139510 1

Estudo de Viabilidade Econômica na Instalação de

Medidores Inteligentes: Importante Passo para

Melhoria na Qualidade de Energia

Jonas Rigodanzo, Alzenira da Rosa Abaide, Iuri Castro Figueiró,

Leonardo Nogueira Fontoura da Silva e Luciane Neves Canha

Resumo  A instalação de Medidores Inteligentes, “Smart

Meter” se faz necessária e é de extrema importância para concepção de redes inteligentes, “Smart Grid”. Dentre os principais benefícios está a melhoria na qualidade de energia. Um estudo de viabilidade econômica para estas instalações em baixa tensão (BT), mostra de forma quantitativa, valores necessários para esta etapa de grande relevância. Este artigo elencará custos de implantação destes medidores analisando sua viabilidade econômica sob a ótica do consumidor e vislumbra a melhora da qualidade da energia. A análise utiliza cenários com medidores e tarifa convencional comparativamente com medidores inteligentes e tarifa branca.

Palavras-chaves  Medidores Inteligentes, Smart Meter, Smart

Grid, Viabilidade Econômica, Melhoria da Qualidade de Energia.

I.INTRODUÇÃO

O setor de energia elétrica passou por duas grandes mudanças desde a década de noventa, alterando o seu modelo institucional. A primeira mudança ocorreu com a Lei nº 9.427, de dezembro de 1996, que institui a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e privatiza as companhias operadoras, determinando que a exploração dos potenciais hidráulicos seja concedida por meio concorrência ou leilão [1]. A segunda mudança ocorreu em 2004, com o Novo Modelo do Setor Elétrico, tendo como objetivos, garantir segurança no suprimento, promover a modicidade tarifária e promover a inserção social, em particular pelos programas de universalização. Esta etapa marcou a retomada da responsabilidade do planejamento do setor de energia elétrica pelo Governo. O Brasil já teve apagões em seu histórico, e novamente, em janeiro de 2015, sofreu, e ainda, com problemas de planejamento e qualidade no fornecimento de

energia. Este país possui aproximadamente 200 milhões de habitantes, segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), sendo a quinta nação mais populosa. Em 2008, cerca de 95% da população tinha acesso à rede elétrica. Segundo a ANEEL, o país conta com mais de 72 milhões de unidades consumidoras em quase todos os municípios brasileiros. Destas, aproximadamente 85% são residenciais. O país continental como este precisa obviamente de um sólido planejamento e um fornecimento de energia confiável, com qualidade. Assim, redes inteligentes são definitivamente o futuro, que muitos países já os têm como realidade, melhorando significativamente a qualidade e a confiabilidade de seus sistemas. As questões que surgem primeiramente são: Quanto custa isso? Por onde começar? Pode-se observar exemplos em outros países e criar uma estimativa para o caso do Brasil.

II.DESENVOLVIMENTO

A geração e a transmissão de energia elétrica o Brasil conta com um sistema composto por usinas, linhas de transmissão e ativos de distribuição. Hoje, o sistema é quase todo interligado (Sistema Interligado Nacional - SIN). Essa imensa rede abrange a maior parte do território brasileiro e é constituída pelas conexões que foram realizadas ao longo do tempo, de instalações inicialmente restritas ao atendimento exclusivo das regiões de origem: Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte.

O tipo de consumidor está atrelado diretamente ao horário de consumo, sendo bem específicos conforme suas características.

Existe um ponto crítico, ao observar os custos marginais horários de capacidade em baixa tensão (BT) da figura 1 [2] é possível deduzir que os maiores investimentos nas redes de distribuição ocorrem devido às utilizações de redes entre 18 e 19 horas pelas unidades consumidoras conectadas em BT. Desta forma, a definição de um posto tarifário de ponta às 18 horas, pode promover a otimização das redes voltadas ao atendimento das cargas conectadas em baixa tensão.

Figura 1: Horários de consumo. Fonte: (XX Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica)

O consumo concentrado em parte do dia acarreta problemas, sendo necessários maiores investimentos somente para atender este consumo no horário de pico. Uma das formas que a ANEEL acredita que minimizará este efeito é a criação de tarifas diferenciadas para consumidores tipo B e assim conforme o horário de consumo criou-se a tarifa branca.

Este horário de pico pode sofrer deslocamentos em horários específicos dependo da época do ano e da região.

A. Smart Grid e Smart Meter

O conceito de rede inteligente (smart grid, em inglês) constitui a infraestrutura que integra equipamentos e redes de comunicação de dados ao sistema de fornecimento de energia elétrica (ANEEL). Em outras palavras, “Smart Grid” ou rede inteligente, em termos gerais é a aplicação de tecnologia da informação para o sistema elétrico de potência integrada aos sistemas de comunicação e infraestrutura de rede automatizada [3]. Envolve a instalação de sensores nas linhas da rede de energia elétrica, o estabelecimento de um sistema de comunicação confiável em duas vias com ampla cobertura com os diversos dispositivos e automação dos ativos.

A instalação de medidores inteligentes é precursor do sucesso desta nova etapa. Um smart meter, medidor inteligente, é geralmente um medidor eletrônico que registra o consumo de energia em intervalos de uma hora ou menos e transmite essa informação, pelo menos, diariamente de volta para a concessionária para fins de acompanhamento e cobrança. O medidor inteligente permite uma comunicação bidirecional entre o medidor e os bancos centrais do sistema de gestão da distribuidora. Ao contrário dos monitores de energia residenciais, os medidores inteligentes podem coletar dados por comunicação remota.

Esperam-se, com este novo sistema, alguns benefícios [3]:

1º) Eficiência: o que implica em consumir menos energia da empresa concessionária de energia para fornecer o mesmo nível ou melhor da qualidade do serviço aos seus clientes. Reduzir os custos e reduzir as emissões de carbono.

2º) Confiabilidade: A rede inteligente irá detectar quando os ativos de uma rede estão começando a falhar ou estão com desempenho em declínio, irá identificá-los para a concessionária poder repará-los ou substituí-los antes que haja uma interrupção de energia real. A rede inteligente também irá detectar uma falha e localizá-la com precisão, permitindo a concessionária responder a ela com muita rapidez. O smart grid permitirá isolar o impacto de uma falha aos clientes, de forma que menos clientes serão afetados quando há uma falha de energia.

3º) Integração do sistema: Engloba desde a leitura de um medidor inteligente para interagir com o sistema de gestão do cliente em casa, como painéis solares, veículos elétricos.

Para controlar um dispositivo ou sistema é necessário observá-lo via sensores. Nos últimos anos, a evolução tecnológica tem proporcionado melhores condições de observação na Transmissão e na Distribuição. A figura 2 [3] mostra a evolução da observabilidade em sistemas componentes do SEP, e o fluxo de controle elementar: leitura das entradas processamento e a atualização das saídas.

Figura 2: Observação e fluxo de controle elementar

A essência do Smart Grid é implementada em sete princípios básicos [10]:

• Auto-reparo em eventos de perturbação de energia; • Operar com resiliência contra ataques físicos e cibernéticos;

• Possibilitar uma participação ativa dos consumidores; • Gerar novos produtos, serviços e mercados;

• Possibilitar a incorporação de todas as opções de geração e armazenamento de energia;

• Otimizar os recursos e operar eficientemente;

• Fornecer uma qualidade de energia elétrica segundo os padrões atuais.

A relação entre consumidor e fornecedor de energia implica na consonância de direitos e responsabilidades, regulamentados por lei e acontecem de forma dinâmica, vistos na fig 3. Equipamentos de boa qualidade são fundamentais nesta relação [11].

A Qualidade da Energia Elétrica – QEE, resulta da interação entre a rede e os equipamentos conectados. Uma adequada QEE no fornecimento da tensão atrelada a dispositivos de comunicação de última geração garante um nível de compatibilidade necessário para o funcionamento de todos os equipamentos conectados à rede e a possibilidade estabelecer novas formas de gestão da QEE [10].

A medição inteligente é considerada como sendo a primeira etapa da implantação de uma Smart Grid. Essa agrega várias disciplinas aplicadas aos processos de fornecimento de energia elétrica visando a sua otimização. A modernização das redes de distribuição de energia elétrica por conta da troca de medidores eletromecânicos por eletrônicos tem sido implementada em diversos países desde a década de 80. No Reino Unido, por exemplo, tem sido implantado medidores inteligentes em lares e empresas, o que tornará possível aos consumidores uma economia média de 23 euros por ano em suas contas de energia até 2020.

De acordo com o Departamento de Energia e Mudanças Climáticas (DECC), o plano trará uma economia de 6 bilhões de euros aos clientes e uma redução nos custos para os fornecedores em torno de 11 bilhões de euros. Esta quantia deverá ser repassada aos clientes e o Reino Unido economizará 1,5 bilhões de euros graças à redução dos gases com efeito de estufa. Um benefício líquido de 73 bilhões de euros visto ao longo dos próximos 20 anos.

E no Brasil, um país continental, quanto as concessionárias poderão economizar? E a população? E o país como um todo? Qual o ganho na confiabilidade e na qualidade do fornecimento de energia?

B. Contextualização

A análise de custos é um dos principais pontos a serem estudados e estimar o quantitativo de medidores agora e no futuro é um ponto crucial. Em 2012, a quantidade de unidades consumidoras (UC) no Brasil era de 72 milhões. Considerando uma taxa anual de crescimento vegetativo, essa quantidade pode atingir 125 milhões de UCs ao final de 2043. A troca da totalidade de medidores pode durar 13 anos, que é o ciclo padrão de implantação [4]. Os principais custos para essa troca são os seguintes: (i) Aquisição e instalação de medidores inteligentes; (ii) aquisição e instalação de IHDs (cenários específicos); (iii) aquisição, instalação, subscrição e Operação e Manutenção (OM) para infraestrutura de telecomunicações; (iv) aquisição, instalação e OM de infraestrutura de automação; (v) aquisição, instalação e OM de infraestrutura de TI; (vi) gastos com logística do programa de implantação; (vii) gastos com campanhas de comunicação; e (viii) custos administrativos.

C. Desenvolvimento do estudo

Assumindo que se trata de um assunto amplo e recente, propõe-se uma metodologia mista, incluindo prioritariamente

dois assuntos: Smart Grid e Viabilidade Econômica. A implantação de uma Smart Grid tem como ponto de partida a aquisição e instalação de medidores inteligentes. Assumindo-se alguns cenários, é possível aferir a viabilidade econômica por parte dos consumidores de BT, mais especificamente consumidores residenciais (que compõem 85 % deste grupo).

D. Análise do perfil de consumidores BT residencial Tarifa Branca

Observando uma curva de carga diária na figura 4 [5], vê-se claramente que a mesma não é contínua, tendo um aumento de consumo entre às 19h e 21h.

Figura 4 - Curva de carga de equipamentos para os consumidores residenciais brasileiros.

Na região sul devido principalmente ao clima e as estações bem definidas, a curva de carga é ainda mais acentuada das 19h às 21h, devido principalmente ao uso do chuveiro elétrico [6]. Esta região será escolhida inicialmente devido à grande diferença de consumo no horário de pico, visivelmente observável na figura 5 [5].

Figura 5 – Curva de carga média de equipamentos para a região Sul do país.

E. Tarifa branca versus tarifa tradicional

A tarifa branca deve mudar o comportamento do consumidor, que hoje utiliza uma tarifa convencional com um valor médio independentemente a hora de utilização. A tarifa branca possui valores discretos, diferenciados e aproximados da curva de carga e da curva de custos marginais. Nos dias úteis, o valor Tarifa Branca varia em três horários: ponta (em vermelho), intermediário e fora de ponta. Na ponta e no

intermediário, a energia é mais cara. Fora de ponta, é mais barata. Nos feriados nacionais e nos finais de semana, o valor é sempre fora de ponta [1]. Os valores da tarifa são maiores nos horários de maior consumo, ou horários de pico, como vistos na figura 6 [7].

Figura 6 - Comparação entre a Tarifa Convencional e Tarifa Branca

A tarifa utilizada foi de uma concessionária do sul do país, mostrada na Tabela I.

TABELA I.TARIFAS DE APLICAÇÃO BRANCA E CONVENCIONAL.FONTE:[12] Modalidade _(R$/kWh) Ponta Intermediário _(R$/kWh) Fora ponta _(R$/kWh) Branca (Tb) 0,6832 0,3860 0,3141

Convencional (TRcv) 0,3679 0,3679 0,3679

F. Procedimentos adotados

A figura 7 proposta por Lamin [4], mostra que ao longo do tempo, a disseminação da tecnologia smart grid, leva a uma redução do custo de implantação de medidores inteligentes.

Figura 7- Custos de aquisição e instalação de equipamentos Smart Meter.

Com base nos valores exibidos na figura 9, é possível observar que o custo individual de um medidor inteligente, varia de R$ 442,46 à R$ 768,50. Para os cenários deste

artigo, utiliza-se um valor médio aproximado de R$ 600,00 para o custo médio total dos medidores.

G. Modelação de cenários

No modelo proposto, considera-se os valores da figura 8, para o cálculo das faturas dos consumidores, ou seja: (i) fora de ponta = R$ 0,3141; (ii) ponta = R$ 0,6832; (iii) intermediário = R$ 0,3860 e (iv) convencional = R$ 0,3679.

Além disso, é utilizada a curva média da região sul a partir da qual se obtém os valores médios da demanda em cada horário específico que pode ser visto na figura 8.

Figura 8 - Valores médios da demanda em cada hora.

A demanda diária é calculada em função da integralização do consumo médio de cada hora:

• Cálculo da demanda diária = 300 Wh/h * 8h + 150 Wh/h * 8h + 550Wh/h * 2h + 600Wh/h * 3h + 550Wh/h * 1h + 400Wh/h * 2h = 7.850 Wh/dia ou 7,85 kWh/dia. Para a Tarifa Convencional, multiplica-se a demanda diária pelos 30 dias do mês, e o resultado, multiplica-se pelo valor da tarifa. Acrescenta-se o valor do ICMS (25%) para a fatura mensal. Matematicamente, tem-se:

• Equação 1 = ∑ [(demanda/hora * horas * valor da hora) * 30 dias] + 25%.

Para a Tarifa Branca, é importante considerar o valor reduzido para fins de semana e feriado. Sendo assim, assume-se 22 dias com horários normais e 8 dias com valores fora de ponta durante um mês típico, ou seja:

• Equação 2 = {∑ [(demanda/hora * horas * valor da hora) * 22 dias)] + 25%} + ∑ [(demanda/hora * horas * valor da hora fora de ponta) * 8 dias] + 25%}.

Com isto, criaram-se os seguintes cenários e seus respectivos cálculos utilizando os valores da figura 10.

H. Análise de cenários

Cenário A: Utilização da tarifa convencional, com demanda média da curva da região sul.

• Equação 1 = {[ (300 * 8 + 150 * 8 + 600 * 3 + 550 * 3 + 400 * 2) * (0,3679/1000) ] *30} + 25% = R$ 108,30 (fatura A).

Cenário B: Utilização da tarifa branca, sem consumo no horário de ponta e intermediário:

• Equação = 7,85 * 0,3141 * 30 + (25%) = R$ 92,46 (fatura B). 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 R $/ k Wh Horas do dia

Cenário C: Utilização da tarifa branca, com demanda constante independente do horário.

• Média horária = 7.850/24h = 327,08 Wh/h (média); Equação 2 = {[3h * (0,6832) * (327,08) + 2h * (0,3860) * (327,08) + 19h * (0,3141) * (327,08)] * (22dias)/1000 + (25%)} + {[24h * (0,3141) * (327,08) * (8dias)]/1000 + (25%)} = R$ 103,72 (fatura C)

Cenário D: Utilização da tarifa branca com uso do chuveiro em horário fora de ponta. Consumo hipotético mínimo de 150 Wh /h, no horário de ponta e intermediário. Considerando o mesmo total diário de 7.850 Wh ou 7,85 kWh.

• Demanda no horário de ponta e intermediário = 7.850 – (150 *5) = 7.100;

• Equação 2 = {[(150 * 3h * 0,6832) + (150 * 2 * 0,3860) + (7100 * 0,3141) * 22 dias]/1000 + 25%} + {[(7.850 * 0,3141 * 8dias)/1000] +25%} = R$ 97,62 (fatura D).

I. Análise Econômica Fluxo de caixa e Taxa mínima atrativa (TMA )

A TMA média de uma pessoa física em geral é a taxa da poupança [8]. Para os cálculos a seguir, utiliza-se o valor médio do rendimento da poupança, i = 0,6 % ao mês.

Figura 9 – Modelo de fluxo de caixa – séries perpétuas

A análise de séries perpétuas, figura 9, permite estimar o mínimo de retorno esperado por período para que o fluxo seja equilibrado, considerando uma dada taxa i.

Para este caso específico, tem-se o valor presente P do medidor como sendo R$ 600,00 e a TMA média que será o valor da taxa i = 0,6 % (ou 0,006). Assim, tem-se:

P = A/i ou A = P*i = 600*0,006 = R$ 3,60. (1) Ou seja, para a dada TMA, o investimento será equilibrado ou nulo se a economia atingir R$ 3,60 por mês. Este valor de “A” é considerado o Valor Anual Uniforme Equivalente (VAUE) [8], que para este caso, é mensal e permitirá analisar a viabilidade econômica do investimento. Assim, se a economia de energia com a aquisição do medidor for maior que R$ 3,60 por mês, o investimento é vantajoso.

J. Retorno do investimento
Cenário A versus cenário B

Ao confrontar o resultado do cenário A com o resultado do cenário B, tem-se a economia máxima para o caso estudado:

R = 108,30 – 92,46 = R$ 15,84. (2)

A previsão de retorno de investimento, ou PRI, é um método simples e bastante utilizado, inclusive pelo SEBRAE [9], para aferir o tempo de retorno de um investimento.

PRI = Investimento Total / Lucro Líquido (3) PRI = 600 / 15,84 = 37,9 meses (4) Com este resultado, o tempo mínimo para o retorno do investimento é de aproximadamente 3 anos.

Cenário A versus cenário C Confrontando os cenários A e C tem-se:

R = 108,30 – 103,72= R$ 4,58 (5) PRI = 600 / 4,58 = 131 meses ou 10,92 anos (6) Com este resultado o tempo mínimo para o retorno do investimento é de aproximadamente 11 anos. Um tempo relativamente grande para um retorno de investimento, porém, matematicamente viável.

Cenário A versus cenário D

R = 108,30 – 97,62 = R$ 10,68 (7) PRI = 600 / 10,68 = 56,18 meses ou 4,68 anos (8) Com este resultado o tempo mínimo para o retorno do investimento é de aproximadamente 4 anos e meio.

K. Análise de sensibilidade

Uma análise mais refinada pode ser feita observando-se a sensibilidade do resultado ao tratar alguns dados de entrada. Como referência, utiliza-se o cenário D, pois este se aproxima mais da condição real, com VAUE = R$ 10,68 (ao mês)

Nesta análise, os parâmetros TMA e o valor médio do medidor inteligente são alterados. Para a TMA define-se os valores de 0,5 % e 1 % e para os medidores inteligentes, os valores escolhidos são R$ 442,46 e R$ 768,50 (figura 9).

Os limites de cálculo são obtidos ao multiplicar os valores inferiores da TMA com os inferiores dos medidores inteligentes enquanto que os valores superiores a partir da multiplicação dos superiores dos mesmos.

Pinf = A/i ou Ainf = P*i = 442,46*0,005 = R$ 2,21 (9)

Psup = A/i ou Asup = P*i = 768,50*0,01 = R$ 7,68 (10)

Valores de economia de energia ao adquirir o medidor inteligente, superiores ao calculados na equação 9 e 10, serão vantajosos e o investimento é viável. Para o caso do resultado da equação 9, economias mensais superiores à R$ 2,21 já seriam suficientes à aquisição dos medidores. Para o resultado da equação 10, valores de economia acima de R$ 7,68 garantiriam a viabilidade do investimento. Ambos os

valores demonstram que o cenário D é viável, pois, seu VAUE é R$ 10,68.

Ao reaplicar a equação 8 com o custo mais caro de instalação e operação do medidor inteligente (R$ 768,50), tem-se o seguinte retorno do investimento:

PRI = 768,50/ 10,68 = 71,96 meses ou 6 anos (11) Este resultado aponta um retorno do investimento em aproximadamente em 6 anos, sendo esta a situação menos favorável, mesmo assim viável.

L. Análise de Resultados

Analisando os resultados obtidos, pode-se observar que o cenário B seria o ideal, porém quase impossível na prática, uma vez que, seria necessário um consumo zero nos horários de pico e intermediário. No entanto, serve de parâmetro para identificar o máximo de retorno possível.

No confronto entre o cenário A e o cenário C, tem-se um tempo de retorno muito longo, quase inviável, uma vez que o consumo constante em C (tarifa branca) eleva o total da fatura.

Para o resultado do confronto entre o cenário A e o cenário D, obtém-se valores viáveis. Neste caso, utilizaria o mínimo de energia nos horários de pico e horários intermediários, sendo esta uma condição possível e realística.

Na análise de sensibilidade, é possível observar que os resultados são afetados por outras variáveis de grande importância: a TMA e o próprio valor do medidor inteligente.

III.OBSERVAÇÕES FINAIS

Os resultados obtidos são promissores para a região analisada, neste caso a região sul do Brasil, uma vez que em sua análise, pode-se verificar situações de viabilidade econômica. Além disso, é possível verificar os extremos da análise, desde a inviabilidade do investimento até o máximo retorno hipotético deste.

Com a análise de sensibilidade, pode-se aferir uma margem da viabilidade do investimento conforme o aumento do custo do medidor inteligente e a TMA de cada consumidor, além do seu comportamento de consumo de energia.

O cenário D, utilizando a tarifa branca com uso do chuveiro em horário fora de ponta, mostrou-se mais viável que o cenário A com tarifa convencional. A economia obtida na fatura, permite um retorno do investimento entre 4 e 5 anos aproximadamente.

Smart Meter é um dos primeiros passos para a Smart Grid em nível de distribuição. Estudos relacionados a custos auxiliam de maneira fundamental o planejamento do setor. Um dos principais benefícios da Smart Grid é notoriamente a melhoria da qualidade do fornecimento de energia.

O comportamento e a consciência do consumidor são variáveis subjetivas. No entanto, se este priorizar o mínimo de consumo nos horários intermediários e de ponta, a utilização de medidores inteligentes poderá vir a ser um investimento com rápido retorno econômico.

Este estudo pode nortear algumas decisões estratégicas, principalmente por parte do consumidor referente à aquisição de medidores inteligentes. Novos estudos poderão aumentar o espectro de consumidores e incluir situações específicas, auxiliando a tomada de decisões e objetivando a viabilidade econômica da instalação de medidores inteligentes para consumidores da baixa tensão.

IV.REFERÊNCIAS

[1] ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica [Online] – disponível em http://www aneel.gov.br.

[2] P. E. S. Santos et. al. Simulação do impacto da aplicação das Tarifas Brancas no equilíbrio econômico financeiro das Distribuidoras de Energia Elétrica. XX Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica SENDI 2012 - RJ - Brasil

[3] F. Toledo. “Desvendando as redes elétricas inteligentes”. Rio de Janeiro : Brasport, 2012.

[4] H. Lamin, “Análise de impacto regulatório da implantação de redes inteligentes no Brasil”, Dr. tese, Dept. Elétrica. Eng., Univ. Federal de Brasília, 2013.

[5] INFO, PROCEL. SINPHA - Sistema de Informação de Posses e Hábitos de Uso de Aparelhos Elétricos. [Online]. http://www.procelinfo.com.br.

[6] ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico [Online] – disponível em http://www.ons.org.br.

[7] I.C. Figueiró, "A tarifa horária para os consumidores residenciais sob o foco das redes elétricas inteligentes – REI" Ms. dissertação, PPGEE – Universidade Federal de Santa Maria, 2013.

[8] _{Casarotto N. F.; Kopitke, B. H. “Análise de Investimentos”. 10 ed. São} Paulo: Atlas, 2008.

[9] Análise e Planejamento Financeiro – Manual do Participante. Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresa – SEBRAE. Brasília, 2011.

[10] E. Grzeidak, J. Cormane, A. L. Ferreira e F. Assis – “Qualidade da energia elétrica no contexto de smart grid”.

[11] M. Bollen, J. Zhong, F. Zavoda, J. Meyer, A. McEachern, F. Córcoles in “Power Quality aspects of Smart Grids”, International Conference onRenewable Energies and Power Quality (ICREPQ’10) , 2010. [12] ANEEL, “Resolução Homologatória Nº1296 - Homologa revisão

tarifária COPEL,”.Available:http://www.aneel.gov.br. [Acesso em 19 Setembro 2012].