ACOMPANHAMENTO E ANÁLISEDO

CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA

PERMITE AVALIAR:

condições gerais de utilização deenergia elétrica da unidade consumidora,

apresentando possibilidades deaumentar a racionalidade do uso;

se o contrato de fornecimento está adequado às necessidades da empresa;

condições operacionais;

enquadramento tarifário.

Estabelecer índices de consumo(kWh por peça ou metro do produto ou litro ou kg)

Monitoramento do consumodeve-se

Definições e Conceitos Importantes

Energia (kWh) - é a utilização da potência num dado intervalo de tempo

Demanda (kW) - é a potência média durante um interv. tempo, no Brasil = 15 min. (potência - é a capacidade de trabalho na unidade de tempo)

Consumo (kWh) Demanda = Intervalo de Tempo (h)

Demanda Média (kW) - é a relação entre a energia elétrica consumida num certo período de tempo, em kWh e o número de horas do mesmo período

1

Curva de Carga e Demanda

Demanda Máxima - é a demanda de maior valor

verificada durante certo período.

Demanda Registrada

1mês = 730 horas = 2920 intervalos(15 min)

- a máxima das demandas medidas, durante o período 1 mês

considerado pela Concessionária

de Energia (Copel).

Demanda Contratada

- é o valor de demanda pela qual a Concessionária se compromete, por meio de um contrato, colocar à disposição do consumidor pelo tempo que vigora o mesmo.

2

Demanda Faturada

Comparar a demanda registrada no mês com demanda contratada

Escolher sempre o maior valor

FATOR DE CARGA

É um dos índices que nos permite analisara utilização racional de energia.

Este índice se destaca pela sua aplicabil./a todos setores de serviço: industrial,

comercial ou prestação de serviço.

Fc =Demanda média

Demanda max. medida

Fc =Energia (kWh) / nº horas do período(h)

Demanda max. medida (kW)

Fc =kWh

kW x t

Fator de carga mais usado é o mensal

INFLUÊNCIA DO FATOR DE CARGA NACONTA DE ENERGIA ELÉTRICA

Fatura de Energia - consumidor grupo A - tarifa convencional - sem impostos

ex.

R$ = Tc x kWh + Td x kW = custo

consumo demanda

tarifa de consumo tarifa de demanda

Custo em função do Fator de Carga

Custo = R$ = Tc + Td kWh kWh Fc x 730

- mantendo consumo constante- quanto maior FC menor custo de energia

MEDIDAS PARA MELHORAR O FATORDE CARGA

1 - Conservar atual consumo (kWh) e reduzir demanda

1.1 - Fazer levantamento da carga instalada. 1.2 - Selecionar cargas que possam ser operadas fora do período demanda max.1.3 - Reprogramar novo período funcion/ das cargas passíveis de deslocamento. Estas cargas ñ. podem afetar processo normal de produção.1.4 - Evite partida simultânea de motores.1.5 - Evite ocorrência de curto-circuitos e correntes de fuga.1.6 - Proteção adequada e manutenção perio/

2 - Conservar a demanda (kW) e aumentar o consumo de energia (kWh)

2.1 - consumo, produção

LEVANTAMENTO E REPROGRAMAÇÃO DAS CARGAS INSTALADAS

CURVA DE CARGA

GRUPO DE CONSUMIDORES

Grupo A - atend. alta tensão ( ≥2,3 kV )Grupo B - atend. baixo tensão ( < 2,3 kV )

SUBGRUPOS

Alta tensão

A1- 230 kV ou maisA2 - 88 kV a 138 kVA3 - 68 kVA3a - 30 a 44 kVA4 - 2,3 a 25 kVAS - subterrâneo

Baixa tensão

B1 - ResidencialB1 - Residencial baixa rendaB2 - RuralB3 - Nem residencial nem ruralB4 - Iluminação pública

Tensão de

Fornecimento

Fonte: Sória, 2012

DEFINIÇÕES

Postos Tarifários

Ponta

•3 horas consecutivas a escolher – Resol. 456

COPEL 18 às 20h59min

Fora de Ponta

•horas complementares às anteriores;

•acrescido dos sábados, domingos e feriados

oficiais.

Modalidades Tarifárias

Horárias

Finalidades:

• deslocar cargas para os períodos do dia em que o sistema tenha maior disponibilidade;

Objetivos:

para o Sistema Elétrico:

• utilização mais racional de energia

melhoria do Fator de Carga

• postergação de investimentos

atender mais consumidores com a mesma capacidade.

para o consumidor:

• redução de despesas com energia

Fonte: Sória, 2012

Grupo A

230 kV138 kV69 kV34 kV13,8 kVAs

HA HV 300kW

TensãodeFornecimento

30kW

H HA V

HAzul

Con ven cio nal

Con ven cio nal

depende dademanda

obrigatório

DEMANDA

ENQUADRAMENTO TARIFÁRIO

H HA V

01- Um consumidor, com demanda de 200 kW, atendido em 69 kV:R.

02 - Um consumidor, com demanda de 150 kW, ligado pela rede subterrânea, e optante pelo faturamento no Grupo A:R.

03 - Um consumidor, com demanda de 320 kW, e fornecimento em 34,5 kV:R.

EXERCICÍOS

TOLERÂNCIA DE ULTRAPASSAGEM

Tensão defornecimento

69 kV

34,5

13,8

As

5%

Tarifas de Ultrapassagem

São as tarifas aplicadas à parcela da demanda medida que

superar o valor da demanda contratada, respeitados os

respectivos limites de tolerância.

CONTRATACAO DE DEMANDA

Modalidades Tarifárias Convencional e Horárias Verde e Azul

Grupo A –

•valor mínimo contratável de demanda = 30 kW

•contrato entre consumidor e concessionária

•contrato vigência de 1 ano (ou 24 meses quando necessitar de investimento por parte da concessionária)

•redução da demanda contratada:

demanda FP e demanda P

• concessionárias em geral – 180 dias (Resol. 414) Copel – 90 dias (vedada + de 1 redução em 12meses)

•aumento da demanda contratada:

• imediato se houver disponível

•período de teste - 3 meses (3 ciclos medidos)

PERÍODO DE TESTE

A distribuidora deve aplicar o período de testes, com

duração de 3 (três) ciclos consecutivos e completos de

faturamento, com o propósito de permitir a adequação da

demanda contratada e a escolha da modalidade tarifária,

nas situações seguintes:

início do fornecimento;

mudança para faturamento aplicável a unidades

consumidoras do grupo A, cuja opção anterior tenha sido

por faturamento do grupo B;

migração para tarifa horária azul; e

acréscimo de demanda, quando maior que 5% (cinco

por cento) da contratada.

ALTERACAO DE MODALIDADE

TARIFARIA

a pedido do consumidor, desde que a alteração

precedente tenha sido anterior aos 12 (doze)

últimos ciclos de faturamento; ou

a pedido do consumidor, desde que o pedido seja

apresentado em até 3 (três) ciclos completos de

faturamento posteriores à revisão tarifária da

distribuidora;

quando ocorrer alteração na demanda contratada

ou na tensão de fornecimento que impliquem em

novo enquadramento tarifário.

Cálculo de Tarifas

Modalidade Tarifária Convencionalgrupo A

I CxT DxTconv c D

Iconv = Importe da tarifa convencional

C = Consumo em kWh

Tc

= Tarifa de consumo em R$/kWh

D = Demanda em kW

TD = Tarifa de demanda em R$/kW

( sem impostos )

tarifas com o mesmo preço, independentes do instante utilizado;

tarifas “A4” c/ taxas:

ICMS + PIS/PASEP + COFINS;

aplicação:

» proibida para tensão maior ou igual a 69 kV;

» proibida para demandas maiores ou igual a 300 kW;

» opcional para demandas menores que 300 kW.

Sistema bom para consumidores que utilizam

a energia elétrica de uma forma mais

acentuada (regular), e que não possam reduzir

carga em horário de ponta.

Modalidade Tarifária Horária Verdegrupo A

I DT C T C Tv dv p cpv fp fpv

D

Iv = Importe de tarifa verde

= Demanda registrada em kW

Tdv = Tarifa de demanda verde em R$/kW

Cp = Consumo de energia registrado no horário de ponta em kWh

Tcpv = Tarifa de consumo no horário de ponta verde em R$/kWh

Cfp = Consumo de energia registrado no horário fora de ponta em kWh

Tfpv = Tarifa de consumo no horário de fora de ponta em R$/kWh

2 tarifas de consumo diferenciadas em

função do posto tarifário em que for

utilizada (Ponta (P); Fora Ponta (FP)); 1 tarifa de demanda, independente do

momento em que for utilizada.

tarifas “A4” c/ taxas:

» ICMS + PIS/PASEP + COFINS

» Consumo:

– Ponta – Fora de Ponta

» Demanda

aplicação:

» proibida para tensão maior ou igual a 69 kV;

» opcional para demandas > = que 30 kW;

bom para consumidores que utilizam energia

de forma acentuada, que possam reduzir

carga nos postos tarifários de ponta e que

tenham Fcp baixo*

Fcp = ConsP / (DemP x 65)

Modalidade Tarifária Horária Azul – grupo A

C Tfp cfp

Dp Cp = Demanda e consumo no horário ponta

Tdpa Tcpa = Tarifa de demanda e consumo no horário de ponta da tarifa azul

Dfp Cfp= Demanda e consumo no

horário fora de ponta

Tdfp Tcfp = Tarifa de demanda e consumo no horário fora de ponta

e

e

e

e

IA = Importe da tarifa azul

I D T C T D TA p dpa p cpa fp dfp

2 tarifas de consumo diferenciadas em

função do posto tarifário em que for

utilizada (Ponta (P); Fora Ponta (FP));

2 tarifas de demanda, diferenciadas em

do posto tarifário (ponta e fora da ponta)

tarifas “A4” c/ taxas: ICMS + PIS/PASEP

+ COFINS; » Consumo

– Ponta – Fora de Ponta.

» Demanda: – Ponta;– Fora da Ponta.

aplicação:

» obrigatória para tensão maior ou igual a 69 kV;

» opcional para demandas > = que 30 kW;

bom para consumidores que utilizam

energia de forma acentuada, que

possam reduzir carga nos postos

tarifários de ponta e que tenham Fcp

elevado *

Demandas a serem faturadas

tolerância de ultrapassagens: 5 % da demanda contratada

demanda contratada > demanda medida

» faturar demanda medida com tarifas normais +

diferença (contratada – medida) com tarifas s/ ICMS,

mas com COFINS e PIS/PASEP

demanda medida > demanda contratada

» dentro da tolerância

– faturar demanda medida com tarifas normais e com todos os impostos

» ultrapassando a tolerância

– faturar a demanda medida com tarifas normais +

faturar a diferença (dm - dc), com tarifas de

ultrapassagem (2 x mais caras) e com todos os

impostos.

novidades

BAIXA TENSÃO

MÉDIA E ALTA TENSÃO

Um exemplo de fator que pode levar à bandeira tarifária vermelha é o despacho mais acentuado de usinas termelétricas, já que a energia gerada por elas é mais cara do que a geração hidrelétrica.

A aplicação das bandeiras é realizada conforme os valores

do Custo Marginal de Operação (CMO) e do Encargo de

Serviço de Sistema por Segurança Energética (ESS_SE) de

cada subsistema.

O Custo Marginal de Operação (CMO) equivale ao preço de

unidade de energia produzida para atender a um acréscimo

de demanda de carga no sistema, uma elevação deste custo

indica que a geração de energia elétrica está mais custosa.

Um CMO elevado pode indicar níveis baixos de

armazenamento de água nos reservatórios das hidrelétricas

e condições hidrometeorológicas desfavoráveis, isto é,

poucas chuvas nas bacias dos rios. O CMO também é

impactado pela previsão de consumo de energia, de forma

que um aumento de consumo, em decorrência, por exemplo,

de um aumento da temperatura, poderá elevar o CMO.

Quando isso acontece, as usinas termelétricas entram em

operação para compensar a falta de água dos reservatórios

das usinas hidrelétricas ou o aumento de consumo e, assim,

preservar a capacidade de geração de energia dessas

hidrelétricas nos meses seguintes.

para conhecimento

Já os Encargos de Serviço do Sistema (ESS) são aqueles

decorrentes da manutenção da confiabilidade e da

estabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN). Os

custos de ESS por segurança energética advêm da

solicitação de despacho do Operador Nacional do Sistema

Elétrico (ONS) para realizar geração fora da ordem de

mérito de custo, ou seja, despachar geração mais custosa

(térmicas), visando garantir a futura segurança do

suprimento energético nacional.

Juntos, o CMO e o ESS_SE determinam a bandeira a ser

adotada em cada mês, por subsistema:

Bandeira verde: CMO + ESS_SE menor que R$

100,00/MWh (cem reais por megawatt-hora);

Bandeira amarela: CMO + ESS_SE igual ou superior a R$

100,00/MWh e inferior a R$ 200,00/MWh;

Bandeira vermelha: CMO + ESS_SE igual ou superior a R$

200,00/MWh.

Uma vez por mês, o ONS calcula o CMO nas reuniões do

Programa Mensal de Operação (PMO) - quando também

é decidido se haverá ou não a operação das usinas

termelétricas e o custo associado a essa geração. Após

cada reunião, com base nas informações do ONS, a

ANEEL aciona a bandeira tarifária vigente no mês

seguinte.