A análise econômica de redes de distribuição de energia elétrica não é tarefa fácil, pois a comparação direta entre projetos diferentes é inviável do ponto de vista técnico e econômico, considerando que cada projeto apresenta características singulares, não oferecendo assim parâmetros confiáveis para generalizar uma solução.
Não é possível afirmar que a implantação de uma topologia de rede é mais barata por ter um custo inicial menor em relação a outras topologias, mesmo analisando projetos de expansão ou melhoria, pois nem sempre o menor custo inicial representa o melhor investimento, visto que algumas considerações adicionais devem ser levadas em conta para se chegar melhor conclusão.
Para realizar a abordagem do ponto de vista econômico das redes de distribuição aéreas compactas protegidas foi escolhido por alguns pesquisadores o Método do Valor Presente Liquido (VPL), como o que melhor se enquadra na abordagem sugerida, pois deve se levar em conta que o custo de operação que muitas vezes é maior que o investimento inicial [11].
Custo total = Custo inicial + Custo de Operação
Isso implica na soma dos investimentos iniciais (construção da rede), somados ao custo de operação do sistema ao longo de sua vida útil, (manutenções e ressarcimentos).
Custo inicial = Projeto + Material + Montagem + Custo Administrativo
Projeto, custo relacionado à engenharia, pode ser elaborado pela própria concessionaria ou por empresa terceirizada, nas duas opções gera custo para a concessionaria.
Material é adquirido a preço de mercado, sendo os condutores seguidos de transformadores e postes que representam a parte mais onerosa, além dos equipamentos empregados na rede como dispositivos de sustentação, proteção e manobra da rede.
Montagem, custo inerente à obra, atrelado ao número de maquinas e funcionários utilizados, e tempo consumido na execução da obra.
Custo Administrativo, referentes aos prejuízos causados pelo desligamento programado para execução de obra.
Por sua vez, o custo de operação engloba vários fatores segundo [11]: Custo operacional: VPL {(MP + MC + LC + RES + DPR) /ano}
VPL significa trazer todos os recursos consumidos no horizonte de operação do sistema (vida útil), para um valor presente líquido. Considera-se que a taxa de retorno utilizada para o cálculo normalmente é a mesma utilizada para outros projetos do setor, comparando com investimentos conservadores no mercado. Neste caso as taxas serão baseadas no Índice Geral de Preços no Mercado, IGPM, a qual baliza os investimentos do setor elétrico.
O IGPM quando foi concebido teve como princípio ser um indicador para balizar as correções de alguns títulos emitidos pelo tesouro nacional e depósitos bancários com rendas pós-fixadas acima de um ano. Posteriormente passou a ser o índice utilizado para a correção de contratos de aluguel e como indexador de algumas tarifas incluindo energia elétrica [22].
O IGPM é composto pelas variações dos índices preços, Índice de Preços por Atacado (IPA), que tem peso de 60% do índice, o Índice de Preços ao Consumidor (IPC), que tem peso de 30% e o Índice Nacional de Custo de Construção (INCC), representando 10% do IGPM.
O IGPM desempenha três funções. Primeiramente, é um indicador macroeconômico que representa a evolução do nível de preços. Uma segunda função é a de deflator de valores nominais de abrangência compatível com sua composição, como a receita tributária ou o consumo intermediário no âmbito das contas nacionais. Em terceiro lugar, é usado como referência para a correção de preços e valores contratuais. O IGPDI é o indexador das dívidas dos Estados com a União e o IGPM corrige, juntamente com outros parâmetros, contratos de fornecimento de energia elétrica [22].
O MP corresponde ao custo com ações preventivas, também chamadas manutenção preventiva, engloba os custos com atividades realizadas com finalidade de prevenção a falhas no sistema de distribuição, e prolongamento da vida útil dos ativos elétricos, dentre elas estão:
Inspeção da rede primaria por termo visão;
Manutenção de rede primaria (linha viva ou morta);
Inspeção visual de estruturas;
Realização de manobras;
Testes e limpeza de componentes e equipamentos de isolação; Analise de óleo de transformadores;
MC neste caso foi utilizado como abreviatura para manutenção corretiva, são ações que tem por finalidade reestabelecer o fornecimento de energia elétrica, ou seja, são executadas na ocorrência de falhas no sistema com intuito de corrigi-las, alguns exemplos foram citados abaixo:
Serviço reestabelecimento do fornecimento de energia por equipe plantão; Troca de equipamentos com defeito;
Manobras de rede para reestabelecimento do fornecimento de energia;
LC corresponde ao lucro cessante que ocorre quando as concessionarias deixam de faturar em virtude de desligamentos de redes elétricas, programados ou não, os quais sessam o fornecimento de energia para um grupo de consumidores. Esta parcela dos custos esta atrelada diretamente aos indicadores de continuidade, DEC, e FEC de cada concessionaria, quanto maior o valor dos indicadores maior o lucro cessante.
O RES é a parcela de custos de operação da rede advindo de eventuais ressarcimentos a consumidores, seja por prejuízos materiais causados por falhas no sistema de distribuição ou por ultrapassar os valores limites dos indicadores individuais DIC e FIC estabelecidos pela ANEEL na resolução Nº 499/2012, de 3 de julho de 2012, a qual aprova Módulo 9 do PRODIST, referente à ressarcimentos de danos elétricos.
A DPR foi abreviação utilizada para o custo com depreciação das redes de distribuição de energia elétrica, normalmente as concessionarias adotam como período de depreciação total da rede 20 a 25 anos, porem são considerações apenas teóricas, visto que os materiais e equipamentos da rede tem diferentes fabricantes e vida útil [11].
Estes parâmetros citados acima variam muito de concessionaria para concessionaria ou até para diferentes regiões de mesma concessão, alguns serviços são terceirizados e sujeitos a reajustes com o tempo, oque força a ideia de que a analise econômica pode ser difusa e imprecisa, trazendo apenas resultados genericamente conclusivos. Sendo assim o presente trabalho busca apresentar alguns dados de concessionárias para fins comparativos.
4.1 Levantamentos de Custos
Neste trabalho é apresentado um levantamento estatístico de custos devido à grande dificuldade encontrada na solicitação de dados das empresas do setor elétrico brasileiro, pois as mesmas possuem regulamentações internas que impedem que funcionários forneçam informações e caráter técnico a fim de evitar a exposição da empresa.
4.1.1 Custo de implantação
Os valores referentes aos custos implantação de redes aéreas compactas protegidas e convencionais da RGE são expressos na tabela 2.
Tabela 2: Custo médio de implantação de rede primaria de distribuição de energia elétrica convencional e compacta protegida, segundo (RGE/RS), 2013.
Tipo de Rede Tipo de Condutor Preço em R$/Km Rede Primária – classe 25KV Convencional Cabo 477 MCM 84.770,00 Rede Primária – classe 25KV Compacta Protegida Cabo 185mm2 110.786,00 Fonte: [23].
É apresentado na tabela abaixo o preço médio de implantação de rede de distribuição de energia elétrica convencional para a concessionária DEMEI.
Tabela 3: Custo médio de implantação de rede de distribuição de energia elétrica convencional, (DEMEI, RS), 2013.
Tipo de Rede Tipo de Condutor Preço em R$/Km Rede Primária –
classe 25KV Convencional
Cabo 336 MCM 64.574,84
É possível observar que o custo médio de implantação de redes compactas é 30% superior ao custo médio de implantação de redes aéreas convencionais. O investimento inicial é um fator muito importante na determinação da topologia de rede a ser implantada.
4.1.2 Custos Operacionais
Os custos com manutenção se dividem em manutenção preventiva e corretiva, ressarcimentos a consumidores e lucro cessante, os quais serão apresentados individualmente nas tabelas abaixo para melhor comparação entre as topologias de redes aéreas convencionais e compactas protegidas.
4.1.2.1 Manutenção Preventiva
A tabela abaixo apresenta os custos totais de manutenção preventiva anual da CEMIG/MG para os três tipos de redes aéreas, em locais com e sem arborização em 1998 e os respectivos valores corrigidos através do IGPM para 2013.
Tabela 4: Custos com manutenção preventiva em rede de distribuição de energia elétrica.
Tipo de Rede RDA RSI RDP
Manutenção Preventiva Com arb. Sem arb. Com arb. Sem arb. Com arb. Sem arb. CEMIG/MG, 1998. 108,00 R$/km 51,43 R$/km 43,57 R$/km 29,52 R$/km 17,08 R$/km 5,51 R$/km Valor corrigido para 2013. 389,09 R$/km 185,28 R$/km 156,97 R$/km 106,35 R$/km 61,53 R$/km 19,85 R$/km Fonte: [14]
Porém, é conveniente destacar que os custos com podas de arvores estão inclusos nos valores de manutenção preventiva, e que o valor referente à poda é parcela significativa do custo final.
Tabela 5: Parcela de custo com manutenção preventiva referente à poda de árvores. Tipo de Rede Custo de Manutenção Preventiva Anual em Locais Arborizados Parcela Referente a Podas de Árvores CEMIG/MG, 1998. RDA 108,00 R$/km 56,65 R$/km RSI 43,57 R$/km 14,02 R$/km RDP 17,08 R$/km 11,62 R$/km Valor corrigido para 2013. RDA 389,09 R$/km 204,00 R$/km RSI 156,07 R$/km 50,62 R$/km RDP 61,53 R$/km 41,68 R$/km Fonte: [14].
Observa-se que em redes aéreas convencionais que convivem com arborização cerca de 50% do custo de manutenção preventiva é relativo a podas, fator de alta relevância na definição de projetos, não somente pelo custo, mas por aspectos ambientais.
Na tabela abaixo é demonstrado os custos em R$/km das podas sob redes aéreas convencionais da concessionaria DEMEI no ano de 2013.
Tabela 6: Custos relativos à poda de arvores sob rede de distribuição de energia elétrica convencional, DEMEI, 2013.
Tipo de Rede Custo com Poda em R$/km
RDA 763,23
Fonte: [24].
Através da diferença percentual das podas em redes compactas e redes convencionais, observadas na tabela 5, é possível estimar o valor relativo a podas para o sistema de distribuição do DEMEI utilizando rede compacta protegida. Valor apresentado na tabela 7.
Tabela 7: Custo relativo à poda em rede compacta protegida.
Tipo de Rede Custo com Poda em R$/km
Na análise comparativa de custo entre RDA e RDP observa-se uma redução de 79,5% nos gastos com poda em RDP, fator significativo, considerando um horizonte de estudo de 25 anos.
4.1.2.2 Manutenção Corretiva
A tabela abaixo demonstra o valor de manutenção corretiva em diferentes topologias de redes aéreas de distribuição de energia elétrica da CEMIG/MG, no ano de 1998 e os respectivos valores corrigidos para 2013.
Tabela 8: Custo anual com manutenção corretiva em redes aéreas.
Tipo de Rede Custo com manutenção preventiva.
CEMIG/MG,1998.
RDA 15,41R$/km
RSI 7,48 R$/km
RDP 3,19 R$/km
Valor corrigido para 2013.
RDA 55,47 R$/km
RSI 26,92 R$/km
RDP 11,48 R$/km
Fonte: [14].
É possível observar uma grande diferença nos custos referentes à correção do sistema, sendo que este fato pode ser influenciado pelo número de falhas, ou seja, pela vulnerabilidade a falhas de cada topologia de rede. É observada uma redução de 79,29% no custo de manutenção da RDP em relação à RDA, ainda que os valores de manutenção corretiva sejam baixos em relação à manutenção preventiva, deve ser considerado no horizonte de operação da rede.
4.1.2.3 Lucro Cessante
O lucro cessante tem o mesmo significado de prejuízo por energia não distribuída, ou seja, a empresa deixa de faturar em consequência de falhas no seu
sistema de distribuição, em virtude disso é incluído como custo da rede de distribuição.
Na tabela 9 estão os valores de lucro cessante da concessionária CEMIG no ano de 1998, para redes aéreas de distribuição de energia elétrica e os respectivos valores corrigidos para 2013.
Tabela 9: Lucro Cessante anual em redes de distribuição de energia elétrica.
Tipo de Rede Custo com lucro cessante.
CEMIG/MG,1998.
RDA 0,94 R$/poste
RSI 0,62 R$/poste
RDP 0,06 R$/poste
Valor corrigido para 2013.
RDA 3,38 R$/poste
RSI 2,23 R$/poste
RDP 0,22 R$/poste
Fonte: [14].
Segundo Velasco [14], a CEMIG considera em média a existência de 30 postes por km, assim multiplicando os valores pelo numero de postes chegamos ao valor de lucro cessante por km de rede.
Avaliando-se os valores obtidos é possível observar uma redução drástica de 93,61% do lucro cessante na RDP em relação à RDA, o que está ligado de forma proporcional aos indicadores DEC e FEC, e esta redução, além de aumentar os lucros, proporciona uma melhor imagem da concessionária perante consumidores.
4.1.2.4 Ressarcimentos
A tabela abaixo indica os valores referentes à ressarcimentos por quilômetro de rede convencional de MT, da concessionária DEMEI no ano de 2012.
Tabela 10: Custo da concessionária DEMEI referente a ressarcimentos a consumidores no ano de 2012.
Tipo de rede Custo com ressarcimento.
RDA 939,18 R$/km
Aplicando a taxa de redução de falhas obtidas com a substituição de rede convencional por rede compacta protegida, observado na tabela 1, é possível estimar os custos com ressarcimentos para a concessionária DEMEI em casos de substituição total das redes MT convencionais de seu sistema distribuição por redes compactas protegidas, já que este custo está relacionado diretamente às falhas do sistema de distribuição.
Tabela 11: Custo aproximado de ressarcimentos em rede aérea compacta protegida.
Tipo de rede Custo com ressarcimento.
RDP 187,83 R$/km
Os ressarcimentos são parte onerosa da operação de redes de distribuição de energia elétrica, visto que representa 46% do custo total de operação das redes convencionais e quase 50% do custo de operação de redes compactas protegidas, sendo assim fator de extrema relevância na análise de viabilidade econômica dos sistemas de distribuição.
4.1.2.5 Depreciação
Para estudo econômico será adotado um horizonte de operação de 25 anos para as topologias de redes aéreas, visto que os materiais e equipamentos empregados em redes de distribuição possuem durabilidades distintas, como o caso dos transformadores que dificilmente passam dos 20 anos de operação e os condutores nus pode chegar a 40 anos, segundo [11].
Considerando que ao final dos 25 anos os equipamentos e materiais utilizados nas redes de distribuição de energia elétrica estarão completamente depreciados, obtém-se uma taxa de depreciação linear de 4% ao ano.
4.2 Custo Social
Segundo Velasco [14], o custo social da concessionária é calculado em casos de cortes no fornecimento de energia, programados ou acidentais, nos quais os
consumidores atingidos têm prejuízos devido à queda ou parada total da sua atividade produtiva.
Na tabela abaixo é possível observar o custo social anual das redes de distribuição de energia elétrica da CEMIG para as diferentes topologias de redes em 1998 e os respectivos valores corrigidos para 2013.
Tabela 12: Custo social das redes de distribuição de energia elétrica.
Tipo de Rede Custo Social
CEMIG/MG,1998.
RDA 37,30 R$/poste
RSI 24,78 R$/poste
RDP 2,42 R$/poste
Valor corrigido para 2013.
RDA 134,28 R$/poste
RSI 89,20R$/poste
RDP 8,71R$/poste
Fonte: [14].
Observa-se grande redução no custo social, pois está diretamente atrelada à confiabilidade do sistema, o que reduz o número de desligamentos para manutenções e interrupções acidentais. Porém, este custo é dos consumidores, refletindo assim apenas na imagem social da empresa e não é tangível no estudo da viabilidade econômica.
4.3 Custo Global
O custo global é definido pela soma dos valores já descritos (investimento inicial, manutenção preventiva, manutenção corretiva, lucro cessante, ressarcimentos a consumidores ao longo da vida útil do sistema), atualizados para um valor presente líquido, a fim de se definir o valor final da rede de distribuição no período de operação considerado.
Porém, pela dificuldade encontrada no levantamento de dados, visto que concessionárias regionais ainda não fazem uso de redes compactas em seus sistemas de distribuição e não possuem dados neste formato ou por normas internas da empresa não ter permissão para divulgá-los, o presente trabalho fez uso de dados apresentados em artigos e trabalhos acadêmicos, tornando a análise
complexa em virtude dos dados não serem atuais além de se tratar de informações advindas de diferentes concessionárias.
Em simples análise dos custos atuais levantados junto a concessionária RGE, ao DEMEI e dados da CEMIG levantados por [14], atualizados através do IGPM, é possível fazer uma breve comparação de custos entre as duas topologias de redes aéreas, que será apresentada no gráfico abaixo.
Figura 15: Gráfico comparativo de custos de operação anual.
Fonte: [10].
Observa-se que os custos operacionais das redes compactas são menores que das redes convencionais. Considerando que estes custos são distribuídos ao longo do período de operação do sistema, aplica-se o método do valor presente líquido, considerando taxa de juro obtida através de média do IGPM, 6,43% a.a. com a finalidade de obter em valor presente, o custo de operação de cada topologia, o qual é apresentado na tabela abaixo.
Tabela 13: Custo operacional de redes de distribuição de energia elétrica MT, para o período de 25 anos.
Tipo de Rede RDA RDP
TR 6,43% a.a. 25.101,63 R$/km 4.693,72 R$/km
Torna-se evidente que existe uma grande diferença entre os custos operacionais entre rede compacta protegida e rede convencional, considerando o
custo da RDA igual a 100%, observa-se uma redução de aproximadamente 80% nos custos operacionais em redes compactas.
Somando os custos operacionais do sistema em valor presente líquido ao custo de implantação é possível obter o custo total do investimento para o período de estudo, os quais serão apresentados abaixo.
Tabela 14: Comparativo de custos das redes aéreas convencionais e compactas para o período de operação de 25 anos.
Tipo de Rede RDP RDA
TR 6,43% a.a. 115.479,72 R$/km 109.871,63 R$/km
É possível concluir sobre os dados levantados e apresentados que ao final do período de operação definido para o estudo, 25 anos, o custo médio da RDP é 5,1% superior ao da RDA para taxas de retorno conservadoras obtidas do IGPM, mesmo os custos com manutenção sendo reduzidos em torno de 80% com a utilização da topologia compacta, conforme o gráfico abaixo.
Figura 16: Gráfico comparativo de custos entre rede convencional e compacta protegida.
Fonte: [10].
Sendo assim, do ponto de vista econômico, pode-se considerar que as redes convencionais representam o melhor investimento para as concessionárias, pois, ao final do período de 25 anos de operação, a rede de distribuição de energia elétrica convencional apresenta custo inferior ao da rede compacta protegida.
49
CONCLUSÃO
Através do presente trabalho é possível concluir que a rede compacta protegida é uma solução eficaz para distribuição de energia elétrica em locais arborizados, faixas de passagem estreitas, altas taxas de falhas devido a contatos temporários de objetos à rede, situações de congestionamento de circuitos, a custos compatíveis com os sistemas de distribuição de energia elétrica.
A rede compacta protegida propícia melhorias no que se refere a impactos ambientais, contribuindo para a redução significativa da poda em arborização sob redes elétricas, redução da poluição visual além de exigir faixa de passagem reduzida em relação a rede aérea convencional, proporcionando uma convivência mais harmoniosa entre meio ambiente e redes elétricas.
Esta topologia traz melhorias em se tratando de aspectos técnicos, por aumentar os níveis de segurança ao ser humano, reduzir os níveis de queda de tensão do sistema, reduzir o número de falhas devido a contatos acidentais e devido a intempéries, garantindo, assim, maior continuidade e confiabilidade ao serviço, consequentemente melhorando a imagem da concessionária perante os consumidores.
É possível ressaltar ainda, em aspectos técnicos, que a geometria de seus acessórios e a constituição de diferentes materiais isolantes, bem como condições de multi-estressamento, pode causar trilhamento elétrico e erosão nos materiais poliméricos que constituem rede, prejudicando seu funcionamento.
Em se tratando de aspectos econômicos é possível concluir, genericamente, através dos dados coletados e apresentados no estudo, que as redes compactas protegidas apresentam grande redução nos custos de operação em relação à rede convencional, chegando próximo aos 80%, porém, seu custo de implantação é aproximadamente 30% maior que a topologia convencional, resultando assim, que ao final do período de 25 anos, tempo estimado de operação, a topologia compacta protegida apresenta custo total superior ao da topologia convencional, não representando o melhor investimento econômico para a concessionária.
Todavia, cabe ressaltar que cada projeto deve ser avaliado individualmente, visto que existe uma pequena diferença de custos totais entre topologia de rede de distribuição convencional e rede compacta protegida. Este custo ultrapassa
ligeiramente os 5%, tendo em vista que os aspectos técnicos, ambientais e sociais são favoráveis à aplicação de redes compactas protegidas em grande parte dos projetos de redes de distribuição de energia elétrica, condições particulares de projeto também podem apresentar a rede compacta protegida como uma alternativa economicamente favorável.
Sugestões para trabalhos futuros:
Com sugestão para trabalhos futuros sugere-se que seja feito um trabalho sobre dimensionamento de estruturas de sustentação e postes para circuitos compactos, a fim de aumentar ainda mais a confiabilidade deste sistema de distribuição.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível em: http://www.aneel.gov.br/. Acesso em 13/10/2013.
[2] MARCONI, Marina de Andrade; LAKATOS, Eva Maria. Metodologia do trabalho