Metodologia para Priorização de Redes Elétricas de
Distribuição para Melhorar o Desempenho Técnico
e Econômico
Bernardelli, W. H.; Paschoareli Junior, D., Faculdade de Engenharia de Ilha Solteira – UNESP
Resumo Neste artigo será apresentada uma metodologia para identificar e priorizar as redes elétricas de distribuição que oferecem melhor possibilidade técnica e econômica para realiza-ção de investimentos de modo a se obter melhoria do desempe-nho das redes elétrica. Como consequência haverá gadesempe-nho de qualidade no fornecimento de energia, além da redução dos custos de operação e manutenção. Esta metodologia proposta está alinhada aos requisitos regulatórios definidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e que disciplinam a distribuição de energia elétrica no Brasil.
Palavras-chaves Melhoria da qualidade, redução de custos, priorização de investimentos, investimentos prudentes.
I.INTRODUÇÃO
O mercado de energia é crescente no Brasil e o Plano Naci-onal de Energia 2050, publicado pela Empresa de Pesquisa Energética do Ministério de Minas e Energia, indica tendên-cias de aumento permanente do consumo de energia elétrica até o horizonte de 2050.
Para atendimento a este mercado consumidor, os recursos das distribuidoras de energia elétrica, devem ser investidos de três maneiras:
1) Na ampliação e reforço da rede elétrica com a construção
de subestações, redes de transmissão e distribuição com obje-tivo de suportar o crescimento da malha elétrica.
2) Na operação em tempo real da rede elétrica com objetivo
de identificar com rapidez as falhas no sistema elétrico e reduzir o tempo necessário para reestabelecimento do servi-ço, e
3) Na logística para atendimento as ocorrências programadas,
emergenciais e para manutenção, com objetivo de evitar futu-ras interrupções no serviço de eletricidade.
A Agência Nacional de Energia Elétrica realiza permanente acompanhamento dos indicadores de qualidade das distribui-doras e a cada ciclo de Revisão Tarifária Periódica – RTP realiza também avaliação técnica e econômica detalhada de cada concessionária.
Conforme [1], o objetivo da RTP é reposicionar o nível das tarifas cobradas pelas distribuidoras, visando a obtenção de tarifas mais baixas e ainda assim garantir a lucratividade das distribuidoras. Nos últimos dois ciclos de revisão tarifária,
que acontece a cada 4 ou 5 anos, a tendência foi de redução das tarifas conforme [2] [3] [4] [5].
Para os indicadores de qualidade de fornecimento de ener-gia, não foi diferente, a tendência estabelecida pela ANEEL foi de melhoria da qualidade destes indicadores conforme [6]. Isso significa maior exigência de desempenho técnico e redução de recursos disponíveis para investimentos.
Considerando a normatização técnica e econômica do Re-gulador para o setor elétrico, as distribuidoras devem investir com mais eficácia os recursos financeiros oriundos da tarifa cobrada dos consumidores, tanto para expansão da malha elétrica como para manutenção e operação da malha existen-te.
Para o cenário apresentado é imperativo que critérios preci-sos e confiáveis sejam utilizados para direcionar os recurpreci-sos aplicados no sistema elétrico, para garantir o atendimento aos desafios regulatórios técnicos e econômicos que governam este setor.
II.OSISTEMA ELÉTRICO EM ESTUDO
O sistema elétrico das distribuidoras é composto de diver-sas regiões elétricas interligadas e que formam uma grande malha elétrica que alimenta os consumidores urbanos e rurais a ela conectados.
Esta rede está sujeita as ações do meio ambiente e outras agressões intencionais ou não que produzem interrupção nos serviços e que comprometem a qualidade do fornecimento e aumentam os custos operacionais.
Com a expansão física destas redes há crescente aumento da exposição ao risco e a tendência é o aumento do número de ocorrências.
O desafio é identificar quais redes elétricas existentes no atual sistema de potência de qualquer distribuidora oferecem melhores condições para realização de investimentos pruden-tes, focados na melhoria do desempenho e que beneficiem a maior quantidade de consumidores. Conforme [7] os investi-mentos prudentes são aqueles que produzem melhoria na qualidade do serviço de energia e geram remuneração ade-quada à distribuidora.
Neste artigo será apresentada uma metodologia que possibi-lita precisão na tomada de decisão, permitindo a identificação da região elétrica em que os investimentos produzirão melhor desempenho técnico e econômico e garantirão a melhoria na qualidade de fornecimento de energia elétrica com retorno
adequado para os recursos investidos. Os parâmetros utiliza-dos estarão em conformidade com os requisitos definiutiliza-dos na legislação que regula o setor elétrico brasileiro.
Para este artigo, serão utilizados dados de uma concessio-nária de energia elétrica que opera na região Sudeste do Bra-sil e por questões de confidencialidade seu nome não será divulgado e esta empresa será tratada como “distribuidora”. O sistema elétrico em estudo é construído com tecnologia de rede aérea nua, tanto no circuito primário como no secun-dário e operam na tensão de 13,8/11,9 kV e 127/220 V res-pectivamente. Os postes são de madeira ou concreto e as cruzetas são instaladas horizontalmente na parte superior dos postes e os cabos da rede primária, são suportados por isola-dores de porcelana, vidro ou poliméricos. A rede secundária é instalada verticalmente em um nível inferior a rede primária e suportada por isoladores de porcelana.
III.CRITÉRIOS PARA PRIORIZAÇÃO
Neste item está definida a origem dos dados que serão utilizados para identificar quais redes existentes em um sis-tema elétrico oferecem maior potencial técnico e econômico para melhorar desempenho desse sistema. A proposta é de-senvolver critérios precisos para priorização dos circuitos existentes na malha elétrica de distribuição de energia, mais atrativos as melhorias.
Para elaboração dos critérios para priorização das redes elétricas e dos demais equipamentos existentes nestas redes, tomou-se como base os parâmetros utilizados na operação diária de uma distribuidora para cálculo dos indicadores de continuidade de fornecimento utilizados pela legislação do setor elétrico para avaliação do desempenho destes sistemas. Conforme os Procedimentos de Distribuição em [8], são definidos indicadores de qualidade de fornecimento de ener-gia elétrica quanto à duração e frequência das interrupções. Os indicadores são apurados para cada conjunto de unidades consumidoras para períodos de observação mensais, trimes-trais e anuais e definidos a seguir.
1) DEC – Duração equivalente de interrupção por unidade
consumidora, expressa em horas e centésimos de hora
2) FEC – Frequência equivalente de interrupção por unidade
consumidora, expressa em número de interrupções e centési-mos do número de interrupções
Com base nos registros cadastrados na base de dados da distribuidora, que são utilizados para o cálculo dos indicado-res de qualidade DEC e FEC, serão definidas as premissas utilizadas neste estudo. O objetivo é de organizar estes regis-tros de modo a transformá-los em informações estruturadas, para permitir a comparação entre estas informações e a poste-rior tomada da decisão adequada para o desenvolvimento de um programa de investimentos para execução de melhorias nestas redes.
IV.PREMISSAS ADOTADAS
As premissas adotadas para o desenvolvimento dos critérios de priorização estão focadas em melhorar o desempenho das redes elétricas e em reduzir os custos de operação e manuten-ção, conforme segue:
1) Identificar as regiões elétricas com pior desempenho no
fornecimento de energia elétrica devido ao elevado número de defeitos.
2) Verificar o melhor retorno financeiro do investimento. 3) Atender aos critérios legais estabelecidos pela ANEEL
para prudência na execução de investimentos.
Para atendimento a estas premissas foram desenvolvidos indicadores técnicos e econômicos que associados adequa-damente permitem a elaboração de uma metodologia de deci-são. O objetivo é ordenar precisamente as regiões elétricas com pior desempenho e que apresentem maior favorabilidade para aplicação dos recursos disponíveis para investimento em melhorias.
V.DESENVOLVIMENTO DA MATRIZ DE DECISÃO
Para o desenvolvimento da metodologia que será denomi-nada de Matriz de Decisão, serão associados os indicadores técnicos e econômicos para ordenação das regiões elétricas a partir da maior prioridade para a menor prioridade. O objeti-vo desta ordenação é obter a eficiência técnica e econômica do sistema elétrico, que se materializa na forma de melhor qualidade do fornecimento, tarifas com preços módicos e lucratividade empresarial.
Este é o melhor conceito de prudência nos investimentos, buscado pela sociedade brasileira que financia toda esta ope-ração.
Esta dualidade técnica e econômica, irá sempre acompanhar as análises no planejamento energético para o suprimento aos consumidores.
Os indicadores que suportam a Matriz de Decisão têm o objetivo de garantir a segurança e precisão para ordenação das regiões elétricas e são apresentados a seguir:
1) Indicador Técnico (IT) – representa o desempenho da
rede e é composto pelo número de ocorrência por quilometro de rede, pode-se entender como taxa de falha por quilometro de rede.
2) Indicador Econômico (IE) – representa o desempenho
econômico da rede e é composto pelo produto direto do con-sumo médio de energia, em quilowatts hora, por consumidor existente e conectado a rede e o percentual já depreciado economicamente da rede elétrica.
Para o melhor entendimento sobre o Indicador Técnico (IT) é importante ressaltar que as falhas na rede elétrica estão distribuídas ao logo da extensão física desta malha, por toda região geográfica que estes circuitos estão distribuídos, ou seja, pela área urbana e rural e também considerando a dife-rença do nível de tensão entre a rede primária e secundária.
Toda ocorrência gera um atendimento para as equipes da distribuidora. Cada atendimento demanda um recurso dife-rente para sua solução e que está relacionado com a localiza-ção geográfica da ocorrência, o nível de tensão, o valor dos componentes para reposição e a complexidade para a realiza-ção do reparo. A intersecrealiza-ção destas variáveis gera o custo de cada atendimento.
Após pesquisa na base de dados da distribuidora foi possí-vel obter a contribuição de cada atendimento às ocorrências, segregados para as redes primárias e secundárias e pela loca-lização geografia, urbana e rural.
Para atendimento as ocorrências na área rural o índice é de 40%; o impacto intermediário foi devido às ocorrências nas redes primárias urbanas, com índice de 35% e finalmente, o menor deles vem das ocorrências secundárias urbanas, com índice de 25%.
Considerando estes fatores técnicos e geográficos na opera-ção do sistema elétrico, estes três insumos serão incorporados ao Indicador Técnico (taxa de falha), considerando que todas as falhas na rede elétrica estão agrupadas neste indicador. Em especial para redes rurais, foram consideradas as redes primárias e secundárias em conjunto, pois a extensão das redes secundárias rurais é menor que 3% do total das redes existentes.
Desta forma o IT foi obtido relacionando-se a taxa de falha na rede elétrica e o recurso operacional necessário ao reesta-belecimento do sistema, conforme as equações apresentadas a seguir.
A taxa de falha na rede elétrica é representada pela relação entre o número de ocorrências na rede dividido pela extensão da rede em quilômetros, conforme (1).
𝑇𝐹 = 𝑂𝑅
𝐿
Onde:
TF = taxa de falha (número de ocorrências/quilometro de rede).
OR = número de ocorrências.
L = comprimento da rede em quilômetros.
O IT foi obtido pela multiplicação da taxa de falha pela contribuição do recurso operacional necessário para o aten-dimento às ocorrências nas redes elétricas nas áreas urbanas e rurais, considerando os circuitos primários e secundários, conforme (2). 𝐼𝑇 = 0,35 ∗𝑂𝑅𝑃𝑈 𝐿𝑃𝑈 + 0,4 ∗ 𝑂𝑅𝑃𝑅 𝐿𝑃𝑅 + 0,25 ∗ 𝑂𝑅𝑆𝑈 𝐿𝑆𝑈 Onde: IT = índice técnico
ORPU = número de ocorrências na rede primária urbana. LPU = extensão da rede primária urbana em quilômetros. ORPR = número de ocorrências na rede primária e secundária rural.
LPR = extensão da rede primária mais secundária rural em quilômetros.
ORSU = número de ocorrências na rede secundária urbana. LSU = extensão da rede secundária urbana em quilômetros.
De (2) depreende o equivalente a (3), a seguir.
𝑰𝑻 = 𝟎, 𝟑𝟓 ∗ 𝑻𝑭𝑷𝑼 + 𝟎, 𝟒 ∗ 𝑻𝑭𝑷𝑹 + 𝟎, 𝟐𝟓 ∗ 𝑻𝑭𝑺𝑼
Onde:
TFPU = taxa de falha da rede primária urbana (número de ocorrências/quilometro de rede).
TFPR = taxa de falha da rede primária mais secundária rural (número de ocorrências/quilometro de rede).
TFPU = taxa de falha da rede secundária urbana (número de ocorrências/quilometro de rede).
Desta forma ficam estabelecidos os critérios utilizados para elaboração do IT. Este indicador permite ordenar qual região elétrica apresenta maior número de defeito e aquela região que apresentar uma ordem mais elevada é prioritária em relação às demais.
Para o detalhamento do Indicador Econômico (IE), que é composto pelo produto direto do consumo médio de energia, em quilowatts hora por consumidor conectado à rede e o percentual já depreciado economicamente da rede elétrica, será necessário o entendimento do que representa cada parce-la deste indicador.
O indicador econômico será estabelecido conforme (4), através da utilização das informações contidas na base de dados da distribuidora, representadas pela geração de recur-sos através da tarifa cobrada dos consumidores e o índice de depreciação já realizado do ativo elétrico.
𝑰𝑬 = 𝑫𝑪 ∗ 𝑬𝑪
Onde:
IE = indicador econômico.
DC = percentual de depreciação contábil já realizada da rede elétrica em estudo representado em notação decimal.
EC = consumo médio de energia por consumidor conectado à rede de energia em estudo em kWh.
O consumo de energia é fundamental para o IE, pois consi-derando que o recurso para investimento é oriundo desta receita, quanto maior o consumo de energia mais recursos são gerados para financiar os investimentos na rede. Importante ressaltar onde o consumo de energia é mais elevado, geral-mente são regiões onde a atividade produtiva é mais intensa e nesse caso é importante que a rede seja de boa qualidade, para garantia de alto nível de fornecimento de energia elétrica e por consequência maior competitividade.
Com relação à depreciação da rede elétrica, é importante conceituar que a rede mais depreciada é a rede prioritária para execução de melhorias ou substituição.
(1)
(2)
(3)
O custo de reposição ou substituição da rede elétrica é estabelecido pelo custo corrente de substituí-la por outro bem que efetue os mesmos serviços, tenha a mesma capacidade do ativo existente anteriormente e garanta a qualidade do forne-cimento de energia elétrica, conforme [9] [10] [11].
Os recursos para reposição ou substituição da rede são integralizados através da tarifa da energia elétrica paga pelos consumidores na fatura mensal de consumo ao longo da vida contábil deste ativo, que é denominada de depreciação eco-nômica.
A aplicação da depreciação é função da vida útil e do esta-do de manutenção, conservação e obsolescência desta rede. Desta forma o ativo mais antigo é aquele que já foi remune-rado através da tarifa por um tempo maior e gerou recursos para financiar sua substituição.
Exemplificando, a depreciação econômica de uma rede elétrica estabelecida em [11] é de 20 anos e será depreciada linearmente 5% ao ano, assim uma rede de 20 anos integrali-zou recursos econômicos através da tarifa de energia elétrica, equivalente a 100% do seu investimento inicial de implanta-ção.
Por outro lado, uma rede de 16 anos integralizou o equiva-lente a 80% do seu investimento inicial de implantação e 20% é o saldo contábil ainda registrado no item depreciação. Desta forma caso a rede mais nova seja substituída, o equi-valente a 20% do seu custo, que não foi integralizado econo-micamente, será considerado com perda pela contabilidade, enquanto que se a rede totalmente depreciada for reposta ou substituída, 100% do recurso para financiar este serviço já foi recolhido ao caixa da distribuidora através da tarifa de ener-gia.
Considerando estes requisitos, a rede mais depreciada deve ser priorizada para investimentos.
Estabelecidos os indicadores técnico e econômico é possí-vel elaborar a Matriz de Decisão conforme Fig. 1.
Fig. 1. Modelo da Matriz de Decisão.
Esta matriz é obtida através da intersecção desses indicado-res, plotados adequadamente em um sistema e eixos cartesia-nos, considerando que a rede com maior consumo de energia,
mais depreciada e com maior taxa de falha é prioritária para investimentos em melhorias ou substituição.
A Matriz de Decisão está dividida em 4 quadrantes com a indicação de 4 fases. Estas fases apontam para a prioridade de cada quadrante, ou seja, a fase 1 indica o quadrante de maior prioridade e a fase 4 o quadrante de menor priorização. Ressalto que a prioridade para investimento está focada na qualidade do fornecimento de energia, priorizado pelo IT, e desta forma a 1ª Fase prioriza a rede com maior taxa de falha e o maior retorno econômico. A 2ª fase está priorizada pela necessidade de redução da taxa de falha que é maior que o retorno econômico, desta forma garantindo a melhoria do desempenho elétrico da rede. A 3ª Fase apresenta maior prio-rização econômica e baixa taxa de falha. A 4ª Fase é compos-ta pelas redes com baixa compos-taxa de falha e baixo retorno eco-nômico.
VI.APLICAÇÃO DA METODOLOGIA DESENVOLVIDA
Para elaboração da Matriz de Decisão serão utilizadas in-formações técnicas e econômicas de 12 regiões elétricas extraídas da base de dados da distribuidora.
Inicialmente será calculado o IT para estas 12 regiões elé-tricas e posteriormente o IE.
Na Tabela I estão representadas as ocorrências na rede elétrica primária e secundária localizadas nas regiões urbana e rural, em um período de 5 anos, para as 12 regiões elétricas sob estudo.
TABELA I. NÚMERO DE OCORRÊNCIAS NA REDE ELÉTRICA.
Na Tabela II estão representados os dados físicos de exten-são em quilômetros de rede e na coluna localizada mais à direita desta tabela está o resultado do cálculo do IT obtido com a utilização da (3) e os dados das Tabelas I e II.
O IT será plotado no eixo das ordenadas na Matriz de Decisão.
Indicador Econômico
1º Fase
2º Fase
3º Fase
4º Fase
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
In
d
ic
a
d
o
r
T
é
c
n
ic
o
região elétrica
Urbana Rural Total Urbana Rural Total 1 2.736 539 3.275 12.014 - 12.014 2 796 119 915 6.723 - 6.723 3 1.107 68 1.175 4.207 - 4.207 4 1.088 45 1.133 4.579 - 4.579 5 928 310 1.238 3.891 - 3.891 6 511 257 768 3.625 - 3.625 7 869 455 1.324 3.845 - 3.845 8 408 325 733 2.664 - 2.664 9 300 298 598 1.785 - 1.785 10 376 299 675 2.440 - 2.440 11 397 334 731 2.090 - 2.090 12 355 845 1.200 2.912 - 2.912 Ocorrências Secundárias Reg. Elét. Ocorrências Primárias
TABELA II. DADOS FÍSICOS DA REDE ELÉTRICA E CÁLCULO DO IT.
Para o cálculo do IE será utilizada (4) e na Tabela III estão apresentados os dados de consumo médio de energia elétrica, depreciação econômica do sistema elétrico de cada região e na coluna mais à direita está o valor obtido do IE.
TABELA III. CÁLCULO DO IE.
O IE será plotado no eixo das abscissas na Matriz de Deci-são.
A divisão dos quadrantes na Matriz de Decisão foi efetua-da através efetua-da utilização dos pontos médios dos Eixos Cartesi-anos, considerando o valor médio dos indicadores IT e IE. As Fases de 1 a 4 estão distribuídas nestes 4 quadrantes.
O ponto médio do IT é 1,34 e do IE é 126.
De posse dos indicadores IT e IE é possível plotar em um sistema de Eixos Cartesianos cada uma das 12 regiões elétri-cas, que podem ser identificadas na Fig. 2 da Matriz de Deci-são.
Fig. 2. Matriz de Decisão.
As prioridades, plotadas na Fig. 2, estão assim distribuídas:
1ª Fase – duas regiões elétricas, a 1 e 2. 2ª Fase – uma região elétrica, a 4.
3ª Fase – seis regiões elétricas, a 3; 5; 6; 7; 8 e 9. 4ª Fase – três regiões elétricas, a 10; 11 e 12.
Analisando-se a Matriz de Decisão é possível constatar que as redes com pior desempenho operacional estão na 1ª Fase e as redes com melhor desempenho estão na 4ª Fase.
Também é possível identificar a prioridade de cada região elétrica com a utilização das expressões lógicas descritas a seguir.
Se (IT – Med. IT) > 0; Se (IE – Med. IE) > 0; então a região elétrica está localizada na 1ª Fase.
Se (IT – Med. IT) > 0; Se (IE – Med. IE) < 0; então a região elétrica está localizada na 2ª Fase.
Se (IT – Med. IT) < 0; Se (IE – Med. IE) > 0; então a região elétrica está localizada na 3ª Fase.
Se (IT – Med. IT) < 0; Se (IE – Med. IE) < 0; então a região elétrica está localizada na 4ª Fase.
Onde:
Med. IT = média dos valores calculados do indicador IT.
Med. IE = média dos valores calculados do indicador IE.
Os resultados da aplicação das expressões lógicas estão
apresentados na Tabela IV.
1 49% 267,97 131 2 46% 276,15 127 3 51% 250,70 128 4 58% 197,45 115 5 50% 271,83 135 6 53% 242,96 129 7 48% 287,46 139 8 56% 234,15 131 9 49% 267,79 131 10 52% 229,56 120 11 52% 219,44 114 12 51% 223,30 113 Reg. Elét. Depreciação Contábil Cons. Médio (kWh) IE 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,20 105 110 115 120 125 130 135 140 145 in d ic a d o r t é c n ic o Indicador econômico 1ª Fase 4ª Fase 2ª Fase 3ª Fase 1 4 3 5 12 11 6 8 7 2 10 9
TABELA IV. LOCALIZAÇÃO DA REGIÃO ELÉTRICA NA MATRIZ DE DECISÃO.
Na coluna “Localização na fase” é possível identificar a prioridade de cada uma das regiões elétrica, exatamente como apresentado graficamente na Matriz de Decisão na Fig. 2.
VII.OBSERVAÇÕES FINAIS
O objetivo de apresentar uma metodologia que possibilite a priorização das redes elétricas, para o estabelecimento de um programa de melhorias, foi obtido através do desenvolvimen-to da Matriz de Decisão.
Esta Matriz de Decisão é uma metodologia adequada para identificar com exatidão qual a região elétrica é prioritária, com objetivo de obter o melhor desempenho técnico da rede e econômico para os recursos aplicados no sistema elétrico. A aplicação desta metodologia é flexível e pode ser utiliza-da nos mais diferentes sistemas de energia elétrica, desde que os dados que alimentam a Matriz de Decisão sejam os das redes que estiverem em estudo.
Outro fator importante é que os parâmetros utilizados para o desenvolvimento desta metodologia estão alinhados a legis-lação da ANEEL, que estabelece os critérios para avaliação técnica e econômica das distribuidoras de energia elétrica. Finalmente, analisando o impacto da aplicação desta meto-dologia sobre os agentes envolvidos, consumidor, regulador e investidor, verifica-se que os direcionadores de melhoria contínua da qualidade do serviço de eletricidade, tarifa de energia justas pagas pelos consumidores as distribuidoras e lucratividade para os investimentos estão contemplados. Este resultado é garantia da continuidade da prestação de serviços de eletricidade para o país.
VIII.REFERÊNCIAS
[1] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Nota Técnica nº 089/2008-SRE/ANEEL – Brasília, 03 de abril de 2008”, disponível em http://www.aneel.gov.br/.
[2] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Nota Técnica n° 097/2013-SRE/ANEEL-CPFL Paulista”, disponível em http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=182.
[3] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Nota Técnica no 235/2011-SRE/ANEEL-Elektro”, disponível em http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=182.
[4] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Nota Técnica nº 1,233/2012 – SER/ANEEL – Eletropaulao”, Disponível em http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=182.
[5] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Resolução homologa-tória nº 1.233 de 18 de Outubro de 2011 – CPFL Piratininga”, Disponí-vel em http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=182.
[6] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Informações Técnicas \Distribuição de Energia Elétrica \Qualidade do Serviço \Indicadores de Continuidade - Valores histórico dos indicadores DEC e FEC da região sudeste e Brasil”, disponível em http://www.aneel.gov.br/.
[7] Resolução ANEEL nº 493, de 3 setembro de 2002, “Nota Técnica 113/2007 – SRD/SRE/ANEEL Metodologia para Projeção de Investi-mentos para o Cálculo do Fator X Contribuição da Audiência Pública 052/2007”.
[8] Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, PRODIST, estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica na Resolução nº 345/2008 ANEEL denominada de “Procedi-mentos de Distribuição, no seu Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétri-ca”.
[9] Resolução ANEEL nº 493, de 3 de setembro de 2002, Art. 8o – “Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica - taxas de de-preciação”.
[10] Norma ABNT, NBR 8977, “Avaliação de Máquinas, Equipamentos, Instalações e Complexos Industriais”; NBR 13820 – Avaliação de Ser-vidões – determinação do custo de reposição do ativo.
[11] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico”, aprovado pela Resolução Nor-mativa nº 367, de 02/06/2009, publicado em 26/06/2009, retificado em 22/09/2009: Arquivo compactado com todos os documentos desde a pu-blicação da Resolução nº 367/2009 até a última revisão. Disponível em http://www.aneel.gov.br/.
[12] R. TORREZAN, et al. “Plano de Decenal da Distribuição”. 2008, XVIII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica – SENDI [13] Ministério de Minas e Energia – MME, “PNE Plano Nacional de
Ener-gia 2030”, disponível em http:\\www.epe.gov.br.
1 1,97 131 0,63 5,11 1 2 1,51 127 0,18 0,91 1 3 1,33 128 -0,01 1,97 3 4 2,00 115 0,67 -11,45 2 5 1,31 135 -0,02 8,93 3 6 1,15 129 -0,19 2,65 3 7 1,15 139 -0,19 12,98 3 8 1,18 131 -0,15 4,88 3 9 1,03 131 -0,31 5,21 3 10 1,19 120 -0,14 -5,97 4 11 1,18 114 -0,15 -11,99 4 12 1,03 113 -0,31 -13,23 4 média do IT (eixo Y) = 1,34 média do IE (eixo X) = 126 Localização na fase Reg. Elét. IT IE IT - M éd. IT IE - M éd. IE
