níveis de tensão AT e MT devem ser os padronizados? Favor justificar. R: A AES Brasil entende que restringir o sistema de distribuição de energia elétrica somente aos níveis de tensão de transmissão e subtransmissão de 750, 500, 230, 138, 69, 34,5 e 13,8kV e de distribuição primária de 34,5 e 13,8kV, conforme padronizados pelo Decreto nº /88, causará consideráveis impactos técnicos e financeiros para adequação das redes de transmissão, subtransmissão e distribuição e das instalações dos consumidores, onerando expressivamente a tarifa das distribuidoras. A contribuição da AES Brasil objetiva a manutenção das tensões de fornecimento outrora padronizadas e, requer, inclusive, que sejam acrescentadas as tensões atualmente utilizadas, com o propósito de tornar a referida padronização mais abrangentes e levando-se em consideração as especificidades regionais, com vistas a aproveitar os recursos técnicos e equipamentos existentes e evitar qualquer impacto referente à troca/adequação de equipamentos/redes particulares e, sobretudo, a mitigação do impacto tarifário para os consumidores. Segue abaixo informações e justificativas para os níveis de tensão que a AES Brasil classifica como necessários para operação do seu sistema, e, portanto, entende ser passível de inclusão e exclusão aos constantes do art. 47 do Decreto nº /57 e que foram alterados pelos Decretos nº /73 e nº /88. a) Incluir os níveis de tensão na padronização 21kV Sistema Subterrâneo Justificativa: A configuração do sistema subterrâneo na região central da área de concessão da AES Eletropaulo possui transformadores cuja tensão no primário é de 21kV. Tal nível de tensão é obtido diretamente de três subestações de propriedade da empresa de transmissão (CTEEP), bem como de quatro subestações de propriedade da distribuidora. Tais transformadores, em sua maioria, não possuem TAPs que permitam a adequação para a tensão padronizada de 13,8 ou 34,5kV. Deste modo, implicará a substituição de todo o sistema subterrâneo reticulado e seletivo. Nesse sentido, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto implicará a substituição de aproximadamente transformadores (potência total aproximada MVA). 12

14 Cabe citar novamente, que a configuração da rede de distribuição subterrânea da AES Eletropaulo tem características semelhantes ao modelo americano e foi implantado há quase 100 (cem) anos. A não inserção deste nível de tensão na padronização aventada pela ANEEL implicará na construção de nova rede de distribuição subterrânea, requerendo novas infraestruturas civis, acarretando transtornos para a população do município de São Paulo (pedestres, motoristas, lojistas, etc...), ocasionada pelas intervenções no espaço público, além de impactar significativamente a qualidade da prestação de serviço, oriundo dos sucessivos desligamentos para a referida adequação das redes elétricas. 23kV e 23,1kV Sistema aéreo Justificativa: As configurações dos sistemas de distribuição aérea da AES Eletropaulo e da AES Sul possuem transformadores cujas tensões no primário são de 23kV e 23,1kV respectivamente. Na AES Sul, tal nível de tensão é obtido diretamente de subestações de propriedade de empresas de transmissão. A AES Sul possui aproximadamente 75% de seus alimentadores neste nível de tensão, representando em torno de km de redes elétricas, e apresentam características que dificultam a execução de projetos para sua adequação de nível de tensão, como por exemplo, redes demasiadamente longas, com cargas concentradas em determinadas localidades, o que representa dificuldades técnicas e econômicas que reduzem a viabilidade do atendimento de tais centros de carga na tensão de 13,8kV Caso o nível de tensão em tela não seja inserido na padronização aventada pela ANEEL, haverá necessidade da reisolação de toda a malha elétrica para a tensão de 34,5 kv (menor nível de tensão padronizado próximo ao atual), o que causaria elevados investimentos pela empresa e, por sua vez, impactariam demasiadamente a tarifa do consumidor. No caso da AES Eletropaulo, muito embora tal nível de tensão de distribuição seja encontrado apenas em um município (Vargem Grande Paulista), a empresa não dispõe de transformadores religáveis em nível de tensão de 34,5kV ou de 13,8kV (tensões padronizadas). Deste modo, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto implicará na substituição de aproximadamente transformadores (potência total aproximada KVA). Adicionalmente, a AES Eletropaulo entende que é factível a adequação do nível de tensão de 23kV ao nível de tensão proposto de 23,1kV, desde que este seja reconhecido como nível de tensão a ser padronizado. Porém, se extinto este nível de tensão, a empresa recomenda que a efetiva aplicação do decreto e o estudo resultante da CP 009/12 devem levar em consideração o plano a ser elaborado pela empresa para a 13

15 conversão das redes para o nível de tensão de 34,5kV ou de 13,8kV, bem como dos impactos técnicos e financeiros já expostos nesta contribuição. 88 kv Sistema de subtransmissão Justificativa: A configuração do sistema de subtransmissão da AES Eletropaulo possui transformadores cuja tensão no primário é de 88kV. Tal nível de tensão é obtido diretamente de subestações de propriedade da empresa de transmissão CTEEP. Deste modo, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto nº /88 implicará na adequação de grande parte do sistema de subtransmissão, distribuição e subestações de distribuição, com custo aproximado de R$ 1 bilhão, aos quais ainda devem ser adicionados os custos de substituição de aproximadamente 400 transformadores de potência de subestações (potência total aproximada MVA) e os custos das adequações nas instalações das unidades consumidoras interligadas neste sistema. Adicionalmente, a inclusão do nível de tensão de 88kV na padronização ANEEL assegurará a continuidade e qualidade do serviço ora prestado, pois permite manter a flexibilidade operativa em caso de contingências com as empresas EDP Bandeirante, CPFL Piratininga, CTEEP e EMAE, através da transferência de blocos de cargas entre pontos de fronteira que operam no mesmo nível de tensão. Apenas a título informativo, a AES Eletropaulo vem ao longo do tempo preparando suas instalações de 88 kv para operar no nível de tensão de 138kV, sendo que em algumas localidades já é possível a conversão. Entretanto, atualmente o sistema de suprimento está interligado com outros pontos de manobras em 88kV, assim tal conversão criaria, inicialmente, sistemas isolados em 138kV e a flexibilidade operativa citada no parágrafo anterior ficaria comprometida. A situação torna-se ainda mais crítica devido à existência de alguns pontos de fronteira com a empresa de transmissão não estarem preparados para operar em 138kV. b) Proposta de exclusão de níveis de tensão na padronização ANEEL 3,8 kv Sistema de distribuição aéreo Justificativa: A AES Eletropaulo já considera o nível de tensão de 3,8 kv ineficaz para o seu sistema de distribuição. Assim, para a efetiva adequação do nível de tensão de tais redes elétricas para 13,8kV deve ser considerado o plano previsto pela distribuidora. Tal extinção já está inserida no plano de conversão de tensão elaborado pela equipe de engenharia da distribuidora A padronização da AT e MT deve ser a mesma em todo território nacional? Favor justificar. 14

16 R: Entende-se que deve existir padronização para os níveis de tensão MT e AT em todo território nacional, porém, com faixas mais abrangentes, visando sua adequação às questões regionais Em que sentido a padronização da AT e MT aumentam a flexibilidade operativa das redes de distribuição? Quais os reais benefícios desse aumento? Como mensurá-los? R: Entende-se que embora alguns níveis de tensão MT e AT não estejam de acordo com os padronizados no Decreto nº /88, pode-se constatar que há flexibilidade operativa das redes nas empresas limítrofes que operam no mesmo nível de tensão. A padronização dos níveis em AT e MT em geral pode ser benéfica para as empresas (transmissão e distribuição) limítrofes e que necessitam operar no mesmo nível de tensão. Não foram identificados estudos que comprovem os benefícios que justifiquem a restrição somente aos valores estabelecidos no Decreto Para MT, os impactos nas tarifas de energia elétrica de uma eventual padronização podem ser elevados. Além dos aspectos já abordados nesta Nota Técnica, há elementos que possam justificar a padronização de redes de MT somente em 13,8 ou 34,5 kv? R: Entende-se que não há motivos válidos para restringir a padronização do nível de tensão a níveis de 13,8 ou 34,5kV. Conforme citado, tal padronização ainda representará significativos impactos na tarifa de energia elétrica, seja pelas necessárias adequações das redes elétricas, como pelos custos decorrentes das adequações nas instalações internas das unidades consumidoras, além das interrupções no fornecimento de energia e consequentes compensações. 3. Cenários 3.2 No caso de se considerar quatro cenários, de acordo com as tensões a serem padronizadas, haveria a necessidade de inclusão de subcenários? Como eles deveriam ser formados? R: A AES Brasil entende ser necessária a criação do subcenário formado pela inclusão no Decreto de alguns níveis de tensão já existentes. Este subcenário contemplaria as tensões já utilizadas onde a exclusão não é factível a ser adotado pelas empresas em virtude da inviabilidade de atendimento aos níveis de tensão estabelecidos no cenário principal em novas ligações ao sistema elétrico. Proposta de inserção de cenários na padronização ANEEL Cenário Principal Formação do cenário conforme padronização do Decreto nº : 15

17 BT - Níveis de tensões de 220V/127V, 380V/220V, 254V/127V, 440V/220V, MT - Níveis de tensões de Distribuição primária 34,5 e 13,8kV, AT - Níveis de tensões de Transmissão e subtransmissão de 750, 500, 230, 138, 69, 34,5, 13,8kV Subcenário Formação dos subcenários a serem incluídos: BT - Níveis de tensões de: 208V/120V Subsistema subterrâneo de distribuição secundário 230V/115V Subsistema de distribuição secundário MT - Níveis de tensões de distribuição primária de: 21kV Subsistema subterrâneo de distribuição primária 23,1kV Subsistema de distribuição primária AT - Níveis de tensões de transmissão e subtransmissão de: 88kV Subsistema de subtransmissão 4. Embasamento e formas de atuação 4.1. A realização de projetos piloto de padronização das tensões poderia ser uma ferramenta efetiva para avaliar a necessidade e modo de atuação? Como deveriam ser implementados? R: Entende-se que a proposta contempla níveis de tensão já praticados, deste modo, o projeto piloto se faz desnecessário. Apenas, caberia um estudo mais detalhado e específico dos impactos das redes já existentes nas instalações das unidades consumidoras A realização de ações de P&D poderia ser uma ferramenta efetiva para melhor conhecimento do assunto? Caso positivo, que tipo de ações deveriam ser desenvolvidas? R: Entende-se que sim. Sendo importante contemplar (i) a análise das curvas de suportabilidade e suscetibilidade em regime permanente de distribuição de energia e sua relação com desgastes de equipamentos; e (ii) o tempo de vida útil dos equipamentos conectados nos diversos níveis de tensão e sua correlação com o tempo de substituição de equipamentos por outros com novas tecnologias. 16