UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO
GRANDE DO SUL – UNIJUÍ
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
ANÁLISE DO IMPACTO DA UTILIZAÇÃO DA TARIFA BRANCA
PELOS CONSUMIDORES RESIDENCIAIS DE BAIXA TENSÃO NA
DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELÉTRICA
Caroline Denardi Commandeur
Ijuí
2018
CAROLINE DENARDI COMMANDEUR
ANÁLISE DO IMPACTO DA UTILIZAÇÃO DA TARIFA BRANCA
PELOS CONSUMIDORES RESIDENCIAIS DE BAIXA TENSÃO NA
DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELÉTRICA
Trabalho de Conclusão de Curso como requisito parcial para obtenção do título de Engenheira Eletricista do curso de Engenharia Elétrica do Departamento de Ciências Exatas e Engenharias da Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul.
Orientadora: Profª. Dra. Laura Lisiane Callai dos Santos
Ijuí – RS
2018
UNIJUÍ – Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul DCEEng – Departamento de Ciências Exatas e Engenharias
A Comissão Examinadora, abaixo assinada, aprova a Dissertação
ANÁLISE DO IMPACTO DA UTILIZAÇÃO DA TARIFA BRANCA
PELOS CONSUMIDORES RESIDENCIAIS DE BAIXA TENSÃO NA
DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELÉTRICA
Elaborada por
CAROLINE DENARDI COMMANDEUR
Como requisito parcial para a obtenção do título de
Engenheira Eletricista
COMISSÃO EXAMINADORA:
____________________________________________________________ Orientadora: Profa. Dra. Laura Lisiane Callai dos Santos - DCEEng/UNIJUÍ
____________________________________________________________ Banca: Prof. Maurício de Campos - DCEEng/UNIJUÍ
AGRADECIMENTOS
À Deus pelo dom da vida, pela força e coragem em persistir na realização deste sonho.
A minha Família, meu pai João, minha mãe Regiane e meu irmão Guilherme, pela confiança, amor, carinho, apoio e a compreensão das horas que não pude estar presente em casa.
Ao meu namorado Mateus, companheiro de caminhada, agradeço pelos incentivos, paciência, compreensão, amor, carinho e atenção.
Aos Professores que participaram da minha formação profissional. Em especial a minha orientadora Prof. Dra. Laura Lisiane Callai dos Santos pela orientação, correções e incentivos durante a construção deste trabalho.
Aos amigos, colegas de trabalho (GAIC e GISSE), aos que há muito tempo não vejo, qυе fizeram parte da minha formação е qυе vão continuar presentes em minha vida.
A todos que de alguma forma participaram da minha graduação, o meu muito obrigado.
RESUMO
Devido ao carregamento do sistema no horário de ponta, a Tarifa Branca vem para incentivar os consumidores residenciais de Baixa Tensão, Grupo B, a mudarem seus hábitos de consumo nesse horário. Deste modo esse trabalho apresenta uma metodologia para analisar o impacto da utilização da Tarifa Branca pelos consumidores residenciais de Baixa Tensão na distribuidora de energia elétrica. Essa metodologia é dividida em três etapas, na primeira delas estão descritos os valores utilizados como entrada, na segunda etapa são elaborados os cenários e a última os resultados obtidos. Para simulação levou-se em consideração na análise os valores tarifados nas Tarifas Convencional e Branca (cuja modalidade apresenta postos tarifários diferenciados pelas horas do dia). Nos cenários realizou-se alguns exemplos de mudanças de hábitos, considerando os conceitos do Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD) e dois equipamentos elétricos, responsáveis pelo maior consumo na residência, o ar condicionado e o chuveiro elétrico. Utilizando estes dados foi possível realizar as curvas de carga em diferentes faixas de consumo, e assim a comparação dos diferentes cenários. Com os resultados obtidos constatou-se que a distribuidora de energia elétrica perdera arrecadação tarifaria estando o consumidor aderindo a Tarifa Branca e modificando seus hábitos de consumo. Se os consumidores mudarem para a Tarifa Branca sem modificar os hábitos de consumo a fatura se torna mais cara quando comparada a Tarifa Convencional.
Palavras-chave: Consumidores Residenciais. Tarifa Branca. Distribuidora de Energia
ABSTRACT
Due to the loading of the system at the time, the White Rate comes to encourage resi dentiallow voltage consumers, Group B, to change their consumption habits at this ti me. Thus this work presentes a methodology to analyze the impact of the use of the White Tariff for residential consumers in low voltage distributor of electric power. This methodology is divided into three stages, the first of them are described the values used as input, in the second stage the scenarios are elaborated and the results ob-tained. For simulation took into account the analyzing values rendered in conventional and white tariffs (whose modality presents tariff positions differentiated by the hours of the day). In the scenarios took place some examples of changes in habits, considering the concepts of Demand Side Management (DSM) and two electrical equipment, responsible for the greatest consumption in residence, air conditioning and electric shower. Using this data it was possible to perform the load curves in different tracks, and so the comparison of different scenarios. With the obtained re-sults it was found that the distributor of electric power lost tariffcollection being the co nsumer by joining White Tariff and changing their consumptionhabits. If consumers move to the White Tariff without changing the habits of consumption the invoice becomes more expensive when compared to the Conventional Tariff.
Keywords: Residential Consumers. White Tariff. Electrical Power Distributor. Low
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Porcentagem tarifária ... 17
Figura 2 - Curva de carga da Distribuidora COPEL ... 18
Figura 3 - Composição do Mercado ... 19
Figura 4 - Estrutura com medidor convencional ... 21
Figura 5 - Composição da Tarifa Convencional ... 22
Figura 6 - Comparativo entre a Tarifa Branca e a Tarifa Convencional ... 23
Figura 7 - Metodologia Proposta ... 27
Figura 8 - Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD) ... 30
Figura 9 - Potência dos chuveiros nas residências ... 31
Figura 10 - Tempo médio de duração dos banhos ... 32
Figura 11 - Curva 129,18kWh ... 37
Figura 12 - Consumidores por Faixa de Consumo ... 38
Figura 13 - Curva uniformizada ... 40
Figura 14 - Curva classe 1 ... 41
Figura 15 - Curva classe 2 ... 42
Figura 16 - Curva classe 3 ... 43
Figura 17 - Comparação dos cenários (R$) ... 49
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Faixas de consumo ... 29
Tabela 2 - Utilização do ar condicionado no clima frio ... 32
Tabela 3 - Utilização do ar condicionado no clima quente ... 33
Tabela 4 - Valor escolhido em kWh dentro de cada faixa de consumo ... 34
Tabela 5 - Valores das tarifas de Energia Elétrica da Concessionária DEMEI ... 37
Tabela 6 - Definição dos itens das classes ... 39
Tabela 7 - Descrição dos Cenários ... 44
Tabela 8 - Valor total Cenário 1 ... 45
Tabela 9 - Valor total Cenário 2 ... 45
Tabela 10 - Valor total Cenário 3 ... 46
Tabela 11 - Valor total Cenário 4 ... 47
Tabela 12 - Valor total Cenário 5 ... 47
LISTA DE ABREVIAÇÕES E SIGLAS
ABRACE – Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres.
ANEEL – Agencia Nacional de Energia Elétrica. BT – Baixa Tensão.
CCEE – Câmera de Comercialização de Energia Elétrica.
COFINS – Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social. CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.
DEMEI – Departamento Municipal de Energia Elétrica de Ijuí. EPE – Empresa de Pesquisa Energética.
GLD – Gerenciamento pelo Lado da Demanda.
ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços. NT – Norma Técnica.
ONS – Operador Nacional do Sistema. PIS – Programa de Integração Social.
PROCEL – Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica. PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária.
RGE – Rio Grane Energia.
SIN – Sistema Interligado Nacional. TE – Tarifa de Energia.
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ... 12 1.1 MOTIVAÇÕES E JUSTIFICATIVA ... 13 1.2 OBJETIVOS ... 14 1.2.1 Objetivo geral ... 14 1.2.2 Objetivos específicos ... 14 1.3 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO ... 15 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 162.1 MODELO TARIFÁRIO BRASILEIRO ... 16
2.2 MODALIDADE TARIFÁRIA PARA CONSUMIDORES DE BAIXA TENSÃO ... 19
2.2.1 Tarifa Convencional ... 21
2.2.2 Tarifa Branca ... 22
2.3 CONSIDERAÇÕES DO CAPÍTULO ... 24
3 METODOLOGIA PROPOSTA ... 26
3.1 ETAPA 1 – VALORES DE ENTRADA ... 28
3.1.1 Curva de Carga ... 28
3.1.2 Valores das Tarifas ... 28
3.1.3 Faixa de Consumo... 28
3.1.4 Número de Consumidores ... 29
3.2 ETAPA 2 – ELABORAÇÃO DOS CENÁRIOS ... 29
3.3 CONSIDERAÇÕES DO CAPÍTULO ... 34
4 DESENVOLVIMENTO PRÁTICO E A ANÁLISE DOS RESULTADOS ... 36
4.1 PARÂMETROS DE ENTRADA ... 36
4.1.1 Curvas de Carga ... 36
4.1.2 Valor das Tarifas ... 37
4.2 ELABORAÇÃO DE CENÁRIOS ... 39
4.2.1 Classes – Utilização do Chuveiro e Ar Condicionado ... 39
4.2.2 Curvas de Carga Alteradas ... 40
4.3 ANÁLISE DE RESULTADOS ... 43 4.3.1 Cenário 1 ... 44 4.3.2 Cenário 2 ... 45 4.3.3 Cenário 3 ... 46 4.3.4 Cenário 4 ... 46 4.3.5 Cenário 5 ... 47 4.3.6 Cenário 6 ... 48
4.4 COMPARAÇÃO DOS RESULTADOS... 48
5CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 52
5.1 SUGESTÕES DE TRABALHOS FUTUROS ... 53
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 54
1 INTRODUÇÃO
Por muitos anos, os estudos voltados para áreas de energia elétrica estiveram acerca da geração de energia elétrica, passando pela transmissão até as subestações próximas aos centros de consumo (MARQUES, 2014). A partir dessas subestações, são derivadas diversas redes de energia elétrica que chegam ao sistema de distribuição, sendo esse o responsável pelo abastecimento de energia da maioria dos consumidores através das concessionárias (ISLAN,2006).
As concessionárias de energia elétrica, por sua vez, devem fornecer energia de qualidade com tarifas adequadas aos consumidores. Assim, se torna imprescindível um bom planejamento do sistema de distribuição, pois possíveis investimentos influenciam no valor da tarifação (ISLAN, 2006).
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), órgão regulador do setor elétrico, regulamenta as políticas e diretrizes do Governo Federal para a utilização e exploração dos serviços, pelos consumidores cativos e livres, pelos produtores independentes e pelos autoprodutores. Cabe, ainda, regular padrões de segurança e qualidade da energia de serviços como geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica (ANEEL, 2017a).
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), criado pela lei 10.848, de 2004, juntamente com a ANEEL, exerce a função de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional. O planejamento da coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN) são realizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), criado em 1998 pela Lei nº 9.648.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), comercializa a eletricidade através do SIN, seguindo regulamentação da ANEEL, podendo ser de duas formas, comercializada de forma livre ou com preços e quantidades definidos ou limitados pelo Poder Público. As duas formas seguindo regras e procedimentos de comercialização (ANEEL, 2018). A ANEEL além de fiscalizar os agentes, estabelece as legislações referentes as cobranças do setor elétrico (tarifas) quanto a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
Nesse contexto, as tarifas são impostas aos consumidores com encargos setoriais e tributos instituídos por lei. O valor da tarifa varia conforme o tipo de consumidor que ao solicitar a concessionária disponibilidade de energia pode ser classificado quanto ao nível de tensão, podendo se enquadrar ao Grupo A (média e alta tensão) ou ao Grupo B (baixa tensão). O grupo A é assim classificado por possuir consumidores cuja tensão de fornecimento é igual ou superior a 2,3 kV e o Grupo B por tensão inferir a 2,3 kV (OLIVEIRA, 2017).
Consumidores do Grupo A possuem diferentes opções tarifárias, as quais possuem distinção horaria, enquanto os consumidores do Grupo B não possuem tarifa com distinção horaria (SANTOS, 2014). Devido a esse grupo não ser tarifado pelas horas do dia, seu consumo é elevado em determinados horários, gerando o carregamento do sistema nos horários de ponta. O que acarreta em investimentos no setor elétrico a fim de suprir a demanda.
1.1 MOTIVAÇÕES E JUSTIFICATIVA
Analisando o crescente aumento do consumo de energia elétrica no Brasil, a ANEEL, propôs um novo modelo tarifário para os consumidores de Baixa Tensão (BT), a Tarifa Branca (FERREIRA, 2015). Em um país onde as hidrelétricas sozinhas não conseguem suprir esta demanda, é necessário o uso de outras formas de energia, energias caras e que prejudicam o meio ambiente, como por exemplo as usinas térmicas.
A diminuição do carregamento energético evitaria altos investimentos em geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Segundo Santos (2012, f. 4) “[...] o estabelecimento de um posto tarifário aderente aos períodos de maior custo marginal de capacidade pode induzir a modulação de carga para a otimização do carregamento do sistema [...]”.
A tarifação de energia elétrica a anosé aplicada com valores diversificados de forma sazonal (ponta, intermediário e fora ponta) apenas para consumidores de média tensão (Grupo A), os consumidores de baixa tensão (Grupo B) eram enquadrados na tarifa convencional (CUNHA, 2016). Isso gera concentração de consumo em determinada hora do dia, acarretando maiores custos para o setor elétrico (FIGUEIRÓ, 2013). Com a criação da Tarifa Branca pela ANEEL, os consumidores de
Baixa Tensão passam a ter diferença de tarifação, distinguindo o valor conforme as horas do dia, fins de semana e feriados.
A nova proposta da ANEEL busca incentivar a redução do consumo em horários onde a demanda é mais significativa, e o custo mais alto (SANTOS, 2014). Segundo a ANEEL (ANEEL, 2010) o horário de ponta é o período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora considerando a curva de carga de seu sistema elétrico. Geralmente as três horas são compreendidas entre 18:00 e 22:00 horas podendo variar conforme a distribuidora.
No Brasil o horário de ponta, é o período onde o consumo de energia é elevado. Devido a isso, o custo do despacho cresce pois é necessário expedir usinas a base da queima de carvão, óleo e gás, como as usinas térmicas, que além de seu custo, geram danos ao meio ambiente. Mesmo que a operação destas fontes seja de curto período, paga-se pela sua construção e pela disponibilidade dentro do sistema (SOLSIST, 2017).
Nesse contexto a proposta deste trabalho é analisar o impacto da Tarifa Branca na distribuidora, considerando os consumidores residenciais de BT. Assim, busca-se alterar as curvas de carga, utilizando os conceitos do gerenciamento pelo lado da demanda, de forma que se consiga diminuir o carregamento do sistema no horário de ponta. Além disso, será realizada a comparação da Tarifa Branca com a Tarifa Convencional através de cenários. Ao fim, analisar o impacto da utilização da Tarifa Branca na distribuidora de energia elétrica.
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 Objetivo geral
Como objetivo geral deste trabalho tem-se a análise do impacto da utilização da Tarifa Branca pelos consumidores residenciais de BT na distribuidora de energia elétrica.
1.2.2 Objetivos específicos
- Estudar a Tarifa Branca;
- Alterar a curva de carga, de um consumidor qualquer, através do Gerenciamento pelo Lado da Demanda;
- Modelar e avaliar diferentes cenários de utilização da Tarifa Branca e da Tarifa Convencional;
- Analisar o impacto da utilização da Tarifa Branca para distribuidora de energia elétrica.
1.3 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO
Este trabalho está organizado em 5 capítulos, incluindo este introdutório.
O capítulo 2 apresenta uma revisão bibliográfica, contextualizando o surgimento da tarifa e sua evolução no Brasil. Descreve as modalidades tarifárias para os consumidores de baixa tensão, caracterizando a Tarifa Convencional e a Tarifa Branca.
O capítulo 3 apresenta a metodologia proposta, organizada em três etapas. Na primeira é descrito os valores de entrada: curva de carga, tarifas de energia, faixas de consumo e número de consumidores. Na segunda é apresentada a elaboração dos cenários através dos parâmetros de entrada para alteração da curva de carga, utilizando a potência do chuveiro elétrico e do ar condicionado, por intermédio do gerenciamento pelo lado da demanda. A terceira etapa é compreendida pelo capítulo 4.
O capítulo 4 apresenta o desenvolvimento prático e a análise dos resultados. Primeiramente é descrito os valores dos parâmetros utilizados como entrada, e após a análise dos resultados por meio de cenários. Como último item do capítulo tem-se a comparação dos resultados, entre a utilização da Tarifa Convencional com a Tarifa Branca com relação a arrecadação da concessionária de energia elétrica.
Por fim, o capítulo 5 apresentada as considerações finais, assim como propostas de trabalhos futuros.
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
2.1 MODELO TARIFÁRIO BRASILEIRO
O modelo tarifário Brasileiro vem se aprimorando com o passar dos anos. Seu início se deu em 1901 na chegada da empresa Light Serviços de Eletricidade S.A, com a aplicação da Clausula de Ouro. Nesta época, as tarifas aplicadas favoreciam as concessionárias estrangeiras, incentivando seu desenvolvimento e não exclusivamente o desenvolvimento brasileiro. Com o passar do tempo o estado começa a influenciar nos processos relacionados à energia elétrica. Em 1934, houve a implantação do Código das Águas, nele a tarifa incidia sobre o custo do serviço, considerando que as distribuidoras receberiam 10% sobre o ativo mobilizado (PEDROSA, 2012).
A investigação de Rafael Garcia Pedrosa (2012) ainda apresenta que, em 1979 elaborou-se um documento intitulado “Modelo Energético Brasileiro”, o Ministério de Minas e Energia pretendia com este, superar as crises existentes no setor elétrico. Entre os itens do documento estava a reestruturação da tarifa de forma a distribuir os custos com geração, transmissão e distribuição. No ano de 1982 foram publicadas as primeiras portarias definindo as modalidades horossazonais para os grandes consumidores.
Após os anos 2000 a tarifação é cobrada comportando duas taxas referentes a Parcela A e Parcela B. Segundo a ANEEL (ANEEL, 2017b) “a Parcela A envolve os custos incorridos pela distribuidora relacionados às atividades de geração e transmissão, além de encargos setoriais previstos em legislação específica [...]”, já a Parcela B “é composta de Custos Operacionais, Receitas Irrecuperáveis, Remune-ração de Capital e Cota de Depreciação [...]”, e os tributos são cobrados em relação a distribuição de energia. Em 2001, o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico decidiu adotar o cálculo das Tarifas de Energia (TE) e as Tarifas sobre o Uso do Sistema de Distribuição (TUSD).
Os encargos setoriais e os tributos não são criados pela ANEEL, e sim instituídos por Lei. Como pode ser notado na Figura 1 os custos com energia (compra, transmissão e encargos setoriais) formam a maior parcela compreendendo 54% dos gastos, em sequência os custos com tributos (ICMS e PIS/COFINS) representam
29%, o custo para manter os ativos e operar o sistema de distribuição representa 17% do valor da tarifa (ANEEL, 2017c).
Figura 1 - Porcentagem tarifária
Fonte: ANEEL (2017c).
Os consumidores de energia elétrica estão divididos em diferentes classes para a tarifação, quanto ao nível de tensão e finalidade da unidade consumidora. Segundo a Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE), “via de regra, quanto maior o consumo, maior o nível de tensão”. Sendo assim, pode-se enquadrar em alta, média e baixa tensão. Quanto a finalidade pode ser residencial, comercial e industrial (FUGIMOTO, 2010).
São chamados consumidores livres os que conforme a Resolução Normativa nº 414 (ANEEL, 2010, p. 3) podem escolher o fornecedor de energia. Nestes casos a distribuidora do local apenas presta o serviço e distribuição, dessa forma a TUSD é cobrada desses consumidores e dos cativos, e a TE somente dos cativos.
Os consumidores cativos são tarifados pela tarifa binômia de fornecimento constituída por componentes de consumo de energia elétrica e demanda de potência ativas, e podem ser diferenciados por modalidades. Tais modalidades são divididas em dois grupos, o Grupo A e o Grupo B. No Grupo A estão os consumidores de alta tensão (acima de 69kV) e média tensão (de 2,3kV até 69kV), os consumidores de baixa tensão se encaixam no Grupo B, onde o fornecimento de tensão é inferior a 2,3kV.
Na Resolução Normativa Nº 479 (ANEEL, 2012) pode ser visto que, as modalidades podem ser definidas como:
54% 29% 17% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%
a) modalidade tarifária convencional monômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica, independentemente das horas de utilização do dia;
b) modalidade tarifária horária branca: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, exceto para o subgrupo B4 e para as subclasses Baixa Renda do subgrupo B1, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia;
c) modalidade tarifária convencional binômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de potência, independentemente das horas de utilização do dia;
d) modalidade tarifária horária verde: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia, assim como de uma única tarifa de demanda de potência; e
e) modalidade tarifária horária azul: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia; (ANEEL, 2012, p. 2).
Os consumidores do grupo A possuem a tarifação por distinção horária, então possuem maior uniformidade no consumo, como pode ser percebido na curva de carga representada na Figura 2, juntamente estão os consumidores do grupo B (BT), que por sua vez não possuem distinção na tarifa, e no caso são os responsáveis pelo maior carregamento do sistema em determinados horários (SANTOS, 2014). Segundo Figueiró (2013), por serem considerados os maiores responsáveis pela formação de ponta fazem com que o sistema se torne ocioso na maior parte do tempo.
Figura 2 - Curva de carga da Distribuidora COPEL
Com intuito de manter a estrutura tarifária atualizada, a ANEEL propõe um novo modelo, onde impõem a variação do custo da energia pelas horas do dia. A proposta pretende incentivar o consumidor a diminuir o consumo na ponta, mantendo um padrão de consumo constante, fazendo com que o sistema opere da melhor forma possível, não sendo ocioso (PEDROSA, 2012).
2.2 MODALIDADE TARIFÁRIA PARA CONSUMIDORES DE BAIXA TENSÃO
Segundo a Norma Técnica nº 362 (ANEEL, 2010) a composição do mercado é formada em sua maior parte pelos consumidores de baixa tensão, sendo 58% dos consumidores, como pode ser visto na Figura 3. O Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL) em seu Manual de Tarifação da Energia Elétrica (2011), explicita que o Grupo B é dividido em subgrupos:
- B1 (residencial e residencial de baixa renda); - B2 (rural e cooperativa de eletrificação rural); - B3 (demais classes);
- B4 (iluminação pública).
Figura 3 - Composição do Mercado
Fonte: ANEEL (2010, p. 20).
A norma técnica nº 362, profere informações no parágrafo 13, que condizem com os dados obtidas em CUNHA (2016), destacando que os consumidores de BT não possuem alternativas de tarifação e são faturados através da energia registrada sem
0% 3% 2% 3% 2% 32% 58% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% AS A1 A2 A3 A3a A4 BT
distinção horária. A norma ainda declara a ideia de que o ideal seria a aplicação de um conjunto de modalidades tarifarias a fim de minimizar o custo médio para o consumidor e aumentar a eficiência das redes de distribuição de energia elétrica.
Porém, também é expresso na norma técnica 362 (2010, p. 6) parágrafo 14 que:
Evidente que os custos são função do espaço, regiões com menor densidade de carga tendem a possuir custos médios mais elevados, e do tempo, onde os hábitos e os processos de consumo variam temporalmente. Com isso percebe-se uma grande variância na curva de demanda, com consumo concentrado em períodos específicos, sobremaneira para consumidores atendidos em baixa tensão, fato que provoca elevação do custo médio, em virtude do aumento da relação capital/insumo.
Todavia esse tipo de tarifação temporal não tem o intuito de reduzir o consumo de energia elétrica, mas deslocar o uso das horas de maior carregamento do sistema, para as de menor carregamento. Esta mudança beneficia tanto a distribuidora como o consumidor, pois além de diminuir o carregamento do sistema de distribuição, há a redução do custo médios para os consumidores a longo prazo.
Alguns projetos experimentais sobre tarifas horárias foram realizados, um exemplo é a Tarifa Amarela, dentre as distribuidoras envolvidas estavam a Copel, Bandeirante, CPFL, Celpa, Cosern e Cemig (ANEEL, 2010). Este projeto teve como a sua concepção:
[...] baseada na tarifação diferenciada de energia elétrica (MWh) conforme o período de consumo, noturno e diurno, das 22:00 h às 07:00 h, das classes atendidas em baixa tensão, adequada para consumidores intensivos (ou
propensos) no período noturno, tal como iluminação pública,
termoacumulação e irrigação. (ANEEL, p. 10, 2010).
Ao final do estudo essa modalidade de tarifa não foi implantada por falta de regulamentação. Outros projetos piloto também foram incorporados, mas não foram realmente implantados. Os estudos realizados mostraram que é possível a mudança de comportamento dos usuários, porém não demostraram benefícios quanto a eficiência energética.
A implantação de novos modelos de tarifação visando o melhor aproveitamento do sistema implica na substituição dos medidores convencionais, os que estão atualmente instalados nas residências, por medidores eletrônicos aptos a suportar postos tarifários diferentes (SANTOS, 2014). O medidor convencional serve para
verificar o consumo de energia elétrica da residência, atualmente tarifadas pela tarifa convencional.
2.2.1 Tarifa Convencional
Segundo a Resolução nº 479 da ANEEL a modalidade tarifária convencional é aplicada sem distinção horária, para consumidores do grupo B, na forma monômia, com tarifa única aplicável ao consumo de energia (R$/MWh).
O enquadramento do consumidor a tarifa convencional exige um contrato específico com a concessionária de energia elétrica, isso implica na instalação do medidor eletrônico, no qual se pactua um único valor na demanda (PROCEL, 2001).
A estrutura de medição básica do medidor eletrônico convencional, pode ser vista na Figura 4. Segundo FIGUEIRÓ (2013), esse sistema possuí pouca informação, e muitas vezes estas informações não estão contidas na fatura final.
Figura 4 - Estrutura com medidor convencional
Fonte: Adaptado de FIGUEIRÓ (2013).
O medidor convencional mostra em seu visor a energia elétrica ativa consumida em kWh, caso o consumidor solicite a concessionária, valores de corrente e tensão de cada fase também podem ser fornecidos, assim como, data e horário das últimas cem interrupções de curta e longa duração (ANEEL, 2012). Com o valor consumido mensalmente em kWh é possível saber a fatura final, multiplicando o kWh pelo valor da tarifa convencional e acrescidas as porcentagens de encargos e tributos.
Por meio da Resolução Normativa nº 464 e da Nota Técnica nº 311, a composição da tarifa convencional é constituída conforme Figura 5.
Figura 5 - Composição da Tarifa Convencional
Fonte: Adaptado de FIGUEIRÓ (2013).
A tarifa convencional consiste na soma de duas componentes: a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e a Tarifa de Energia (TE). Conforme o Submódulo 7.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (ANEEL, 2017), a primeira relativa ao faturamento mensal dos usuários do sistema de distribuição, a segunda referente ao faturamento mensal de consumo de energia. Diferente da tarifa convencional tem-se a Tarifa Branca que passa a ter distinção horária sendo composta pela TUSD branca e TE convencional.
2.2.2 Tarifa Branca
A tarifa de energia elétrica é ferramenta eficaz na mudança de padrões de consumo, portanto, é indispensável a composição adequada dessa tarifa a fim garantir o funcionamento eficiente do sistema. Assim, por meio da audiência pública nº 120 (ANEEL, 2010) disponibilizada na Nota Técnica nº 311/2011 (ANEEL, 2011), a ANEEL expos a nova modalidade de tarifa para os consumidores do Grupo B, a Tarifa Branca. O objetivo proposto pelo órgão regulador é efetuar o deslocamento do horário de ponta do sistema, alocando de forma apropriada os custos que compõem a tarifa de energia elétrica com a principal finalidade de obter uso racional dos recursos (AZEVEDO, 2016).
A ANEEL deixa claro na Nota Técnica 311 (ANEEL, 2011, p. 21) que o enquadramento na modalidade tarifária fica a critério do consumidor, estando o mesmo contido no Grupo B, exceto Iluminação Pública e o mercado de Baixa Renda. A modalidade branca é monômia, contendo três preços de consumo de energia em R$/MWh, de acordo com os postos tarifários (ponta, intermediário e fora ponta).
Conforme disposto na Resolução Normativa nº 414 (2010, p. 11) a ANEEL conceitua como sendo:
TARIFA CONVENCIONAL
=
+
TUSD Convencional R$/MWh TE Convencional R$/MWhPosto tarifário ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora considerando a curva de carga de seu sistema elétrico [...];
Posto tarifário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta;
Posto tarifário intermediário: período de horas conjugado ao posto tarifário ponta, sendo uma hora imediatamente anterior e outra imediatamente posterior
Com a Tarifa Branca o consumidor passa a ter a possibilidade de pagar valores diferentes conforme horário e dia da semana, como pode ser visto na Figura 6.
Figura 6 - Comparativo entre a Tarifa Branca e a Tarifa Convencional
Fonte: Adaptado de ANEEL (2017).
Se o consumidor adotar hábitos que priorizem o consumo em horários fora ponta o valor da energia consumida irá reduzir. Nos dias úteis em horários de ponta e intermediário a energia é mais cara, nos feriados e fins de semana o horário cobrado é sempre fora ponta, esses horários são homologados pela ANEEL nas revisões tarifárias que ocorrem a cada quatro anos (ANEEL, 2015).
Ao escolher a tarifação branca o consumidor é condicionado a substituir o medidor convencional por um medidor eletrônico. Em 2010 a ANEEL realizou uma audiência pública visando reunir aportes para a instalação dos medidores eletrônicos em unidades de consumo (FERREIRA, 2013). Dois anos depois, em 2012, a Resolução Normativa nº 502 foi emitida apresentando a regulação básica para a
0% 50% 100% 150% 200% 250% 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 T ar if a (re lativ a) Horas Dias Úteis 0% 50% 100% 150% 200% 250% 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 T ar if a (re lativ a) Horas
instalação do medidor, instituindo que os serviços de distribuição devem fornecer o dispositivo a todos os consumidores que os solicite (ANEEL, 2012), contudo “o consumidor é responsável pela eventual diferença de custo a maior que exista em relação ao medidor minimamente necessário para o faturamento da tarifa branca”, além de “ser responsável pelos custos decorrentes de eventuais alterações no padrão de entrada de sua unidade consumidora” (ANEEL, 2016).
O medidor eletrônico, assim como o convencional, mostra o valor de energia consumida em kWh, porém a medição deve possuir funcionalidade de apuração do consumo de energia elétrica em postos tarifários (ANEEL, 2012). A fatura final é calculada efetuando a multiplicação de cada kWh, referente a cada posto tarifário, pelo respectivo valor da tarifa horaria, acrescida pela alíquota do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) equivalente a 25%.
A Tarifa Branca entrou em vigor em 1º de janeiro de 2018, para consumidores de BT, determinada pela Resolução Normativa nº 733, o consumidor, com média anual de consumo acima de 500 kWh, pode aderir de imediato ou solicitar a instalação de medidores com funcionalidades adicionais, isso também vale para novas instalações. Em até doze meses com consumo superior a 250 kWh pode solicitar a adesão e as demais podem aderir em até 24 meses (ANEEL, 2016).
A adesão pode ser feita a qualquer momento, assim como o regresso a tarifa anterior (tarifa convencional), a distribuidora nesse caso terá até 30 dias, para volver o consumidor ao sistema anterior. A nova solicitação poderá ser feita apenas passados 180 dias, ou menos a critério de cada distribuidora, como determinado na RN nº 733 (ANEEL, 2016).
2.3 CONSIDERAÇÕES DO CAPÍTULO
As tarifas horarias já vem sendo aplicadas a outros grupos de consumidores, como por exemplo o Grupo A, gerando o melhoramento do carregamento do sistema, tornando o consumo linear, dispensando altos investimentos. A primeira tentativa de tarifação horária para os consumidores de Baixa tensão se deu na criação da Tarifa Amarela, a qual não pôde ser implantada aos consumidores do Grupo B por falta de regulamentação da mesma.
Após novos estudos, a ANEEL propôs um novo modelo tarifário aos consumidores de BT, a Tarifa Branca, a qual nesse ano de 2018 passou a vigorar para os consumidores cujo consumo for superior a 500 kWh, os demais consumidores são tarifados pela Tarifa Convencional. Ao optar pela nova tarifa os medidores convencionais derem ser trocados por medidores eletrônicos, visto que estes possuem medição por postos tarifários. A concessionária de energia, nesse caso, deve fornecer o medidor, o consumidor é responsável pela eventual diferença de custo na troca pelo medidor necessário.
Com base nas disposições apresentadas anteriormente, o próximo capítulo contempla a metodologia proposta, a qual consiste na determinação dos valores de entrada utilizados na realização das alterações das curvas de carga dos cenários.
3 METODOLOGIA PROPOSTA
A criação de novas modalidades tarifarias ao longo dos anos vem trazendo grandes mudanças no carregamento do sistema elétrico, diminuindo a ociosidade do sistema, porém, ao mesmo tempo, vem gerando impactos econômicos para as distribuidoras de energia elétrica. A modificação da tarifação única para horossazonal, dos consumidores residenciais de baixa tensão, implica em investimentos em medidores de energia mais modernos.
A Tarifa Branca, criada pela ANEEL, possibilita a tarifação em diferentes postos horários, o que pode trazer modificações quanto ao consumo e consequentemente ao valor tarifário arrecadado pela distribuidora. Tendo isso em vista a metodologia proposta tem como objetivo analisar o impacto da adoção da Tarifa Branca, pelos consumidores residenciais de baixa tensão na distribuidora de energia elétrica desconsiderando na análise os impostos e custos com geração, transmissão e distribuição.
A metodologia é composta em três etapas mostradas na Figura 7, sendo a ETAPA 1 – VALORES DE ENTRADA, ETAPA 2 – CENÁRIOS e ETAPA 3 – RESULTADOS. A mesma foi implementada no software Matlab, cujo script encontra-se no Apêndice A. Os cálculos realizados em Matlab podem encontra-ser realizados em
software similar, podendo ser realizados na forma analítica, por questões de agilizar
o processo e por ter a disponibilidade do software na instituição optou-se pelo seu uso.
Figura 7 - Metodologia Proposta
Fonte: Autor (2018).
De acordo com a Figura 7, a primeira etapa consiste nos valores de entrada: curva de carga, valores das tarifas, faixas de consumo e quantidade de consumidores, a segunda etapa irá apresentar a elaboração dos cenários utilizando os valores de entrada, através de dois parâmetros: a potência do chuveiro e do ar condicionado, utilizados para a alteração das curvas de carga na mudança de hábitos.
A última etapa, resultados, é apresentada no capítulo 4, onde são apresentados os resultados obtidos nas simulações dos cenários utilizando os valores de entrada e elaboração dos cenários.
VALORES DE ENTRADA
- Curva de Carga - Valores das Tarifas - Faixas de Consumo
- Número de Consumidores
- Elaboração dos Cenários
RESULTADOS - Análise de Resultados
METODOLOGIA PROPOSTA:
CENÁRIOSETAPA 1
ETAPA 2
ETAPA 3
3.1 ETAPA 1 – VALORES DE ENTRADA
Para a utilização da metodologia proposta na Figura 7, é necessário que os valores de entrada sejam informados, esses valores são fundamentais na composição dos cenários e posteriormente na análise dos resultados, são considerados como valores de entrada a curva de carga, os valores das tarifas, as faixas de consumo e o número de consumidores.
3.1.1 Curva de Carga
A curva de carga de uma residência é a melhor amostra dos hábitos de consumo dos consumidores, analisando-a é possível verificar a melhor maneira de mudar hábitos para diminuir o consumo e consequentemente os gastos em relação a conta de energia elétrica. Uma curva de carga qualquer pode ser usada na análise, pois ela é utilizada como base, para outras faixas de consumo, seu comportamento durante as 24 horas do dia será o mesmo, porém com um consumo maior.
3.1.2 Valores das Tarifas
Assim como a curva de carga, para a metodologia é necessário saber o valor das tarifas. Como serão utilizadas duas tarifas, a convencional e a branca, quatro valores devem ser mencionados, um para a Tarifa Convencional e os três postos tarifários da Tarifa Branca.
3.1.3 Faixa de Consumo
Para a análise dos consumidores residenciais é necessária a adoção de faixas de consumo, para isso as faixas de consumo foram baseadas no Anuário Estatístico de Energia Elétrica de 2017, ano base 2016 (EPE, 2017). A Tabela 1 mostra as faixas de consumo contidas no anuário para a região sul do país.
Tabela 1 - Faixas de consumo Faixas Faixas de Consumo - kWh
Faixa 1 0 – 30 Faixa 2 31 – 100 Faixa 3 101 – 200 Faixa 4 201 – 300 Faixa 5 301 – 400 Faixa 6 401 – 500 Faixa 7 501 – 1000 Faixa 8 >1000 Fonte: EPE (2017).
As análises podem ser feitas para qualquer região, inclusive para o todo o Brasil, nesse estudo de caso optou-se pela região sul.
3.1.4 Número de Consumidores
Para a aplicação da metodologia visando analisar o impacto da Tarifa Branca na distribuidora é levado em consideração o total de consumidores por faixa de consumo, assim, é possível realizar a análise tarifária completa para a concessionária de determinada região.
A próxima etapa da metodologia proposta na Figura 7, é a elaboração dos cenários, nessa segunda etapa alguns cenários têm mudanças de hábitos de consumo pelos consumidores, deste modo é apresentado os critérios para alteração das curvas de carga na etapa 2.
3.2 ETAPA 2 – ELABORAÇÃO DOS CENÁRIOS
Na elaboração dos cenários, representada pela segunda etapa da Figura 7, se leva em consideração a alteração da curva de carga através da mudança de hábitos de consumo. O consumidor ao decidir aderir a Tarifa Branca vai precisar consumir menos nos horários de ponta, pois nesse horário a tarifa é mais cara, desse modo são feitas as análises nas mudanças de hábito dos consumidores.
Torna-se importante nessa análise das mudanças de hábito dos consumidores, as modificações de uso de dois grandes equipamentos consumidores em uma
residência, segundo a Pesquisa de posse de Equipamentos e Hábitos de uso realizada pela Eletrobrás em conjunto com a PROCEL, estão descritas como maiores utilizadores o chuveiro elétrico e o ar condicionado ou condicionamento ambiental (ELETROBRAS, 2007).
Ambos equipamentos tornam possível a alteração da curva de carga, se tratando do real consumo dentro de uma residência.
3.2.2 Alteração da Curva de Carga
A adesão a Tarifa Branca condiciona o consumidor a alterar seus hábitos de consumo se o mesmo quiser diminuir seu custo com energia elétrica. Essa alteração consiste em utilizar equipamentos cujo consumo é maior, em horários onde a tarifa é mais barata. O Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD) é usado para fazer alterações no padrão de consumo de energia elétrica dos consumidores, de uma forma que não prejudique o sistema de geração, distribuição e transmissão de energia elétrica.
O GLD é uma ferramenta poderosa para resolver problemas operacionais modificando ou reduzindo a carga do sistema, como pode ser visto na Figura 8. Consiste principalmente em um conjunto de atividades com objetivo de influenciar os consumidores a consumir eletricidade com eficiência (CHADE, 2004).
Figura 8 - Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD)
A curva da Figura 8 tem seu consumo de pico deslocado para outros horários onde o consumo é menor, reduzindo assim a ociosidade do sistema. Outros conceitos também são empregados para o gerenciamento de carga, além do uso racional de energia, tem-se a variação das tarifas, a substituição dos meios de produção de energia e eficiência energética (SIEBERT et al, 2011).
A alteração da curva de carga utilizando estes valores visa a diminuição do custo da conta de energia utilizando a Tarifa Branca. Através das potências do chuveiro elétrico e do ar condicionado, é possível gerenciar o consumo para outros horários, onde há menor carregamento do sistema.
Em sua dissertação Iuri Castro Figueiró utiliza faixas de consumo bem semelhantes ao analisar a Tarifa Branca. Avaliando seus dados, retirados do site da PROCEL, observa-se que os consumidores, em sua maioria, possuem um chuveiro com potência 4,4kW como pode ser visto na Figura 9.
Figura 9 - Potência dos chuveiros nas residências
Fonte: FIGUEIRÓ (2013 apud INFO, 2012).
A potência do chuveiro elétrico atualmente varia entre 6,5kW e 7,9kW, porém não há bibliográfica referente a pesquisas de posse de hábitos utilizando estes valores após o ano de 2012.
O tempo médio de duração dos banhos nos domicílios dos consumidores residenciais, atendidos na BT, pode ser visualizado na Figura 10, esses dados são referentes a pesquisa realizada pela Eletrobrás em 2005 (INFO, 2005). Com base nestes dados, o tempo de banho adotado para as simulações é de 10 minutos, sendo esse o tempo de uso do chuveiro da maioria dos entrevistados dentre todas as faixas.
Figura 10 - Tempo médio de duração dos banhos
Fonte: INFO (2005).
Em relação ao ar condicionado o PROCEL estima uma potência adotada pelos consumidores em relação as residências de 7,5 kBTU/h, em pesquisa realizada em 2005 na região sul do país.
Demostra também, que em condição de clima frio, o ar condicionado é utilizado, em horário de ponta, de uma a três vezes na semana por pelo menos 10,53% dos entrevistados, cujo consumo é superior a 500 kWh. Na faixa 4, 25% deles utilizam de uma a três vezes ao mês, 16,67% usam menos de uma vez ao mês. Não souberam responder 75% dos entrevistados da faixa 4, 83,33% da faixa 5 e 89,47% da faixa 6. Estes números podem ser vistos na Tabela 2.
Tabela 2 - Utilização do ar condicionado no clima frio Faixas (kWh) 0 – 50 51 – 100 101 – 200 201 – 300 301 – 500 > 500 >4/sem 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1 a 3/sem 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10,53 1 a 3/mês 0,00 0,00 0,00 25,00 0,00 0,00 <1/mês 0,00 0,00 0,00 0,00 16,67 0,00 Não usa/NR 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Não soube mensurar 0,00 0,00 0,00 75,00 83,33 89,47 Fonte: INFO (2005). 0 20 40 60 80
Até 10 min 10 a 20 mim Mais de 20 min
P orc e nt a ge m Tempo de duração 0 - 50 kWh 51 - 100 kWh 101 - 200 kWh 201 - 300 kWh 301 - 500 kWh >500 kWh
Em condição de clima quente os resultados se modificam no horário de ponta, Tabela 3, as faixas 4 e 6 apresentam utilização do ar condicionado mais que quatro vezes ao mês, nas faixas 1, 2, 3 e 5 a maior parte das pessoas utilizam pelo menos de uma a três vezes por semana. Ao todo pode-se dizer que 30,5% mencionam fazer uso grande (mais que 4 vezes por semana), 22,9% fazem uso médio (1 a 3 vezes por semana) e o restante usa poucas vezes ao mês ou não soube mensurar (ELETROBRÁS, 2007).
Tabela 3 - Utilização do ar condicionado no clima quente Faixas (kWh) 0 – 50 51 – 100 101 – 200 201 – 300 301 – 500 > 500 >4/sem 0,00 0,00 7,69 28,57 14,29 37,50 1 a 3/sem 66,67 66,67 69,23 22,86 25,00 22,92 1 a 3/mês 33,33 0,00 15,38 5,71 10,71 0,00 <1/mês 0,00 33,33 0,00 0,00 10,71 6,25 Não usa/NR 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Não soube mensurar 0,00 0,00 7,69 42,86 39,29 33,33 Fonte: INFO (2005).
Com relação ao ar condicionado, considerando os hábitos de uso na Tabela 2 e Tabela 3, pode-se perceber que sua utilização no horário de ponta é significativa em todas as faixas de consumo.
Como metodologia levou-se em consideração três classes, que representam as mudanças de hábitos dos consumidores adotantes da Tarifa Branca. O critério para a divisão considerando qual faixa estaria dentro de cada classe, foi definido baseado no próprio consumo da faixa e analisando dados de pesquisa realizada pela PROCEL em conjunto com a Eletrobrás. A pesquisa leva em consideração todos os equipamentos de uma residência, eletrodomésticos e eletroeletrônicos. Pode-se constatar analisando a pesquisa que toda residência (participante da pesquisa) possuí um chuveiro elétrico e pelo menos um ar condicionado.
A divisão das faixas pertencentes a cada classe utilizadas nesse trabalho pode ser vista na Tabela 4. As faixas 1 e 2 pertencem a classe 1, as faixas 3, 4 e 5 pertencem a classe 2 e a faixa 6 e 7 a classe 3.
Tabela 4 - Valor escolhido em kWh dentro de cada faixa de consumo
Classes Faixas Faixas de Consumo - KWh Valor escolhido - KWh
Classe 1 Faixa 1 0 – 30 30 Faixa 2 31 – 100 80 Classe 2 Faixa 3 101 – 200 170 Faixa 4 201 – 300 260 Faixa 5 301 – 400 380 Classe 3 Faixa 6 401 – 500 450 Faixa 7 501 – 1000 650 Faixa 8 >1000 1050 Fonte: Autor (2018).
Além da divisão das classes, a Tabela 4 apresenta os valores adotados de consumo em kWh dentro de cada faixa. Esses valores foram utilizados para a realização das mudanças na curva de carga, determinando assim um consumo mensal para cada faixa, podendo então realizar os cálculos referentes as tarifas. Esse consumo pode ser qualquer valor, estando ele dentro dos valores limites de cada faixa. Os cenários onde não será empregada a alteração dos hábitos de consumo utilizarão as mesmas faixas de consumo e os mesmos valores escolhidos contidos na Tabela 4. A divisão em classes, nesse caso, não será necessária pois não haverá necessidade de grandes alterações na curva de carga, já que os consumidores serão tarifados pela Tarifa Convencional.
A última etapa da metodologia proposta na Figura 7, resultados, é apresentada no próximo capítulo.
3.3 CONSIDERAÇÕES DO CAPÍTULO
Na análise do impacto da utilização da Tarifa Branca na distribuidora de energia elétrica é importante a elaboração dos cenários, pois com eles é possível analisar diversas hipóteses de utilização das tarifas pelos consumidores fazendo-se uso das faixas de consumo e das curvas de carga.
Na modificação da curva de carga se faz necessário a alteração dos hábitos de uso de equipamentos que utilizem a energia elétrica para seu funcionamento, assim o consumo deste equipamento é deslocado para outro horário de menor carregamento, e menor tarifação.
A alteração dos cenários então é baseada no consumo do chuveiro elétrico e do ar condicionado, possibilitando maior visualização das alterações realizadas nas curvas de cada classe. Os cenários onde a alteração dos hábitos de consumo não será necessária, os consumidores serão tarifados pela Tarifa Convencional.
O próximo capítulo apresenta um estudo de caso e os resultados da metodologia proposta.
4 DESENVOLVIMENTO PRÁTICO E A ANÁLISE DOS RESULTADOS
No presente capítulo é desenvolvido um estudo de caso e são feitas análises dos resultados (etapa 3) da metodologia proposta, Figura 7, primeiramente são apresentados os parâmetros de entrada do presente estudo de caso, após são elaborados os cenários. Os resultados obtidos são baseados em seis cenários propostos e apresentados no final deste capítulo, sendo que a metodologia proposta pode ser implementada para diferentes cenários.
4.1 PARÂMETROS DE ENTRADA
Na primeira etapa da metodologia proposta são apresentadas a curva de carga, os valores das tarifas convencional e branca, as faixas de consumo e o número de consumidores, utilizados durante a alteração das curvas para cada classe.
O software Matlab, auxilia na execução de cálculos matemáticos, modelagens, simulações gráficas, no desenvolvimento de programas e outros, utilizando suas ferramentas disponíveis (GILAT, 2006). Neste trabalho seu uso foi de suma importância pois o programa nele criado possibilita a plotagem das curvas de carga para as diferentes faixas de consumo, e calcular os valores totais dos custos com energia nas classes estipuladas para as duas tarifas analisadas, o uso desse software possibilita ter agilidade nos cálculos.
4.1.1 Curvas de Carga
No presente estudo de caso, é utilizada a curva de carga de 129,18 kWh apresentada na Figura 11. Analisando as faixas utilizadas nesse trabalho essa curva pertence a um consumidor que se enquadra na Faixa 3.
Figura 11 - Curva 129,18kWh
Fonte: SANTOS (2018).
Através da análise da Figura 11, percebe-se que o horário de maior consumo é das 19 às 21 horas. Ilustrando bem os hábitos de consumo dos consumidores residenciais dentro da faixa 3.
4.1.2 Valor das Tarifas
A tarifa convencional não possuí distinção horária. A Tarifa Branca, por outro lado, é aplicada aos consumidores com distinção horária, como mostrado na Figura 6, sendo assim, possuí valores para o período de ponta, intermediário e fora ponta.
Os valores adotados para a simulação do perfil de consumo por faixa das tarifas convencional e branca foram retirados da Resolução Homologatória nº 2.272, de 2017, do Departamento Municipal de Energia Elétrica de Ijuí (DEMEI), cujos valores são apresentados na Tabela 5 (ANEEL, 2017d).
Tabela 5 - Valores das tarifas de Energia Elétrica da Concessionária DEMEI
Modalidade Posto Preços R$/kWh
Tarifa Convencional - 0,4533 Tarifa Branca Ponta 1,0556 Intermediária 0,6572 Fora Ponta 0,3948 Fonte: ANEEL (2017d).
Observando a Tabela 5 nota-se que a Tarifa Branca no posto ponta é 132,87% maior que a Tarifa Convencional, a tarifa intermediária é 44,98% maior que a Tarifa Convencional e a tarifa fora ponta é 12,27% menor que a Tarifa Convencional.
Sabe-se que o horário de ponta varia conforme a concessionária, por exemplo a distribuidora Rio Grande Energia (RGE) tem a ponta compreendida durante o horário de verão das 19:00 às 22:00 horas, e fora do horário de verão das 18h às 20:59 horas (ANEEL, 2013). Da mesma forma é aplicado o horário de ponta para a área de concessão do DEMEI (ANEEL, 2017d). Sendo esse o horário utilizado no presente trabalho.
4.1.3 Número de Consumidores por faixa de consumo
O número de consumidores do presente estudo de caso é baseado no Anuário Estatístico de Energia Elétrica de 2017, ano base 2016 (EPE, 2017) da região sul do país. Esse número é referente as faixas de consumo e está demonstrado na Figura 12.
Figura 12 - Consumidores por Faixa de Consumo
Fonte: EPE (2017).
Através da Figura 12 percebe-se que o maior número de consumidores está na faixa 3, seguido da faixa 4.
Com os parâmetros de entrada apresentados é possível realizar a elaboração dos cenários através da alteração da curva de carga para cada classe.
116 1682 5841 4915 2710 1431 2009 968 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 1 2 3 4 5 6 7 8 Nú me ro de Co ns umidore s Faixas de Consumo
4.2 ELABORAÇÃO DE CENÁRIOS
Na etapa 2 da metodologia proposta na Figura 7, tem-se a elaboração dos cenários, para isso, é necessária a modificação dos hábitos de consumo. Essa modificação é baseada na utilização do chuveiro e do ar condicionado.
4.2.1 Classes – Utilização do Chuveiro e Ar Condicionado
A Tabela 6 descreve quantos equipamentos foram considerados em cada classe, as quais foram apresentadas na Tabela 4. Além disso, são apresentadas as quantidades de banhos e seu tempo de duração.
A potência do chuveiro elétrico utilizada será baseada na pesquisa da PROCEL da Figura 9, a qual resulta em 4,4 kW de consumo. É analisada uma quantidade de três banhos em cada classe e seu tempo duração é estimando na residência, inicialmente, fazendo uso da Tarifa Convencional, em 10 minutos cada, assim os banhos são divididos um para cada hora ponta.
Tabela 6 - Definição dos itens das classes
Classes
Chuveiro Ar condicionado
Quantidade de chuveiro Quantidade
banhos Quantidade
Classe 1 1 3 1
Classe 2 1 3 2
Classe 3 1 3 3
Fonte: Autor (2018).
Além disso, na Tabela 6 é listada a quantidade de ar condicionados por residência. Considerando os hábitos de uso na Tabela 2 e Tabela 3, é analisado, inicialmente, utilizando a Tarifa Convencional, e posterior para a Tarifa Branca, que o tempo de uso é de três horas, para ambas as classes. E que apenas um aparelho está em funcionamento, distribuindo assim o uso nas três horas do horário de ponta. Baseando-se novamente na pesquisa da PROCEL o ar condicionado utilizado será de 7,5 kBTU/h.
4.2.2 Curvas de Carga Alteradas
Analisando o perfil de consumo da curva da Figura 11 pressupõe-se que pessoas com um consumo muito alto, no período de ponta, tendem a não se preocupar tanto com o valor da fatura, tendo como referência o período ponta das 19 às 22 horas, em horário de verão.
Para tornar a curva uniformizada, de maneira que sirva para a análise de todas as faixas, é necessário fazer algumas adequações. A primeira adequação é para deixar a curva uniformizada e a segunda para analisar o chuveiro e ar condicionado.
Na primeira adequação, se tem o valor de consumo referente a cada hora, chegando-se assim ao consumo diário da residência, multiplicando o valor por 30 chegasse a um consumo mensal de 129,18 kWh por mês. Esse consumo mensal é dividido pelo valor de consumo de cada hora, tendo uma nova curva com valores uniformizados em “pu”. Essa nova curva apresentada na Figura 13, pode ser utilizada para qualquer faixa de consumo, só basta multiplicar ela pelo valor de consumo da faixa.
Figura 13 - Curva uniformizada
Fonte: Autor (2018).
Na segunda adequação, para diferenciação das classes, utiliza-se a alteração de valores do chuveiro e do ar condicionado, baseados na Equação 1.
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 (𝑘𝑊ℎ) = 𝐹𝑐 ∗ ℎ ∗ 30 1000
(1)
Onde “Fc” é a potência consumida em kW pelo aparelho, “h” é o tempo de utilização do aparelho em horas, e o 30 representa trinta dias de consumo. A divisão por mil (1000) é necessária para obter o valor em Wh.
Nas simulações o horário de ponta foi compreendido sendo o período das 19 às 22 horas, parte-se do suposto que o comportamento da curva de carga, usada como base, Figura 11, é de um consumidor durante o horário de verão.
Essa suposição é realizada pois os picos de consumo da residência são após as 20:00 horas e até as 23:00 horas, pois no verão os dias são mais longos. Isso ocorre porque é instituído o horário brasileiro de verão, pelo Poder Executivo, cujo objetivo é o melhor aproveitamento da luz do sol e diminuir o consumo de energia em determinados horários (MONTALVÂO, 2005).
Fazendo-se uso dos valores das Tabelas 4, 5 e 6, da Figura 12, e da potência do chuveiro elétrico e do ar condicionado, efetuou-se a alteração das curvas de carga referentes as classes, obedecendo as características de consumo estabelecidas em cada uma.
Desse modo, a Figura 14 representa a curva alterada para a classe 1, a qual é composta pelas faixas 1 e 2, conforme Tabela 4.
Figura 14 - Curva classe 1
Na mudança desta curva, considerando o valor de consumo do chuveiro, os três banhos foram deslocados do período de ponta para o período fora ponta. Já o ar condicionado foi considerado ligado às 23:00 horas, 24:00 horas e 1:00 hora da madrugada. Desse modo conseguiu-se diminuir o consumo do horário de ponta e passar para a fora ponta.
A Figura 15 representa a curva alterada para a classe 2, a qual é composta pelas faixas 3, 4 e 5, conforme a Tabela 4.
Figura 15 - Curva classe 2
Fonte: Autor (2018).
Para essa curva, um banho foi deslocado para o horário intermediário, e os outros dois banhos para o período fora ponta. A utilização do ar condicionado foi considerada às 22:00 horas, 23:00 horas e 24:00 horas. Desse modo diminui-se o consumo no horário de ponta, passando para o horário intermediário e fora ponta.
A Figura 16 representa a curva alterada para a classe 3, a qual compreende as faixas 6, 7 e 8, conforme a Tabela 4.
Figura 16 - Curva classe 3
Fonte: Autor (2018).
Por fim, para essa curva um banho permaneceu no horário de ponta e os outros dois em horário intermediário. O ar condicionado foi analisado ligado às 21:00 horas, 22:00 horas e 23:00 horas. Desse modo o consumo passou do horário de ponta para o horário intermediário.
Após a elaboração dos cenários, a análise de resultados, etapa 3 da metodologia proposta, implica no cálculo dos valores de arrecadação tarifária de cada consumidor. O valor da tarifa é multiplicado então pelo perfil de consumo estipulado em cada classe, e após pelo número de consumidores, tendo em fim o resultado da faixa. Ao final, tendo o valor referente a cada faixa, todos são somados resultando na arrecadação tarifária do cenário proposto.
4.3 ANÁLISE DE RESULTADOS
A última etapa da metodologia proposta é a etapa 3, da Figura 7, sendo que a análise de resultados é feita no presente estudo de caso para seis cenários apresentados na Tabela 7.
Tabela 7 - Descrição dos Cenários
Cenários Descrição dos cenários
Cenário 1 Todos os consumidores utilizando a Tarifa Convencional Cenário 2 Todos os consumidores utilizando a Tarifa Branca
Cenário 3 Todos os consumidores utilizando a Tarifa Branca com alteração nos hábitos de consumo
Cenário 4
Porcentagem (55% classe1, 70% classe 2 e 50% classe 3) dos consumidores utilizando a Tarifa Branca com alteração dos hábitos
de consumo Cenário 5
Porcentagem (75% classe1, 50% classe 2 e 25% classe 3) dos consumidores utilizando a Tarifa Branca com alteração dos hábitos
de consumo
Cenário 6 Utilização da Tarifa Branca pelos consumidores com consumo acima de 500 kWh
Fonte: Autor (2018).
Os cenários compreendem três situações extremas, a primeira onde todos os consumidores permanecem na Tarifa Convencional, cenário 1, a segunda situação compreende todos os consumidores aderindo a Tarifa Branca sem alteração dos hábitos de consumo, cenário 2, e a terceira onde todos os consumidores aderem a Tarifa Branca com alterações nos hábitos de consumo, cenário 3.
Nos outros três cenários apenas uma parte dos consumidores aderem à Tarifa Branca, ficando os demais na Tarifa Convencional, cenários 4, 5 e 6, estipula-se para isso percentuais de adotantes.
Podem ser feitos diversos cenários com “n” características diferentes, para este estudo optou-se por apenas seis.
4.3.1 Cenário 1
No cenário 1 todos os consumidores de todas as faixas fazem uso da Tarifa Convencional, a Tabela 8 apresenta o valor em R$ de cada faixa, assim como o valor total.
Tabela 8 - Valor total Cenário 1 Consumo em kWh Valor em R$ Faixa 1 3480,0 1.577,484 Faixa 2 134.560,0 60.996,048 Faixa 3 992.970,0 450.113,301 Faixa 4 1.277.900,0 579.272,070 Faixa 5 1.029.800,0 466.808,340 Faixa 6 643.950,0 291.902,535 Faixa 7 1.305.850,0 591.941,805 Faixa 8 1.016.400,0 460.734,120 Total - 2.903.345,703 Fonte: Autor (2018).
No primeiro cenário chegasse a um valor final por mês de R$ 2.903.345,703.
4.3.2 Cenário 2
No cenário 2 todos os consumidores de todas as classes optam pela Tarifa Branca sem realizar o gerenciamento da demanda, a Tabela 9 apresenta o valor por faixa e o valor total em R$.
Tabela 9 - Valor total Cenário 2
Consumo em kWh Valor em R$ Faixa 1 3480,0 2.012,879 Faixa 2 134.560,0 77.831,329 Faixa 3 992.970,0 574.347,315 Faixa 4 1.277.900,0 739.154,691 Faixa 5 1.029.800,0 595.650,287 Faixa 6 643.950,0 372.469,414 Faixa 7 1.305.850,0 755.321,351 Faixa 8 1.016.400,0 587.899,545 Total - 3.704.686,810 Fonte: Autor (2018).
No segundo cenário chegasse a um valor final por mês de R$ 3.704.686,810. Comparado ao valor encontrado no cenário 1, a troca de tarifação apresentada no
cenário 2, gerou um aumento de R$ 801.341,107 no valor de arrecadação tarifária da distribuidora de energia elétrica.
4.3.3 Cenário 3
No cenário 3 considera-se que todos os consumidores de todas as faixas optam pelo uso da Tarifa Branca mudando seus hábitos de consumo. A Tabela 10 mostra o resultado por faixa e o total em R$.
Tabela 10 - Valor total Cenário 3
Consumo em kWh Valor em R$ Faixa 1 3480,0 8.319,071 Faixa 2 134.560,0 120.626,527 Faixa 3 992.970,0 421.215,911 Faixa 4 1.277.900,0 354.438,659 Faixa 5 1.029.800,0 195.428,029 Faixa 6 643.950,0 104.875,071 Faixa 7 1.305.850,0 147.235,512 Faixa 8 1.016.400,0 70.942,745 Total - 1.423.081,525 Fonte: Autor (2018).
No terceiro cenário chegasse a um valor final por mês de R$ 1.423.081,525. Comparado ao cenário 2, a mudança de hábito dos consumidores aderindo a Tarifa Branca, gera uma diminuição de arrecadação para a distribuidora de energia elétrica de R$ 2.281.605,285.
4.3.4 Cenário 4
No cenário 4 são considerados que 55% dos consumidores da classe 1, 70% dos consumidores da classe 2 e 50% dos consumidores da classe 3 optem pela Tarifa Branca mudando seus hábitos de consumo. A Tabela 11 mostra o valor total em R$ considerando o percentual de consumidores tarifados na Tarifa Branca e na Tarifa Convencional.
Tabela 11 - Valor total Cenário 4 Consumo em kWh Valor em R$ (tarifa
branca) Valor em R$ (tarifa convencional) Faixa 1 3480,0 4.575,489 709,868 Faixa 2 134.560,0 66.344,590 27.448,222 Faixa 3 992.970,0 294.851,138 135.033,990 Faixa 4 1.277.900,0 248.107,061 173.781,621 Faixa 5 1.029.800,0 136.799,621 140.042,502 Faixa 6 643.950,0 52.437,535 145.951,268 Faixa 7 1.305.850,0 73.617,756 295.970,903 Faixa 8 1.016.400,0 35.471,373 230.367,060 - 912.204,562 1.149.305,433 Total - 2.061.509,995 Fonte: Autor (2018).
No quarto cenário chegasse a um valor final por mês de R$ 2.061.509,995.
4.3.5 Cenário 5
No cenário 5 são considerados que 75% dos consumidores da classe 1, 50% dos consumidores da classe 2 e 25% dos consumidores da classe 3, escolham a Tarifa Branca mudando seus hábitos de consumo. A Tabela 12 mostra o valor total em R$ dos consumidores tarifados na Tarifa Branca, e os demais consumidores na Tarifa Convencional.
Tabela 12 - Valor total Cenário 5 Consumo em kWh Valor em R$ (tarifa
branca) Valor em R$ (tarifa convencional) Faixa 1 3480,0 6.239,303 394,371 Faixa 2 134.560,0 90.469,895 15.249,012 Faixa 3 992.970,0 210.607,956 225.056,651 Faixa 4 1.277.900,0 177.219,329 289.636,035 Faixa 5 1.029.800,0 97.714,015 233.404,170 Faixa 6 643.950,0 26.218,768 218.926,901 Faixa 7 1.305.850,0 36.808,878 443.956,354 Faixa 8 1.016.400,0 17.735,686 345.550,590 - 663.013,830 1.772.174,084 Total - 2.435.187,914 Fonte: Autor (2018).
No quinto cenário chegasse a um valor final por mês de R$ 2.435.187,914.
4.3.6 Cenário 6
No início de 2018 passou a vigorar a Tarifa Branca para consumidores de BT, cujo consumo é acima de 500 kWh. Com isso, a Tabela 13 apresenta o valor em R$ considerando todos os consumidores das faixas 7 e 8 utilizando a Tarifa Branca e os demais consumidores das outras faixas na Tarifa Convencional.
Tabela 13 - Valor total Cenário 6 Consumo em kWh Valor em R$ (tarifa
branca) Valor em R$ (tarifa convencional) Faixa 1 3480,0 0,000 1.577,484 Faixa 2 134.560,0 0,000 60.996,048 Faixa 3 992.970,0 0,000 450.113,301 Faixa 4 1.277.900,0 0,000 579.272,070 Faixa 5 1.029.800,0 0,000 466.808,340 Faixa 6 643.950,0 0,000 291.902,535 Faixa 7 1.305.850,0 147.235,512 0,000 Faixa 8 1.016.400,0 70.942,745 0,000 - 218.178,257 1.850.669,778 Total - 2.068.848,035 Fonte: Autor (2018).
No sexto cenário chegasse a um valor final por mês de R$ 2.068.848,035.
4.4 COMPARAÇÃO DOS RESULTADOS
Após simulação de cada um dos cenários a Figura 17 apresenta os valores mensais de arrecadação tarifária (em R$) pela concessionária considerando cada cenário analisado. Os valores obtidos não levam em consideração os impostos aplicáveis, geração, transmissão e distribuição, apenas os valores das Tarifas Convencional e Branca.
