universidade federal do paranÁ marcelo … · 1.1 contexto será realizada uma breve análise nas...

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ

MARCELO MARAMATSU KAMADA

MARCOS VINICIUS BOEIRA

ANÁLISE DE MODALIDADES TARIFÁRIAS E

SUAS APLICAÇÕES PARA SMART GRIDS

Curitiba

2011

2

MARCELO MARAMATSU KAMADA

MARCOS VINICIUS BOEIRA

ANÁLISE DE MODALIDADES TARIFÁRIAS E

SUAS APLICAÇÕES PARA SMART GRIDS

Trabalho de conclusão de curso a ser apresentado como requisito parcial à obtenção do grau de Engenheiro, do Curso de Engenharia Elétrica, Setor de Tecnologia, Universidade Federal do Paraná.

Orientador: Prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki

Curitiba

2011

3

AGRADECIMENTOS

Somos gratos especialmente às nossas famílias, aos amigos e a Deus, os

quais nos momentos difíceis estavam mandando força e apoio, sempre com

disposição a nos auxiliar, seja ao encarar os obstáculos ou ao aconselhar qual a

melhor alternativa.

À Universidade Federal do Paraná (UFPR), pela oportunidade em ingressá-la

e de nos proporcionar uma formação em um curso superior de qualidade, por

apresentar uma equipe de professores com notável formação e experiência, e uma

estrutura favorável para nosso aperfeiçoamento pessoal e profissional.

Ao nosso orientador, prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki, pela oportunidade em

desenvolver esse tema de trabalho durante esse semestre, além do auxílio prestado

nos momentos de dificuldade.

4

RESUMO

Este estudo apresenta uma análise de técnicas de formas de tarifação de energia elétrica, métodos de cálculo e viabilidade de adequação da modalidade “Time-of-Use”. Haverá uma breve análise sobre as normas regulatórias da ANEEL, Smart Grids e proposta da tarifa branca. E também serão realizadas simulações de novas modalidades de tarifação para Smart Grids, com enfoque na tarifa branca, e de acordo com normas regulatórias de fornecimento de energia elétrica brasileiras. Essas simulações, realizadas através de um software criado por Paulo Steele, mostrarão se os resultados apresentados poderiam ser favoráveis ou não para a introdução desse novo tipo de tarifação no Brasil. Como houve uma grande mudança no perfil do consumidor, a ANEEL adota uma postura de cautela. Os desafios são alterar o perfil de consumo nos horários de ponta e conciliar todas as regiões brasileiras, as quais apresentam características diferentes. Palavras-Chaves: Tarifas, “Smart Grid”, “Time-of-Use”, Tarifa Branca.

5

ABSTRACT

This study presents an analysis of techniques forms of pricing power, calculation methods and viability of adaptation of the type "Time-of-Use." There will be a brief analysis of the regulatory standards of ANEEL, Smart Grids and proposed white tariff. It will also be carried out simulations of new ways of charging for Smart Grids, focusing on the white tariff, and according to Brazilian Electricity Regulatory Agency. These simulations, performed by Paulo Steele´s software, the presented results will show if could be favorable for the introduction of new type of pricing in Brazil. As there was a big change in consumer profile, ANEEL adopts an attitude of caution. The challenges are changing the profile of consumption in peak hours and reconcile all Brazilian regions, which have different characteristics.

Key Words: Tariffs, Smart Grid, Time-of-Use, White Tariff.

6

LISTA DE FIGURAS

Figura 2. 1 – Áreas de atuação do Smart Grid. Adaptado de: smartgrid.eu ........................ 17

Figura 2. 2– Evolução da carga mensal de demanda do Sistema Interligado Nacional ........ 23

Figura 2. 3 – Quantidade de carga em função das horas do dia em diversas regiões

brasileiras. Curva de carga em meses distintos. Fonte: ONS; Consolidação da Carga para o

PAR 2008-2010; 2007 ......................................................................................................... 24

Figura 2. 4 – Percentual de redução da fatura em função relação ao perfil de consumo.

Fonte: SAD/ANEEL. 07/2010 na Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, 06 de

dezembro de 2010 ............................................................................................................... 25

Figura 3. 1 – Exemplo de perfil de carga de um SEP. Fonte: Autor. .................................... 28

Figura 3. 2– Períodos considerados. Fonte Autor. ............................................................... 29

Figura 3. 3 – Funções de Demanda da Hora 1. Fonte: SANTOS, P.E.S. Tarifa de

Distribuição para Unidades Consumidoras e Micro-Geradores, considerando a Elasticidade.

............................................................................................................................................ 35

Figura 3. 4 – Demanda x Tarifas. Fonte: SANTOS, P.E.S. Tarifa de Distribuição para

Unidades Consumidoras e Micro-Geradores considerando a Elasticidade. ......................... 37

Figura 3. 5 – Elasticidade. Fonte: SANTOS, P.E.S. Tarifa de Distribuição para Unidades

Consumidoras e Micro-Geradores considerando a Elasticidade. ......................................... 37

Figura 4. 1– Menu inicial do Stac. Fonte: Trconsultoria. ....................................................... 39

Figura 4. 2 – Sistema de inserção de dados no Stac. Fonte: SANTOS, P.E.S. Tarifa de

Distribuição para Unidades Consumidoras e Micro-Geradores considerando a Elasticidade.

............................................................................................................................................ 40

Figura 4. 3 – Gráfico: postos tarifários N + 1. Fonte: Autor. ................................................. 44

Figura 4. 4– Curva 1 - Classe 1. Fonte: Autor. ..................................................................... 44

Figura 4. 5– Curva 2 - Classe 1. Fonte: Autor. ..................................................................... 45

Figura 4. 6– Curva 3 – Classe 1. Fonte: Autor. .................................................................... 45

Figura 4. 7 – Curva 4 - Classe 1. Fonte: Autor. .................................................................... 45



Figura 4. 10 – Curva 3 - Classe 2. Fonte: Autor. .................................................................. 47



7




Figura 4. 16 – postos N + 1. Fonte: Autor. ........................................................................... 50

8

LISTA DE TABELAS

Tabela 2. 1 – Relação de feriados nacionais, oficializados em leis federais. ........................ 14 Tabela 2. 2 - Modalidades tarifárias Time-of-Use, aplicadas à baixa tensão em diversos países. ................................................................................................................................. 21

Tabela 3. 1 – Elasticidade preço por classe de consumo. Fonte SEAE. .............................. 34

Tabela 4. 1 – Leitura dos perfis de carga. Fonte: Autor. ....................................................... 42

Tabela 4. 2 – Tarifa atual, período N.Fonte: ANEEL. ........................................................... 42

Tabela 4. 3 – Tarifas período N + 1. Fonte: Autor. ............................................................... 43

Tabela 4.7– Tarifa N + 1. Fonte: Autor. ................................................................................ 49

Tabela 4. 5 – Valores das curva de carga classe 1 (residencial) em MW. Fonte: Autor. ...... 59

Tabela 4. 6 – Valores das curva de carga classe 2 (industrial) em MW. Fonte: Autor. ......... 60

Tabela 4. 7 – Valores das curva de carga classe 3 (comercial) em MW. Fonte: Autor. ........ 61

Tabela 4. 8 – Valores das curva de carga classe 1 (residencial) em MW. Fonte: Autor. ...... 62

Tabela 4. 9 – Valores das curva de carga classe 2 (industrial) em MW. Fonte: Autor. ......... 63

Tabela 4. 10 – Valores das curva de carga classe 3 (comercial) em MW. Fonte: Autor. ...... 64

Tabela 4. 11 – Quadro comparativo, tarifa branca x Stac. Fonte: Autor. .............................. 51

Tabela 4. 12 – Valores da variação de energia nas curvas da política tarifária Stac em MWh.

Fonte: Autor............................................................................................................................65

Tabela 4. 13 – Variação de energia total por classe de consumo. Fonte: Autor....................53

Tabela 4. 14 – Variação de energia total em período de ponta e intermediário de ponta por

classe de consumo. Fonte: Autor...........................................................................................54

9

LISTAS DE SIGLAS E ABREVIATURAS

TOU – Time-of-Use;

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica;

COPEL – Companhia Paranaense de Energia Elétrica

DSM – Demand Side Management;

TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição;

RTP – Real Time Price;

A1 – Subgrupo A em tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV;

A2 – Subgrupo A em tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV;

A3 – Subgrupo A em tensão de fornecimento de 69 kV;

A3a – Subgrupo A em tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV;

A4 – Subgrupo A em tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV;

AS – Subgrupo A em tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV;

B1 – Subgrupo B o qual representa a classe residencial;

B2 – Subgrupo B o qual representa a classe rural;

B3 – Subgrupo B o qual representa as demais classes;

B4 – Subgrupo B o qual representa a classe iluminação pública;

BT – Baixa tensão;

10

Sumário

1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 11

1.1 Contexto ...................................................................................................................................... 11

1.2 Objetivos ...................................................................................................................................... 11

1.3 Justificativa .................................................................................................................................. 11

1.4 Estrutura da Monografia .............................................................................................................. 12

2 CONDIÇÕES GERAIS DE FORNECIMENTO, TARIFAS E SMART GRIDS ........ 13

2.1 Regulamentação ......................................................................................................................... 13

2.2 Smart Grid ................................................................................................................................... 16

2.3 Time-of-Use ................................................................................................................................. 19

2.3.1 Experiência do TOU em outros países ................................................................. 20 2.4 Proposta daTarifa Branca ........................................................................................................... 21

2.4.1 Aplicação da constante kz ................................................................................... 25

3 MODELO DE IMPACTO DE TARIFAS .................... .............................................. 26

3.1 Critérios para cálculo de tarifas ................................................................................................... 26

3.2 Tarifas como elemento de gestão de carga ................................................................................ 27

3.2.1 Perfil de carga e a tarifa ....................................................................................... 27 3.2.2 Curvas de demanda ............................................................................................. 29 3.2.3 Elasticidade como medida de comportamento de carga ...................................... 31 3.2.3.1 Elasticidade ...................................................................................................... 32 3.2.3 Funções de demanda .......................................................................................... 34

4 DESENVOLVIMENTO ........................................................................................... 38

4.1 Software de simulação ................................................................................................................ 38

4.2 Simulações .................................................................................................................................. 41

4.2.1 Simulação com estruturação na tarifa branca ...................................................... 43 4.2.2 Simulação com estruturação na tarifa otimizada (Stac) ....................................... 49 4.2.3 Tarifa Branca x tarifa estruturada (Stac) ............................................................. 51

4.3 Análise quantitativa.....................................................................................................................52

5 CONCLUSÃO ....................................... ................................................................. 52

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................ ................................................. 58

ANEXOS....................................................................................................................59

11

1 INTRODUÇÃO

1.1 Contexto

Será realizada uma breve análise nas condições gerais de fornecimento de

energia elétrica brasileira, selecionar quais partes se encaixam na proposta da tarifa

branca, a qual é constituída por 3 postos tarifários e segue os moldes dos Smart

Grids, uma rede inteligente que permite maior eficácia e interação com cliente na

distribuição de energia elétrica. A proposta da tarifa branca atualmente está sendo

tratada em audiências públicas para verificar qual a melhor forma de implantação.

1.2 Objetivos

Este trabalho tem como objetivo principal avaliar modelos de tarifação de

energia elétrica de acordo com o perfil do consumidor, visando o equilíbrio da curva

de carga e a economia do cliente, de acordo com as premissas de Smart Grids. Isso

será realizado de acordo com a legislação vigente da ANEEL e com simuladores

baseados em tarifas do tipo “Time-of-Use”.

Também dá um enfoque na tarifa branca, com realizações de simulações e

análises na regulamentação de energia elétrica brasileira, para verificar a viabilidade

ou não desse tipo de tarifa ser implantada no Brasil, principalmente para

consumidores da classe B.

1.3 Justificativa

Os conceitos de Smart Grids, apresentados como a revolução tecnológica

da distribuição de energia elétrica, contemplam várias ações de gerenciamento pelo

lado da demanda (DSM – Demand Side Management), as quais se viabilizam com

ações integradas de tarifação especialmente desenhadas para cada ação. Sendo

assim, este projeto tem como principal diferencial avaliar as modalidades tarifárias

pertinentes às ações de DSM para Smart Grids.

12

Também verifica a viabilidade da implantação da tarifa branca, a qual está em

audiência pública para a aprovação ou não pela ANEEL. Caso seja aprovada,

permite que o consumidor (de classe B) possua mais uma opção na escolha da sua

tarifação de energia elétrica.

1.4 Estrutura da Monografia

Este trabalho está dividido em 4 capítulos, incluindo este capítulo introdutório.

No capítulo 2 é apresentada uma coletânea de regulamentações, baseada

nas condições gerais de fornecimento de energia elétrica da ANEEL, as quais se

encaixam no contexto da proposta da tarifa branca. Também há uma explicação

sobre os Smart Grids, que envolve definição, as razões para sua utilização e uma

série benefícios devido ao seu uso. Esse capítulo também explica sobre a técnica

tarifária “Time-of-Use”, que inclui definição, forma de aplicação, como é utilizado no

Brasil e suas projeções futuras e relatos da experiência de uso do TOU em outros

países. E a última parte do capítulo 2 fala sobre a tarifa branca, com definições,

objetivos, idéias e precauções para sua implantação.

O capítulo 3 define o modelo do impacto das tarifas na curva de carga, para

tal, apresenta critérios para cálculos de tarifas e define conceitos de demanda e

elasticidades com enfoque em energia elétrica, busca informar ao leitor qual o

possível comportamento do consumidor frente a uma nova política tarifária com base

nesses conceitos.

No capítulo 4 o objetivo é demonstrar o efeito da nova política tarifária no

sistema elétrico, primeiro expõe uma breve explicação sobre o software utilizado nas

simulações, após trás átona os efeitos nas curvas de cargas dos consumidores

divididos por classes, residencial, comercial e industrial, ambos pertencentes ao

nível baixa tensão. Curvas essas pertencentes a região da concessão da COPEL

(Companhia Paranaense e Energia Elétrica). Também faz uma breve analise da

tarifa como um todo, comparando a proposta “tarifa branca” com as simulações

realizadas.

13

2 CONDIÇÕES GERAIS DE FORNECIMENTO, TARIFAS E SMART GRIDS

2.1 Regulamentação

A resolução nº 414/2010 contém artigos, os quais serão necessários citá-los

para compreensão da proposta da tarifa branca, baseado na técnica “Time-of-Use”.

Primeiramente, definiremos o grupo de consumidores, onde o Art. 2º, seção XXXVII,

especifica:

• Grupo A: consumidores ligados em tensão igual ou superior a 2.300 volts e

subdividido nos seguintes subgrupos:

a) Subgrupo A1 - tensão de fornecimento igual ou superior a 230

kV;

b) Subgrupo A2 - tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV;

c) Subgrupo A3 - tensão de fornecimento de 69 kV;

d) Subgrupo A3a - tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV;

e) Subgrupo A4 - tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV;

f) Subgrupo AS - tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV,

atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturadas neste

grupo em caráter opcional.

O outro grupo de consumidores é citado na seção seguinte (XXXVIII):

• Grupo B: grupamento composto de unidades consumidoras com

fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em tensão superior a

2,3 kV e faturadas neste grupo nos termos definidos nos arts. 79 a 81, caracterizado

pela estruturação tarifária monômia e subdividido nos seguintes subgrupos:

a) Subgrupo B1 – residencial (residencial e residencial de baixa

renda);

b) Subgrupo B2 – rural (cooperativa de eletrificação rural, serviço

público de irrigação rural);

c) Subgrupo B3 – demais classes;

d) Subgrupo B4 – iluminação pública [5].

14

Já a seção L mostra os tipos e a definição de estruturas tarifárias.

Modalidade tarifária: conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de

consumo de energia elétrica e demanda de potência ativa. É subdivida em:

a) tarifa convencional: modalidade caracterizada pela aplicação de tarifas de

consumo de energia elétrica e demanda de potência, independentemente das horas

de utilização do dia e dos períodos do ano;

b) tarifa horossazonal: modalidade caracterizada pela aplicação de tarifas

diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo

com os postos horários, horas de utilização do dia, e os períodos do ano,

observando-se:

1. horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas

definidas pela distribuidora considerando a curva de carga de seu sistema elétrico,

aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, com exceção feita aos

sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi, e

os seguintes feriados:

Tabela 2. 1 – Relação de feriados nacionais, oficializados em leis federais.

Dia e mês Feriados Nacionais Leis Federais

01 de janeiro Confraternização Universal 10.607, de 19/12/2002

21 de abril Tiradentes 10.607, de 19/12/2002

01 de maio Dia do Trabalho 10.607, de 19/12/2002

07 de setembro Independência 10.607, de 19/12/2002

12 de outubro Nossa Senhora Aparecida 6.802, de 30/06/1980

02 de novembro Finados 10.607, de 19/12/2002

15 de novembro Proclamação da República 10.607, de 19/12/2002

25 de dezembro Natal 10.607, de 19/12/2002

15

2. horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias

consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta;

3. período úmido: período de 5 (cinco) ciclos de faturamento consecutivos,

referente aos meses de dezembro de um ano a abril do ano seguinte;

4. período seco: período de 7 (sete) ciclos de faturamentos consecutivos,

referente aos meses de maio a novembro;

5. tarifa azul: modalidade caracterizada pela aplicação de tarifas

diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de

utilização do dia e os períodos do ano, assim como de tarifas diferenciadas de

demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia;

6. tarifa verde: modalidade caracterizada pela aplicação de tarifas

diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização

do dia e os períodos do ano, assim como de uma única tarifa de demanda de

potência [5].

Na seção LXXV, há a definição do conceito de tarifa e suas variações:

Tarifa: valor monetário estabelecido pela ANEEL, fixado em reais por

unidade de energia elétrica ativa ou da demanda de potência ativa, sendo:

a) tarifa binômia de fornecimento: aquela que é constituída por valores

monetários aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa e à demanda faturável;

b) tarifa de energia: aquela que se destina ao pagamento pela energia

elétrica consumida sob condições reguladas;

c) tarifa de uso do sistema de distribuição – TUSD: aquela que se destina

ao pagamento pelo uso do sistema de distribuição, estruturada para a aplicação de

tarifas fixadas em reais por megawatt-hora (R$/MWh) e em reais por quilowatt

(R$/kW);

d) tarifa monômia de fornecimento: aquela que é constituída por valor

monetário aplicável unicamente ao consumo de energia elétrica ativa, obtida pela

16

conjunção da componente de demanda de potência e de consumo de energia

elétrica que compõem a tarifa binômia [5].

As seções LXXXII e LXXXIII especificam as tensões (primárias e

secundárias) de distribuição.

Tensão primária de distribuição: tensão disponibilizada no sistema elétrico

da concessionária com valores padronizados iguais ou superiores a 2,3 kV.

Tensão secundária de distribuição: tensão disponibilizada no sistema elétrico

da concessionária com valores padronizados inferiores a 2,3 kV [5].

2.2 Smart Grid

Também conhecido como rede inteligente, é a aplicação da tecnologia da

informação para o sistema elétrico de potência, promovendo a integração dos

sistemas de comunicação com a infra-estrutura de rede automatizada, e também,

com o comportamento e as ações de todos os usuários conectados a eles

(produtores e consumidores), de modo eficientemente sustentável, econômico, e

com garantia de abastecimento seguro de eletricidade.

Especificamente, envolve a instalação de sensores nas linhas da rede de

energia elétrica, estabelecendo um sistema de comunicação confiável bidirecional

com os diversos dispositivos e automação dos ativos. Esses sensores são

embutidos com chips que detectam informações sobre a operação e desempenho

da rede (detecção de tensão e de corrente), e posteriormente, submetidas a

análises.

O Smart Grid utiliza um conjunto de produtos e serviços inovadores,

juntamente com o monitoramento inteligente, com o controle, com a comunicação e

com as tecnologias de regeneração, com intuito de:

• Otimizar a conexão e a operação de geradores, de diversos tamanhos e

tecnologias.

• Permitir a participação dos consumidores na otimização da operação do

sistema.

17

• Manter os consumidores informados e permitir que os mesmo tenham opções

para a escolha da melhor oferta.

• Reduzir significativamente o impacto ambiental ao sistema de fornecimento

de electricidade.

• Manter, ou até melhorar, os níveis elevados de qualidade do sistema, de

confiabilidade e de segurança do abastecimento.

• Manter e aprimorar os serviços existentes, de forma eficiente, e promover a

integração de mercados.

Figura 2. 1 – Áreas de atuação do Smart Grid. Adaptado de: smartgrid.eu

De acordo com a figura 2.1, os segmentos elétricos se dividem em: Smart

Grid e Smart Metering.

Smart Grid: geração central (sistema analítico central); linhas de transmissão

(transporte de energia e dados); rede de distribuição (conjunto de linhas de

transmissão); inter conexões (comunicação bi-direcional entre central e consumidor);

veículo elétrico (favorece o uso de veículos híbridos movidos a eletricidade, através

de plug-ins de recarga); geração distribuída (conjunto com fontes de geração

18

próximas ao consumidor, como painel solar e PCH, para estabilizar a distribuição).

Smart Metering: medidores e displays (eletrônicos); provedor de transações

(sistema dinâmico de controle e de distribuição, além de armazenamento de dados);

demanda residencial (clientes podem mudar seu comportamento de demanda,

através da escolha do tipo de tarifação); clientes comportamento (variável devido à

escolha de tarifação); aplicações elétricas (alimentação adequada de aparelhos

movidos à eletricidade); energia eficiente (maior qualidade do sistema, confiabilidade

e segurança na distribuição); micro geração (funcionamento conjunto com outras

fontes de geração renováveis: solar, eólica, biogás).

Os principais motivos para a implantação do Smart Grid são:

Benefícios na parte elétrica:

• Evitar os “blackouts”, pois baseado no passado, a infra-estrutura

existente comprova que é difícil de evitá-los. E o problema cresce à medida que a

carga aumenta também, conseqüentemente sobrecarrega a rede.

• Furtos de energia, pois no Brasil, há empresas com perdas técnicas e

comerciais variáveis, desde as mais baixas até as mais significativas. E assim, poder

monitorar eficientemente a rede e seus consumidores é uma das grandes vantagens

para a implantação do Smart Grid.

• Geração Distribuída, pois com o surgimento de novas formas de

geração (eólica, biomassa, solar, térmica) próximos da carga, haverá a necessidade

de criar novas estratégias de conexão para balancear a carga e a geração.

• Eficiência energética, pois a redução de pico de carga nos horários de

ponta influencia diretamente no investimento de capital e no custo final para os

consumidores. Várias alternativas tecnológicas podem ser utilizadas para aprimorar

a rede, por exemplo, medição eletrônica, sistemas de controle e de

telecomunicações (para suporte de estratégias de controle), comando de equipes.

Benefício ao meio ambiente:

• Proprietários de imóveis e as empresas serão capazes, a partir dos

dados obtidos, de calcular e de reduzir as emissões de gases. Eletrodomésticos

poderão ser programados para funcionar à noite, quando a demanda de eletricidade

é menor, para operação mais eficiente da rede. E a geração distribuída de

eletricidade, a partir de diversas pequenas centrais geradoras, irá estimular o uso de

energia renovável.

19

Benefício à segurança:

• Quando ocorre um “blackout”, há a possibilidade de gerar uma série de

falhas, as quais podem afectar bancos, comunicações, tráfego e segurança. Uma

rede inteligente tornará o sistema elétrico melhor preparado para enfrentar

emergências como furacões, nevascas, ataques terroristas. Além disso, irá detectar

e isolar falhas de energia, antes que surja apagões. Também será útil na garantia de

recuperação da electricidade, e encaminhado rapidamente a electricidade para

locais estratégicos. Ao combinar os recursos distribuídos, uma comunidade pode

manter sua mercearia, departamento de polícia, semáforos, sistema de telefonia e

de funcionamento do centro de saúde durante as emergências [4].

2.3 Time-of-Use

Uma forma de tarifação em blocos de acordo com o tempo denomina-se

Time-of-Use – TOU (Tarifa Horária). Nesse tipo de tarifação, os preços da

eletricidade estão definidos para um determinado período de tempo, pré-

programados para não mudar mais do que duas vezes por ano. Os preços pagos

pela energia consumida durante estes períodos são pré-estabelecidos e divulgados,

com antecedência, para que os consumidores tenham acesso a essas informações e

permitir o controle de gastos. E assim, tem a possibilidade de variar a sua utilização,

em resposta a esses preços, e gerenciar seus custos de energia, ao deslocar o

tempo de uso a um período de baixo custo ou reduzir o seu consumo em geral.

A forma de aplicação mais utilizada das tarifas TOU é o RTP (Preços em

Tempo Real), onde são definidos, durante todo o tempo, preços por unidade de

capacidade ou de energia. Por isso, também é conhecido como dinâmica de preços.

Ele permite o ajuste de preços freqüentes, tipicamente em base horária, para refletir

as condições de tempo real do sistema.

No Brasil, é adotada a modalidade TOU para as unidades consumidoras

atendidas em alta e média tensão. Para consumidores atendidos em baixa tensão,

ainda é aplicado uma única tarifa na forma monômia, ou seja, tarifação única

durante todo o tempo. Há um projeto para ser aprovado pela ANEEL para

implantação do TOU para consumidores de baixa tensão [2].

20

2.3.1 Experiência do TOU em outros países

Na tarifa de baixa tensão vigente, e também na nova tarifa proposta, só

prevêem a aplicação de encargos volumétricos associados ao consumo de energia.

De acordo com a contribuição para a audiência pública n° 120/2010 da

Elektro, há uma exemplificação para esse caso, no consumo em residências de

zonas turísticas, onde se tem alta consumação em curtos períodos e com altíssimo

fator de simultaneidade. O dimensionamento da rede da distribuidora nessa área é

determinado por esses usuários, e, no entanto, eles só pagam a energia consumida

durante o período de utilização [6].

A tabela a seguir mostra o método adotado (tipo de encargo por capacidade e

por energia) por diversos países no uso da tarifação Time-of-Use. Esse método

ainda não é utilizado no Brasil, e pode ser uma alternativa que a ANEEL possa

utilizar no futuro .

21

Tabela 2. 2 - Modalidades tarifárias Time-of-Use, aplicadas à baixa tensão em diversos países.

Fonte: Baseada em dados da ANEEL.

TARIFAS TOU PAÍS

Encargo por Energia

Encargo por Capacidade Observações

Inglaterra Dois postos horários

Não -

Austrália Três postos

horários Sim Taxa diária de capacidade

para negócios com consumo maior de 40 MWh

Espanha Dois postos

horários Sim Tarifa de demanda por

potência contratada

Chile Dois postos

horários Sim Tarifa binômia

Portugal Dois ou três postos horários

Sim

Em todas as modalidades há necessidade de contratar

a disponibilidade de potência aparente (em

kVA).

França Dois postos horários

Sim Tarifa de demanda por potência contratada

2.4 Proposta daTarifa Branca

A ANEEL ressalta a ausência de alternativas de tarifação para consumidores

atendidos em baixa tensão, dado que são faturados de uma única forma, através da

tarifa convencional.

De acordo com a nota técnica nº 362/2010, artigo 121, a estrutura tarifária

horária proposta consiste em duas modalidades tarifárias:

• Modalidade Convencional: monômia, com um preço de consumo de

energia em R$/MWh, sem levar em consideração o horário, e atualmente utilizado.

• Modalidade Branca: monômia, com três tipos de preços de consumo de

energia em R$/MWh, de acordo com os postos tarifários.

22

O objetivo apresentado pela ANEEL neste tema é propor uma variedade

maior de modalidades tarifárias, com intuito de obter, via escolha dos consumidores,

os efeitos positivos sobre o uso de um sistema regulado pelo deslocamento temporal

do consumo. Nesse sentido, propõe a criação da Tarifa Branca.

Já o artigo 123 define os postos tarifários.

Os postos tarifários serão denominados de: posto de ponta, intermediário e

fora de ponta. O posto de ponta será aplicado conforme o disposto na Resolução

Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, que estabelece as Condições Gerais

de Fornecimento de Energia Elétrica de forma atualizada e consolidada, in verbis:

“horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas

pela distribuidora considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado

pela ANEEL para toda a área de concessão, com exceção feita aos sábados,

domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi, e os

seguintes feriados [...]”.

O intermediário será definido como o período de 2 (duas) horas, sendo 1

(uma) hora imediatamente anterior ao horário de ponta e 1 (uma) hora

imediatamente posterior ao horário de ponta. O objetivo é de evitar o deslocamento

das cargas da ponta para picos adjacentes.

O artigo 126 fala sobre a transição de horários e a definição da constante

kz. As relações ponta/fora de ponta e intermediário/fora de ponta serão definidas

como cinco e três, respectivamente, para a tarifa de uso do sistema de distribuição,

excluído eventual sinal horário na energia. No processo de revisão tarifária será

definida a constante kz, relação entre a tarifa do posto fora de ponta da modalidade

branca e a tarifa convencional, que será necessariamente menor que a unidade.

Os artigos 128 e 129 tratam sobre a abrangência dessa proposta tarifária. A

modalidade tarifária branca opcional abrangerá o subgrupo residencial com

consumo médio mensal maior do que 200 kWh, de acordo com o plano de

substituição de medidores a ser definido pela ANEEL (a ser tratado em audiência

pública). Essa seletividade da faixa de consumo visa atingir o mercado com

consumo essencial relativamente baixo. Consumidores residenciais com consumo

maior do que 500 kWh serão enquadrados compulsoriamente na tarifa branca,

23

seguindo o plano de substituição de medidores, pois, considerando a energia como

um bem normal, espera-se uma maior apropriação do excedente do consumidor.

Ademais, a modalidade tarifária branca opcional será aplicada ao subgrupo

comercial e industrial (B3) sem distinção de consumo. Por outro lado, consumidores

com consumo acima de 2.000 kWh serão enquadrados compulsoriamente na tarifa

branca, seguindo o plano de substituição de medidores. Espera-se que essa

modalidade possa incentivar novas tecnologias e processos mais eficientes ao

sistema elétrico. A tarifa branca estará mais próxima dos custos reais, imputados ao

sistema elétrico, do que a tarifa convencional. Característica desejável para

consumidores com alto consumo relativo [2].

Figura 2. 2– Evolução da carga mensal de demanda do Sistema Interligado Nacional

(Porcentagem do mês de maior carga no ano). Fonte: Baseada em dados da ONS [7].

24

SE-CO Sul

Nordeste Norte

Figura 2. 3 – Quantidade de carga em função das horas do dia em diversas regiões brasileiras. Curva

de carga em meses distintos. Fonte: ONS; Consolidação da Carga para o PAR 2008-2010; 2007

Por apresentar uma mudança significativa na carga de demanda (figura 2) e

existir diferentes perfis de consumo de cada região do Brasil (figura 3), há uma certa

cautela na implantação da tarifa branca, pois o preço da energia está previsto a ser

bem mais alto, exatamente no horário de maior consumo residencial, o qual vai

mexer com os hábitos de milhões de consumidores, e ainda, os novos medidores

são mais caros [7].

25

Além disso requer maior tempo para estudos detalhados, com intuito de

definir grupos de perfis de consumidores, fundamentais para o dimensionamento e

operação do sistema elétrico.

2.4.1 Aplicação da constante kz

Figura 2. 4 – Percentual de redução da fatura em função relação ao perfil de consumo. Fonte:

SAD/ANEEL. 07/2010 na Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, 06 de dezembro de 2010

De acordo com o artigo 130, para a elaboração desse gráfico, fez o uso das

curvas de carga das campanhas de medição utilizadas, no segundo ciclo de revisão

tarifária das distribuidoras de energia elétrica, para obter as funções de regressão

linear apresentadas.

Com base na figura 2, por exemplo, há um consumidor que represente 40%

do consumo total no horário de ponta mais intermediário, com uma tarifa adotada na

relação kz (razão entre a tarifa branca fora de pico e a convencional) 0,6, vai

26

resultar numa fatura, em modalidade branca, de 80% do valor da estrutura tarifária

convencional [2].

3 MODELO DE IMPACTO DE TARIFAS

3.1 Critérios para cálculo de tarifas

Os critérios para o cálculo de tarifas são diversos, porém, no processo de

determinação das tarifas de uso, busca-se na maioria das vezes equilibrar 3 fatores:

sustentabilidade, isonomia e eficiência. A condição necessária para que a eficiência

econômica seja alcançada é que as tarifas sejam iguais aos custos marginais. Pela

regra do preço igual ao custo marginal, apenas os custos variáveis seriam cobertos

pela receita obtida pela empresa, ficando em aberto a questão do financiamento da

parte fixa dos custos totais. Como igualar as tarifas ao custo marginal não permite

que a empresa regulada recupere os custos fixos e variáveis, torna-se necessário

realizar um ajuste nos custos marginais para que as tarifas aplicadas possam

recuperar a receita permitida, ou nível tarifário, a qual garante uma rentabilidade

adequada.

Alguns outros aspectos regulatórios também podem ser considerados, tais

como: estabilidade tanto da receita quanto das tarifas; simplicidade e facilidade de

implementação; estímulo ao gerenciamento de carga; fomento à justiça social e a

sustentabilidade ambiental.

Em uma empresa, no cálculo de tarifas, a receita requerida é distribuída entre

as diferentes classes de unidades consumidoras, de forma que, ao final a estrutura

tarifária estabelecida recupere todos os custos identificados.

As tarifas “Time-of-use” são utilizadas no intuito de otimizar o carregamento

dos sistemas de distribuição, ou seja, a sinalização obtida por meio da análise

conjunta dos perfis de carga e de rede poderá otimizar a ocupação dos sistemas, no

entanto não garantem a sustentabilidade econômica da concessionária de

distribuição de energia elétrica.Uma alternativa interessante é combinação dos

27

conceitos de tarifas “Time-of-use” com os “Preços de Ramsey” [9]. Essa

metodologia busca equilibrar a eficiência econômica, isonomia entre os usuários da

rede e a sustentabilidade da empresa regulada uma vez que promove a otimização

do carregamento do sistema.

Um modelo tarifário eficiente pode ser atingido através da adoção dos Preços

de Ramsey com a sinalização das tarifas Time-of-use. Dessa forma, os dois

aspectos considerados fundamentais no estabelecimento de um modelo tarifário

eficiente são atingidos ao mesmo tempo.

3.2 Tarifas como elemento de gestão de carga

Na operação e dimensionamento de um sistema elétrico de potência deve ser

levado em conta o perfil de demanda energética. A demanda máxima é a base

de cálculo da capacidade dos sistemas de distribuição e sub-transmissão. Essa

condição de carga máxima resulta da agregação de comportamentos individuais das

unidades consumidoras conectadas ao sistema.

No carregamento desse sistema, um fator de influência direta é a política

tarifária praticada pela concessionária. A partir da análise da curva de carga é

possível verificar o quanto essa sinalização tarifária esta sendo efetiva no sentido de

aliviar o carregamento do mesmo.

3.2.1 Perfil de carga e a tarifa

Tomando um sistema com carregamento máximo de 120kW como exemplo,

na figura 3.1 é possível observar que a média seria apenas de aproximadamente

85kW.

Figura 3. 1 –

Assim a aplicação de uma política tarifária horári

marginais horários induziria a uma distribuição dessa demanda máxima ao longo das

demais horas do dia tornando assim a curva mais homogênea.

Sendo assim, pode

amortecimento da curva acima, período 1 e período 2, como exemplificado na figura

3.2.

0

20

40

60

80

100

120

140

1 3

Dem

anda

[kW

]

0

20

40

60

80

100

120

140

1 2 3 4

Dem

anda

[kW

] P1

– Exemplo de perfil de carga de um SEP. Fonte: Autor

Assim a aplicação de uma política tarifária horária baseada em custos


demais horas do dia tornando assim a curva mais homogênea.

Sendo assim, pode-se concluir que dois períodos seriam suficientes para um

va acima, período 1 e período 2, como exemplificado na figura

5 7 9 11 13 15 17 19 21Tempo[Horas]

4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122

Tempo[Horas]

P1 P1

P2

28

Exemplo de perfil de carga de um SEP. Fonte: Autor.

a baseada em custos


se concluir que dois períodos seriam suficientes para um

va acima, período 1 e período 2, como exemplificado na figura

21 23

222324

29

Figura 3. 2– Períodos considerados. Fonte Autor.

Caso sejam estabelecidas tarifas que induzam a dispersão de cargas nos

períodos de maior carregamento dos sistemas, ao mesmo tempo em que induzam a

concentração de consumo nos períodos de ociosidade dos mesmos, pode ser

realizada uma otimização dos carregamentos desses sistemas.

A questão tarifária é um sistema dinâmico, que induz a diferentes reações nas

cargas frente ao sinal tarifário ao qual a unidade consumidora é submetida, portanto

não pode ser tratada simplesmente como um problema estático de alocação de

custo entre as unidades consumidoras dos sistemas de distribuição.

Uma possível aplicação de uma nova política tarifária depende de fatores

relacionados à natureza de consumo, como hábitos, utilidade e renda, que podem

influenciar na resposta do consumidor e alterar o carregamento das redes, sendo

assim a reação do consumidor pode ser negativa. Não se pode, portanto,

simplesmente estabelecer o custo operacional e de expansão da rede e emitir o sinal

econômico para o consumidor e com isto esperar a otimização da rede.

No caso de uma mudança na política tarifária deve-se ter conhecimento do

comportamento dessa carga frente aos valores cobrados por unidade de energia,

sendo possível assim mensurar o impacto no carregamento dos sistemas.

As funções de demanda correlacionam as quantidades consumidas com os preços

praticados e são obtidas considerando períodos específicos pré-estabelecidos que

refletem a não uniformidade do perfil de carga apresentado. Com base na figura 3.2

duas funções de demanda-preço para cada conjunto típico de unidades

consumidoras conectadas neste sistema em cada período poderiam ser suficientes

para representar o carregamento do sistema em cada período.

3.2.2 Curvas de demanda

As curvas de demanda informam a quantidade a ser consumida a cada nível

de preço.

30

São cinco os fatores que podem modificar a quantidade de demanda:

• Preço;

• Renda

• Preço de produtos relacionados;

• Gosto; e

• Expectativa.

De uma forma geral, sabemos que quanto maior for o preço de um bem menos

as pessoas tendem a adquirir aquele bem, portanto, o normal na atitude das

pessoas é reduzir o consumo quando há aumento no preço do bem e aumentar o

consumo quando o preço do bem for reduzido. Porém quando fala-se de um bem de

consumo como energia elétrica a questão não é tão simples assim, mexer com os

hábitos de milhões de famílias é muito delicado.

Entende-se como bem de consumo aqueles bens que as pessoas reduzem o seu

consumo quando ocorre um aumento no preço ou quando as pessoas aumentam o

seu consumo quando os preços são reduzidos, entretanto, existem algumas

exceções, por exemplo consideremos um item como remédios de marca, o fato de

reduzirmos o preço dos mesmos induzirá a um maior consumo? E o fato de

aumentarmos o preço, reduzirá o consumo? A resposta para primeira pergunta é

sim, o consumidor provavelmente irá preferir o remédio de marca ao genérico,

principalmente se ambos possuírem o mesmo preço como é o caso da energia hoje,

o que vale é a questão da conveniência nesse caso, entretanto o consumidor não irá

tender a consumir mais o item remédios, sejam genéricos ou de marca. Para a

segunda pergunta a resposta é sim, o consumidor tende a reduzir o seu consumo,

principalmente pela questão renda, tende a buscar alternativas como genéricos por

exemplo.

Quando a questão é energia elétrica o consumidor tende a ter um limite de uso,

salvo algumas exceções o consumidor não tende a gastar mais energia pelo fato da

mesma estar mais barata, porém o fato da mesma estar mais cara tende a reduzir o

consumo, obriga o consumidor a buscar alternativas, consumo em horários em que o

kWh tenha um preço menor.

31

Provavelmente a questão mais delicada diz respeito a fatores como hábitos e

principalmente renda dos consumidores, um aumento na renda dos consumidores

pode provocar uma mudança geral nos hábitos da população, com mais renda o

consumidor pode optar pela utilização de aparelhos como ar-condicionado,

aquecedores e demais, essa alteração nos hábitos de consumo provocaria a

utilização de maior quantidade de energia, principalmente nos horários em que a

tarifa teria menor preço, sem falar que o aumento na renda poderia não condicionar

o consumidor a reduzir seu consumo em horário de ponta.

O conhecimento dos custos de operação e expansão, além da elasticidade ao

preço da energia são necessários para que se possa estabelecer as funções de

demanda. Como a disponibilidade desses dados não é grande normalmente, uma

alternativa seria a linearização destas funções em torno do ponto de consumo

conhecido [1].

Como não é possível quantificar devidamente as relações de consumo-preço

devido ao fato de que as informações de consumo e preço não permitiam a

quantificação, uma alternativa seria a utilização de funções de demanda com

elasticidade constante, obtidas a partir da combinação dos pontos de consumo-

preço conhecidos e das elasticidades ao preço da energia obtidas a partir de

equações econométricas definidas para previsão de consumo de energia [1].

3.2.3 Elasticidade como medida de comportamento de carga

A demanda de eletricidade em nível baixa tensão é derivada da demanda

pelos serviços, tais como o aquecimento de água, resfriamento, preparação e

armazenamento de alimentos e entretenimento, que são realizados pelo uso de

aparelhos elétricos. Os determinantes do consumo doméstico de energia elétrica são

o preço da eletricidade, a renda do consumidor, a estrutura residencial,

características demográficas e climáticas.

32

3.2.3.1 Elasticidade

A elasticidade tem como objetivo medir a reação ocorrida em uma variável

quando uma segunda variável for modificada.

Pode-se conceituar a elasticidade como sendo um número que informa a

variação percentual em uma variável em decorrência de uma mudança de 1% em

outra variável.

3.2.3.1.1 Elasticidade-preço da demanda

A elasticidade preço da demanda informa a variação percentual que ocorrerá

na quantidade demandada de determinado bem quando o preço deste for

modificado em 1%.

Sabe-se que, em geral, um aumento nos preços provoca uma redução na

quantidade de demanda e, analogamente, uma redução nos preços provoca um

aumento na quantidade de demanda. Portanto, a elasticidade-preço da demanda é,

em geral, um número negativo e isso representa o fato de as grandezas serem

inversamente proporcionais.

Se o módulo da elasticidade-preço da demanda for maior que 1, a demanda é

considerada elástica, ou seja, há uma reação por parte do consumidor reduzindo a

quantidade demandada superior à variação no preço do bem. Isto pode ocorrer por

alguns motivos, o produto possuir bons substitutos, assim o consumidor tende a

reagir com um deslocamento ao consumo do bem substituto, outra opção é

considerar o bem como supérfluo, quando o preço aumenta o consumidor passa a

considerar que esse bem deve ter seu consumo restringido.

Quando o assunto é elasticidade de consumo de energia elétrica, uma

elasticidade-preço com módulo maior que 1 não deve ser a resposta de consumo

mais adequada, é muito complicado substituir a energia elétrica em uma residência,

um comércio ou até mesmo em uma indústria, uma vez que o preço das formas de

energia candidatas a substituição muitas vezes é mais elevado que a própria

eletricidade. Também não se pode considerar o consumo de energia elétrica como

33

um item supérfluo, apesar do aumento de renda da população a determinação da

elasticidade utiliza dados da população como um todo, assim o módulo da

elasticidade deve ser menor que 1.

De momento os estudos em determinação de elasticidade-preço do consumo

de energia elétrica nos trazem dados com módulo menor que 1, são considerados

inelásticos , ou seja, há uma redução da quantidade de demanda inferior à variação

no preço do bem. A reação do consumidor é menor é pequena devido ao fato de o

produto eletricidade ser essencial para sua sobrevivência nos tempos de hoje.

3.2.3.1.2 Elasticidade-renda da demanda

A elasticidade-renda da demanda informa a variação na quantidade

demandada do bem como reação a uma mudança de 1% na renda do consumidor.

Nesse caso um aumento na renda do consumidor deve influenciar em um aumento

do bem de consumo com base no que foi discutido no item 3.2.2.

3.2.3.1.3 Elasticidade cruzada da demanda

A elasticidade cruzada da demanda mede a variação na quantidade

demandada do bem X como reação a uma mudança de 1% no preço do bem Y.

Sabe-se que a alteração no preço de um bem pode provocar a mudança na

demanda de outro bem, essa elasticidade irá quantificar quanto uma pessoa altera

seu consumo frente ao fato de outro bem ter tido seu preço alterado.

Infelizmente não tem-se dados concretos sobre elasticidade cruzada da

demanda de energia elétrica quando o assunto é postos tarifários, portanto espera-

se que seja um pouco prejudicial na mensuração do efeito de uma política com

postos tarifários diferentes na curva de carga, porém, como esse dado mede a

influência da reação da redução da demanda, do período de ponta e intermediário

de ponta, no período fora de ponta, não deve depreciar a qualidade dos dados, já

que o intuito das tarifas de uso é a “planificação” da ponta de carga e não espera-se

que haja redução no consumo no período fora de ponta.

34

A determinação das elasticidades de demanda de energia é um campo muito

complexo, trabalho até para uma Tese de Doutorado, devido a complexidade de

cálculos e dificuldade em aquisição de dados da relação preço-consumo, as

estimativas das elasticidades utilizadas neste projeto foram as mesmas utilizadas da

Tese de Doutorado do Paulo Steele [1], obtidas de estudos conduzidos por técnicos

da Secretaria de Acompanhamento Econômico [10]. Esses dados foram

confrontados com resultados obtidos por outros estudos sobre elasticidade-preço

nacionais e também internacionais o que garante boa confiabilidade aos mesmos.

Tabela 3. 1 – Elasticidade preço por classe de consumo. Fonte SEAE.

Classe de consumo Elasticidade-preço

Residencial -0,146

Comercial -0,174

Industrial -0,545

A quantificação das elasticidades-preço por classe de consumo pela SEAE,

permitiu que fosse realizado um agrupamento do mercado atendido pela

distribuidora em função do tipo de atividade econômica que preponderasse em cada

nível de tensão. No próximo capítulo com base nesse agrupamento de mercado será

apresentado o comportamento para cada classe de consumo frente uma nova

política tarifária.

3.2.3 Funções de demanda

De posse dos valores de elasticidade por classe de consumo e, considerando

que ao menos um ponto de demanda-preço é conhecido, ou seja, é definido pelas

tarifas praticadas e as quantidades demandadas, sendo, esta última, representada

pelas curvas típicas de carga, se torna possível estimar as funções de demanda

necessárias.

35

A quantidade demanda de potência na hora h pode ser explicada pela função;

�� Equação 1

Sendo � a tarifa do posto tarifário �.

Os parâmetros “a” e “b” são estabelecidos a partir da quantificação da função

de tendência que explica os pontos discretos estimados, tendo como partida o ponto

de demanda-preço conhecido e o fato que para cada variação de 1% da tarifa

ocorrerá uma variação de x% da demanda, sendo a variação da demanda explicada

pela elasticidade da carga.

A curva da figura 3.3 pode ser tomada como exemplo. A mesma apresenta

uma função de demanda para a hora 1 do tipo potência, calculada a partir do ponto

de demanda-preço conhecido (89,7; 6,64), e da elasticidade típica utilizada para as

cargas industriais (-0,545).

Figura 3. 3 – Funções de Demanda da Hora 1. Fonte: SANTOS, P.E.S. Tarifa de Distribuição para

Unidades Consumidoras e Micro-Geradores, considerando a Elasticidade.

36

Uma vez que são definidas as funções de demanda para cada hora, é preciso

estabelecer pressupostos para modelar o comportamento das cargas [1].

1. Não existe capacidade ociosa nas plantas das cargas;

2. A demanda máxima possível no curto prazo é a máxima histórica já verificada

ao longo das 24 horas;

3. A capacidade máxima de consumo de energia está limitada à utilização

contínua da demanda máxima possível;

4. A demanda mínima possível é a demanda mínima histórica já verificada ao

longo das 24 horas;

5. A variação na componente de energia das tarifas induz a alteração no

consumo de energia mas modifica o perfil de consumo das cargas, exceto

para sistemas de preços monômios em energia, caso das cargas conectadas

em baixa tensão; neste caso a variação da componente de energia também

induz a modulação de carga.

6. A máxima tarifa possível está limitada a 20 vezes o valor da tarifa vigente.

Estabelecidas estas hipóteses, é possível se estimar o comportamento da carga

após a aplicação no mercado.

O efeito da elasticidade sobre a estimativa de demanda dada uma

determinada tarifa pode ser observado a seguir. A Figura 3.4 apresenta um conjunto

de possíveis funções de demanda obtidas para os pontos de elasticidade descritos

na Figura 3.5. A Figura 3.5 descreve a possível amplitude de variação de demanda

para diferentes elasticidades.

37

Figura 3. 4 – Demanda x Tarifas. Fonte: SANTOS, P.E.S. Tarifa de Distribuição para Unidades

Consumidoras e Micro-Geradores considerando a Elasticidade.

Figura 3. 5 – Elasticidade. Fonte: SANTOS, P.E.S. Tarifa de Distribuição para Unidades

Consumidoras e Micro-Geradores considerando a Elasticidade.

O fato de que as unidades consumidoras apresentam reação ao efetivo valor

ao qual são faturadas e não apenas a parte deste valor deve ser compreendido.

Portanto o método descrito permite uma estimativa mais realista do comportamento

38

da carga frente a uma sinalização tarifária qualquer, pois considera a elasticidade no

cálculo das tarifas.

4 DESENVOLVIMENTO

Esse capítulo aborda simulações com o intuito de estimar o perfil do

consumidor frente a nova política tarifária (tarifa branca), para isso, faz-se

necessário a utilização de dados recentes e com base em uma distribuidora de

energia nacional, também do auxilio de um software para devidas simulações. Dessa

forma as simulações foram feitas com base em dados fornecidos pela COPEL

(Companhia Paranaense de energia), concessionária considerada de grande porte

no cenário nacional, dados esses utilizados pela mesma na última revisão tarifária e

também do software Stac.

4.1 Software de simulação

Para a simulação do efeito da nova política tarifária na rede tem-se a

disposição um algoritmo de cálculo de tarifas de aplicação, um software que

considera tanto a questão da otimização do carregamento dos sistemas quanto o

aspecto do impacto no carregamento dos sistemas de uma mudança na política

tarifária.

.

39

Figura 4. 1– Menu inicial do Stac. Fonte: Trconsultoria.

O Software STAC é um novo sistema de tarifas de referência, desenvolvido a

partir do mapeamento do processo de cálculo utilizado pela ANEEL. Ele foi

desenvolvido ao longo dos trabalhos de pesquisa para a elaboração da tese de

doutorado de Paulo Steele [8]. A utilização deste software combinada com

experimentos particulares de outros casos tarifários conduz o usuário a um

entendimento sobre o processo de cálculo da estrutura tarifária utilizada no setor

elétrico do Brasil.

O sistema inicialmente estabelece as tarifas de referência considerando os

postos tarifários, os custos marginais, os fatores de perda, o diagrama de potência e

as curvas iniciais de carga e de rede. As tarifas estabelecidas nos postos tarifários

definem os sinais econômicos entre estes postos e, também, entre os níveis de

tensão considerados.

As tarifas são calculadas de forma que o excedente dos consumidores seja

maximizado ao mesmo tempo em que as seguintes restrições são observadas:

• O faturamento esperado se iguale à receita regulatória estabelecida;

• As relações entre os postos tarifários identificadas no cálculo das TOU sejam

mantidas;

• As Tarifas sejam sempre inferiores aos preços de reserva.

A figura na seqüência demonstra a forma de inserção dos dados no Stac.

40

Figura 4. 2 – Sistema de inserção de dados no Stac. Fonte: SANTOS, P.E.S. Tarifa de Distribuição

para Unidades Consumidoras e Micro-Geradores considerando a Elasticidade.

Para a realização dos cálculos são necessários os seguintes dados:

• Mercado, em MW e MWh, anual por nível de tensão;

• Custos Marginais de expansão de cada nível de tensão;

• Percentual de perdas técnicas;

• Tipologias de transformações (Curvas de Redes) e consumo (Curvas de Cargas)

identificadas na empresa;

• Diagrama simplificado de fluxo de carga.

41

As simulações abordadas nesse capítulo terão como base uma tarifa

estruturada nas bases do software com dados da COPEL, esse capítulo também

abordará simulações com as tarifas reais baseadas no modelo vigente e preceitos

da “Tarifa Branca”, pois o software além da função de estruturação de tarifas

também possui as seguintes funcionalidades.

• Testar a consistência dos Perfis de Carga e de Rede informados;

• Avaliar o impacto no carregamento das redes após a utilização de um novo

conjunto de tarifas de aplicação, considerando a elasticidade das cargas;

• Visualizar as curvas de custos horárias para cada nível de tensão, podendo em

seguida criar até três postos tarifários;

• Visualizar e estabelecer tarifas de referência associadas ao fator de carga dos

consumidores típicos (menu de tarifas).

Desta forma pode-se acompanhar o comportamento das curvas de rede

frente a estrutura tarifária a ser definida e com base na “Tarifa Branca” da ANEEL.

O Software STAC é apenas disponibilizado gratuitamente em uma versão

acadêmica, ou seja, uma versão experimental.

4.2 Simulações

Como visto acima para o cálculo das tarifas de referência no Stac e para

avaliar o impacto das tarifas na rede faz-se necessário a utilização de dados como:

O diagrama de fluxo de carga da distribuidora de energia, o mercado anual da

concessionária por nível de tensão, os custos marginais de expansão para cada

nível de tensão, o percentual de perdas técnicas e as curvas de rede para cada nível

de tensão, nesse caso, as curvas devem representar as características típicas de

carga e da utilização das redes de toda a concessão da COPEL.

42

A tabela abaixo exibe a quantidade e a forma dos dados inseridos no Stac

para a estruturação da tarifa de referência utilizada na segunda etapa das

simulações e para base de dados utilizada como referência para a primeira e

segunda etapa da mensuração dos perfis de carga.

Tabela 4. 1 – Leitura dos perfis de carga. Fonte: Autor.

Nível Classe Número de curvas Elasticidade

BT Residencial 10 -0,1740

BT Comercial 11 -0,1460

BT Iluminação

pública

1 0

BT Rural 14 -0,1740

BT Industrial 10 -0,5450

A2 Livre e cativo 4 -0,5450

A3 A3 10 -0,5450

A4 Azul e verde 10 -0,5450

O valor utilizado como base nas simulações refere-se a tarifa homologada

pela ANEEL para a COPEL no período vigente, expressas na unidade R$/MWh

(reais por megawatt-hora), esse valor não contempla tributos e outros elementos que

fazem parte da conta de luz do usuário, tais como: ICMS, Taxa de Iluminação

Pública e Encargo de Capacidade Emergencial.

Tabela 4. 2 – Tarifa atual, período N.Fonte: ANEEL.

TARIFA R$/MWh Quantidade horas tarifários Horário posto

300,00 24 1 – 24h

43

4.2.1 Simulação com estruturação na tarifa branca

As simulações dessa etapa se darão do período N a N + 1, ou seja, do

período N com a tarifa vigente hoje, 0,300 R$/KWh, para o período N + 1 com a

tarifa estruturada segundo as restrições da tarifa branca.

Um posto tarifário é estabelecido no intuito de sinalizar ao usuário tanto os

períodos de maior carregamento dos sistemas como os períodos de ociosidade dos

mesmos, simultaneamente em que simplifica o conjunto de tarifas finais, uma vez

que estabelece uma tarifa representativa das tarifas similares do período de tempo

considerado.

Como o objetivo aqui é estimar o efeito da tarifa branca no sistema atual, será

inserido para (N + 1) o valor de 80% da tarifa vigente como base para um dos postos

tarifários, como precede o artigo 130, para os demais será respeitado os preceitos

da tarifa branca, 3 níveis tarifários, ponta, fora de ponta e intermediário. Desta forma

o valor inserido manualmente na simulação para os postos intermediário e ponta

respeitará as relações definidas no artigo 126, 3 vezes para intermediário e 5 vezes

para período de ponta.

Tabela 4. 3 – Tarifas período N + 1. Fonte: Autor.

Tarifa R$/MWh Quantidade horas tarifárias

Horário posto

240,00 19h 1 - 18h / 23-24h 720,00 2h 18 -19h / 21-22h

1200,00 3h 19 - 21h

A Figura a seguir informa o valor dos postos tarifários para cada período

tarifado.

Figura 4.

Assim foi aplicada a política tarifária da

elasticidade definida no capítulo anterior, por classe,

curvas de carga obtidas

alusão aos valores presentes na tabela

Figura 4.

0

200

400

600

800

1000

1200

1 2 3

Pos

tos

(R$/

MW

h)

0,005,00

10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,0045,00

1 2 3 4 5 6

MW

Figura 4. 3 – Gráfico: postos tarifários N + 1. Fonte: Autor.

Assim foi aplicada a política tarifária da tabela 4.3 em conjunto com a

elasticidade definida no capítulo anterior, por classe, a cada classe de carga.

curvas de carga obtidas para classe residencial inseridas na seqüência,

alusão aos valores presentes na tabela 4.4, em anexo.

Figura 4. 4 – Curva 1 - Classe 1. Fonte: Autor.

4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021Periodo (h)

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Horas

44

Fonte: Autor.

em conjunto com a

a cada classe de carga. As

na seqüência, fazem

21222324

20 21 22 23 24

45


Figura 4. 6 – Curva 3 – Classe 1. Fonte: Autor.


0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

0,001,002,003,004,005,006,007,008,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

46

Na seqüência, pode-se observar a reação dos consumidores de âmbito industrial em

BT, a tabela 4.5, em anexo, demonstra os valores detalhados das curvas abaixo.



0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

47



A seguir, a tabela 4.6, em anexo, demonstra as respostas dos perfis de carga em

âmbito comercial em BT, e fazem referências às curvas na seqüência.


0,000,020,040,060,080,100,120,140,160,180,20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

48




0,001,002,003,004,005,006,007,008,009,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

0,000,200,400,600,801,001,201,401,601,80

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Horas

49

Da analise das curvas é possível facilmente perceber que há uma redução no

consumo no horário de ponta, observa-se também que a inserção do posto

intermediário evita que surja um pico de consumo antes da entrada na ponta de

carga. É possível perceber também que a elasticidade aplicada a classe de consumo

esta diretamente relacionada com a diminuição na demanda, para isso basta

observar que existe uma maior redução na demanda na classe 2 (industrial), classe

essa que possui maior valor em módulo de elasticidade-preço da demanda.

4.2.2 Simulação com estruturação na tarifa otimizada (Stac)

Para essa etapa as simulações se darão assim como na etapa anterior do

período N a N + 1, sendo N com base na tarifa atual (0,300R$/kWh) e para N + 1, a

tarifa estruturada pelo software Stac com base no modelo de maximização do

excedente.

O software tende a retornar a tarifa que atende adequadamente a

concessionária e também otimiza o carregamento do sistema, dessa forma estrutura

o valor da tarifa de forma que o carregamento do sistema seja o melhor possível

respeitando os conceitos previamente estabelecidos como quantidade e pontos de

postos tarifários. Assim, com base nos dados inseridos retornou a seguinte tarifa de

referência:

Tabela 4.7– Tarifa N + 1. Fonte: Autor.

Tarifa R$/MWh Quantidade horas tarifárias Horário posto

241,00 19h 1 - 18h / 23-24h

619,21 2h 18 -19h / 21-22h

1393,60 3h 19 - 21h

A Figura a seguir informa o valor dos postos tari

tarifado.

A tarifa acima a qual o software retornou é baseada em 3 postos tarifários,

inseridos antes da estruturação da tarifa no mesmo, no horário de p

fora de ponta e intermédio de ponta, ou seja, na transição de entrada do posto

tarifário no horário de ponta e na transição de saída do horá

estabelece a Tarifa Branca

Analisando a tarifa da tabela 4.7

de 80,33%, se compararmos

Tarifa Branca fora de pico.

Observa-se também que segundo a simulação realizada pelo software a

relação entre os postos tarifários é

intermediário/fora de ponta.

Com base nas informações acima foi a

em conjunto com a elasticidade definida no capítulo anterior, por

classe de carga. E assim

muito semelhantes as da simulação anterior, portanto serão apresentadas

tabelas 4.8, 4.9 e 4.10, ambas em anexo.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1 2 3

Pos

tos

(R$/

MW

h)

A Figura a seguir informa o valor dos postos tarifários para cada período

Figura 4. 16 – postos N + 1. Fonte: Autor.


inseridos antes da estruturação da tarifa no mesmo, no horário de p


tarifário no horário de ponta e na transição de saída do horá

ranca.

Analisando a tarifa da tabela 4.7 observa-se que constante Kz trás a relação

compararmos a estrutura da tarifa convencional com a estrutura da

ranca fora de pico. Lembrando que tal tarifa não contempla taxas e impostos.

se também que segundo a simulação realizada pelo software a

relação entre os postos tarifários é de 5,78 para ponta/fora de ponta e 2,56 para

intermediário/fora de ponta.

Com base nas informações acima foi aplicada a política tarifária da tabela 4.7

em conjunto com a elasticidade definida no capítulo anterior, por

classe de carga. E assim obtiveram-se os seguintes perfis cujas curvas de carga são

muito semelhantes as da simulação anterior, portanto serão apresentadas

4.10, ambas em anexo.

4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021Periodo (h)

50

fários para cada período


inseridos antes da estruturação da tarifa no mesmo, no horário de ponta de carga,


tarifário no horário de ponta e na transição de saída do horário de ponta como

ante Kz trás a relação

onvencional com a estrutura da

Lembrando que tal tarifa não contempla taxas e impostos.

se também que segundo a simulação realizada pelo software a

de 5,78 para ponta/fora de ponta e 2,56 para

plicada a política tarifária da tabela 4.7

em conjunto com a elasticidade definida no capítulo anterior, por classe, a cada

os seguintes perfis cujas curvas de carga são

muito semelhantes as da simulação anterior, portanto serão apresentadas nas

21222324

51

Da análise das tabelas observa-se que além da redução da demanda nos

períodos de ponta e intermediário de ponta houve um aumento na demanda no

período fora de ponta, esse aumento é explicado pela elasticidade-preço da

demanda, pois uma vez que a tarifa fora de ponta assumiu valores em torno de 80%

dos valores atuais, a demanda tende a aumentar proporcionalmente.

4.2.3 Tarifa Branca x tarifa estruturada (Stac)

De posse dos valores das curvas de carga pode-se realizar um comparativo

entre as duas propostas e observar qual melhor se adéqua ao sistema, tarifa com

preceitos da Tarifa Branca, ou tarifa estruturada pelo Stac.

Tabela 4. 11 – Quadro comparativo, tarifa branca x Stac. Fonte: Autor.

Hora Curva 1 -

Residencial Curva 2 -



Residencial TB STAC TB STAC TB STAC TB STAC

18 16,78 17,16 7,88 8,05 2,01 2,05 4,33 3,81

19 25,84 25,27 13,26 12,98 3,64 3,56 5,75 4,69

20 33,06 32,34 15,45 15,12 5,6 5,48 5,09 4,16

21 24,57 24,04 15,21 14,88 5,25 5,13 4,7 3,84

22 19,31 19,75 13,41 13,71 3,65 3,73 3,61 3,18

Industrial Industrial Industrial Industrial 18 0,66 0,72 1,05 1,14 0,62 0,68 0,14 0,14

19 0,43 0,43 0,42 0,38 0,48 0,45 0,14 0,14

20 0,43 0,43 0,31 0,29 0,39 0,35 0,14 0,14

21 0,43 0,43 0,24 0,22 0,35 0,32 0,14 0,14

22 0,43 0,43 0,21 0,23 0,34 0,37 0,14 0,14

Comercial Comercial Comercial Comercial 18 8,44 8,67 4,19 4,3 1,13 1,16 0,66 0,67

19 6,69 6,52 1,06 1,03 0,88 0,85 0,61 0,6

20 5,1 4,97 0,82 0,8 0,93 0,9 0,66 0,64

21 4,1 3,99 0,74 0,72 0,89 0,86 0,63 0,62

22 3,49 3,59 0,67 0,69 0,71 0,73 0,61 0,63

52

Observa-se na tabela acima que quando o intuito é um menor consumo na

ponta de carga a tarifa estruturada pelo Stac é mais adequada, isso acontece devido

ao posto tarifário no horário de ponta possuir um valor maior que o estabelecido

pelos preceitos da tarifa branca, entretanto, no posto intermediário, que possui

menor valor, o consumo de energia é maior pois seu preço mais baixo favorece um

aumento na demanda, porém, quando leva-se em conta o erro do modelo

estabelecido pelo software, (4,35%), a política tarifária retornada pelo software é

muito parecida com a pré-estabelecida pela Tarifa Branca.

4.3 Análise quantitativa

De posse dos valores informados nas curvas é possível realizar um

comparativo da variação de energia entre os períodos N e N+1 em cada hora

tarifada, para isso, multiplica-se os valores das curvas por 3600, com o intuito de

obter os mesmos em MWh. Assim basta subtrairmos as quantidades de energia por

hora da seguinte forma:

∆E = E(n) – E(n+1) Equação 2

Dessa forma a tabela 4.12 em anexo apresenta as varições de energia para

cada hora tarifada para a política tarifária mais eficiente.

Analisando a tabela 4.12 é possível perceber que a varição de energia ocorre

de forma satisfatória para os períodos de ponta e intermediário de ponta,

apresentando assim uma variação de quantidade de energia positiva, ou seja, uma

redução da quantidade de energia do período N para N+1. Entretanto, para o

período fora de ponta a variação da quantidade de energia é negativa, ou seja, há

um aumento na carga do sistema, mas como esse valor é pequeno, o sistema se

mantém com a carga abaixo da média no período fora de ponta.

53

A tabela 4.13 na seqüência mostra o percentual da variação de energia total

para cada curva.

Tabela 4. 13 – Variação de energia total por classe de consumo. Fonte: Autor.

Residencial Curva 1 Curva 2 Curva 3 Curva 4

∆Et (MWh) 63684 31932 12420 8964

Et (MWh) 1300608 769824 171360 244728

∆Et % 4,896479 4,147961 7,247899 3,662842

Industrial Curva 1 Curva 2 Curva 3 Curva 4

∆Et (MWh) 1548 360 2340 -324

Et (MWh) 70092 88092 58860 14112

∆Et % 2,208526 0,408664 3,975535 -2,29592

Comercial Curva 1 Curva 2 Curva 3 Curva 4

∆Et (MWh) 12060 -3168 1332 828

Et (MWh) 514044 277020 95832 65952

∆Et % 2,346103 -1,1436 1,389932 1,255459

Observa-se na tabela acima, que a variação total de energia mais eficaz

acontece para classe de consumo residencial, entretanto, esperava-se uma variação

maior na quantidade de energia para a classe industrial, tendo em vista que a classe

possui elasticidade com módulo maior. O que explica essa diferença é o fato de que

o perfil de consumo das classes, industrial e comercial, não se concentrar no horário

de ponta, e sim no período fora de ponta, onde a tarifa é mais em conta.

Quando fala-se em período de ponta é fácil perceber que a maior variação

ocorre onde a elasticidade possui maior valor, a tabela 4.14 demontra o percentual

da variação de energia no período de ponta e intermediário de ponta.

54

Tabela 4. 14 – Variação de energia total em período de ponta e intermediário de ponta por classe de

consumo. Fonte: Autor.

Residencial Curva 1 Curva 2 Curva 3 Curva 4

∆Epp (MWh) 89280 47916 15228 14148

Epp (MWh) 516096 280980 87048 84528

∆Epp % 17,29911 17,05317 17,4938 16,73765

Industrial Curva 1 Curva 2 Curva 3 Curva 4

∆Epp (MWh) 6084 6624 7236 648

Epp (MWh) 14868 14760 15048 3168

∆Epp % 40,9201 44,87805 44,87805 48,08612

Comercial Curva 1 Curva 2 Curva 3 Curva 4

∆Epp (MWh) 23112 5292 3852 2700

Epp (MWh) 122976 32436 20052 14076

∆Epp % 18,79391 16,31521 19,21005 19,18159

5 CONCLUSÃO

Nesses últimos dez anos, houve um grande crescimento no consumo de

energia elétrica. Além disso, teve uma considerável mudança no perfil da demanda

energética, sendo necessário realizar diversas adaptações na política energética.

No caso da nova Tarifa Branca, nessa proposta atual, o ritmo de introdução

é lento, principalmente no setor residencial, apesar de supostamente trazer

benefícios, tanto para o sistema quanto aos consumidores. O motivo desta

precaução seria o forte impacto sobre o preço por kWh justamente no período de

maior consumo residencial, o que forçaria os consumidores a mudarem seus

hábitos, principalmente no uso do chuveiro e de aparelhos os quais permanecem

ligados o tempo todo.

55

Da análise quantitativa do modelo é possível perceber que existe maior

economia de energia total para classe de consumo residencial, pois a média

apresenta 4,988795% de percentual de economia, isso ocorre devido ao consumidor

residencial possuir maior consumo de energia no período de ponta, se comparado

as outras classes. Entretanto, quando o quesito é eficiência do sistema no sentido

(pico de energia), a classe mais eficiente é a industrial, pois, possui maior valor de

elasticidade.

De posse dos dados das simulações também é possível perceber que a

introdução do “posto intermediário” na Tarifa Branca para BT foi uma inovação

importante, observando as curvas de carga é possível perceber que foi evitado um

possível surto de consumo, evitando assim um pico na curva antes da entrada em

horário de ponta.

As simulações realizadas neste projeto demonstram claramente que

segundo as tendências matemáticas o consumo deve diminuir nos horários em que

os postos tarifários possuam maior valor de cobrança, entretanto quando o assunto

é a realidade é preciso avaliar melhor a experiência, os valores de elasticidade

revelam tendências da população baseadas em informações de consumo e renda na

ultima década, porém hoje estamos muito próximos de uma grande mudança no

perfil de consumo, infelizmente não se conseguiu dados concisos para que fossem

realizadas simulações em determinadas regiões e determinados períodos do ano,

portanto o modelo simulado neste projeto apresenta uma resposta ao período típico

de inverno da região sul do Brasil, mas o que acontece se a época de demanda

máxima do sistema mudar para o verão e o horário da ponta máxima ficar na tarde e

não no início da noite? Certamente alguns aspectos do diagnóstico mudarão

dramaticamente.

Espera-se que a nova estrutura tarifaria responda aos desafios do futuro e

não aos do passado, portanto é muito importante explicitar as profundas diferenças

na curva de carga no verão e no inverno, tanto ao nível nacional como regional e

assim definir claramente as bandeiras tarifárias, ou seja, horário e valor do posto da

ponta deve ser flexibilizado para responder às realidades de cada concessionária

em determinada época do ano.

56

Frente essa questão, algumas sugestões podem vir a ser interessantes:

• Mudar o horário da ponta sazonalmente se houver uma curva de carga

profundamente diferente no verão e no inverno;

No período do verão onde a demanda maior alcança o pico no período da

tarde a flexibilização do horário de ponta pode adquirir 2 seguimentos diferentes, das

14h às 15h30 e das 19h às 20h30 com intermediários às 18h30 e 20h30 totalizando

2 horas.

• Posto intermediário estendido

Para responder a demanda alta no verão especialmente e em determinadas

regiões onde o calor é mais intenso, o posto intermediário pode ser prolongado de 2

para 4 ou 5 horas, com a mesma flexibilidade do posto da ponta em relação ao

horário. Pode-se considerar também o prolongamento do posto da ponta .

• Sinalizações diferentes por classes de consumo em BT.

É importante ressaltar que tais medidas podem ser interessantes mas devem

levar em consideração a classe de consumo, é complicado inserir um posto tarifário

com valor alto no meio da tarde por exemplo quando falamos de consumidores de

classe 2 e 3 por exemplo, onde muito de sua demanda de consumo em tais horários

não depende tanto de itens considerados supérfluos como aparelhos de ar-

condicionado por exemplo, principalmente no âmbito industrial.

A redução da demanda máxima é um objetivo importante e os preços são o

instrumento principal para alcançá-lo. É importante questionar apenas o exagero na

sinalização. Deve-se lembrar que ganhos em eficiência (kWh) geralmente se

traduzem em reduções proporcionais de demanda (kW), talvez esses ganhos não

venham a melhorar o fator de carga do sistema, mas reduzirão o crescimento da

demanda máxima, principal fator usado para dimensionamento da expansão da

capacidade do sistema. Fato esse que em médio prazo fará grande efeito sobre a

demanda máxima, tão grande quanto qualquer ganho através da modulação da

carga, e provavelmente até superior.

57

Vale lembrar que é muito importante desenvolver estudos a respeito da

inserção da nova política tarifária, entrar em detalhes sobre as diferenças nas curvas

de carga entre as concessionárias numa grande região e até sub-sistemas de

algumas concessionárias. Incluir novas pesquisas sobre equipamentos e padrões de

uso de energia, especialmente na BT, reforçadas por medições da realidade

quantitativa de amostras de consumidores.

Essas informações serão fundamentais para entender como será o

comportamento do consumidor frente a nova política de tarifação.

Por isso essa proposta está sujeita a inúmeras audiências públicas, com

intuito de discutir qual a melhor proposta de introduzir a tarifa branca para

consumidores residenciais. A reforma da estrutura tarifária é uma iniciativa de

grande importância e as mudanças propostas pela ANEEL tão bem encaminhadas

para que dê certo.

58

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] SANTOS, P.E.S. Tarifa de Distribuição para Unidades Consumidoras e Micro-

Geradores considerando a Elasticidade – Preço das Cargas. Tese de Doutorado,

Universidade Federal de Itajubá, 2008.

[2] ANEEL, Estrutura Tarifária para o Serviço de Distribuição de Energia Elétrica – Sinal

Econômico para Baixa Tensão. Nota Técnica nº 362/2010-SRE-SRD/ANEEL. Brasília,

dezembro de 2010.

[3] http://www.smartgrids.eu/?q=node/163 - Acesso em: maio de 2011.

[4] http://www.smartgridbrasil.com.br/objetivo.php - Acesso em: abril de 2011.

[5] ANEEL, Resolução Normativa nº 414. Brasília, setembro de 2010.

[6] ELEKTRO, Audiência Pública nº 120/2010 – Estrutura Tarifária. CT/R/070/2011.

Campinas, março de 2011.

[7] POOLE, A. D., Implicações do Novo Perfil de Carga do Sistema Elétrico Brasileiro

para a Nova Estrutura Tarifária, Gestão da Demanda e Eficiência Energética. Artigo, Rio

de Janeiro, abril de 2011.

[8] www.trconsultoria.com – Acesso em: abril de 2011.

[9] SANTOS, P.E.S. Proposta de Aprimoramento dos Procedimentos de Cálculo das Tarifas de Uso dos sistemas de Distribuição – Seminário de distribuição de energia – Outubro de 2010.

[10] Schmidt, Cristiane A. Junqueira (et al), Estimações e Previsões da Demanda por Energia Elétrica no Brasil, Trabalho n. 16, Secretária de Acompanhamento Econômico, Julho, 2002

[11] Varian, Hal R. – Microeconomia – Principios Basicos, Editora Campus – 5ª Ediçao, 2000.

59

ANEXOS

Tabela 4. 5 – Valores das curva de carga classe 1 (residencial) em MW. Fonte: Autor.

Hora

Curva 1 -

Residencial

Curva 2 -

Residencial

Curva 3 -

Residencial

Curva 4 -

Residencial

N N + 1 N N + 1 N N + 1 N N + 1

1 9,58 9,9 6,41 6,63 0,72 0,74 1,44 1,49

2 7,16 7,39 5,44 5,62 0,64 0,66 0,99 1,03

3 6,33 6,54 4,91 5,08 0,53 0,55 0,83 0,86

4 5,77 5,96 4,4 4,55 0,55 0,57 0,87 0,9

5 5,38 5,55 4,58 4,74 0,51 0,52 0,85 0,88

6 5,27 5,44 4,36 4,51 0,68 0,7 0,88 0,91

7 7,83 8,09 7,87 8,13 1,08 1,12 1,09 1,13

8 10,59 10,95 7,31 7,56 2,59 2,68 1,76 1,81

9 12,6 13,02 6,86 7,08 1,18 1,22 2,19 2,26

10 13,08 13,52 6,56 6,78 0,97 1 2,95 3,04

11 13,72 14,18 7,03 7,27 1,19 1,23 3,43 3,55

12 15,42 15,93 7,25 7,5 1,91 1,97 3,65 3,77

13 17,83 18,42 7,97 8,24 1,26 1,3 3,53 3,65

14 13,21 13,65 7,26 7,5 1,24 1,28 3,26 3,37

15 13,15 13,59 6,91 7,14 1,16 1,2 3,46 3,58

16 14,61 15,09 8,14 8,41 1,26 1,31 4,31 4,45

17 15,31 15,82 8,15 8,42 1,14 1,18 3,98 4,11

18 19,09 16,78 8,96 7,88 2,28 2,01 4,33 3,81

19 31,67 25,84 16,26 13,26 4,46 3,64 5,75 4,69

20 40,52 33,06 18,94 15,45 6,86 5,6 5,09 4,16

21 30,12 24,57 18,64 15,21 6,43 5,25 4,7 3,84

22 21,96 19,31 15,25 13,41 4,15 3,65 3,61 3,18

23 17,82 18,41 14,12 14,59 3,22 3,33 2,9 2,99

24 13,26 13,7 10,26 10,6 1,59 1,64 2,13 2,2

60

Tabela 4. 6 – Valores das curva de carga classe 2 (industrial) em MW. Fonte: Autor.

Hora

Curva 1 -

Industrial

Curva 2 -

Industrial

Curva 3 -

Industrial

Curva 4 -

Industrial

N N + 1 N N + 1 N N + 1 N N + 1

1 0,44 0,5 0,11 0,12 0,22 0,25 0,16 0,18

2 0,43 0,48 0,1 0,12 0,19 0,22 0,18 0,18

3 0,43 0,49 0,1 0,11 0,2 0,23 0,18 0,18

4 0,47 0,53 0,1 0,12 0,19 0,21 0,16 0,18

5 0,53 0,6 0,1 0,12 0,24 0,27 0,14 0,16

6 0,59 0,67 0,1 0,12 0,26 0,29 0,16 0,18

7 0,63 0,71 0,32 0,36 0,37 0,42 0,15 0,17

8 0,8 0,9 1,2 1,35 0,65 0,73 0,16 0,18

9 1,07 1,19 2,13 2,32 1,04 1,18 0,16 0,18

10 1,14 1,19 2,24 2,32 0,98 1,11 0,18 0,18

11 1,19 1,19 2,32 2,32 1 1,14 0,15 0,17

12 1 1,13 1,77 2 0,92 1,04 0,18 0,18

13 0,98 1,11 1,13 1,28 0,74 0,83 0,14 0,16

14 1,07 1,19 1,89 2,13 1,01 1,14 0,14 0,15

15 1,18 1,19 2,23 2,32 1,22 1,22 0,17 0,18

16 1,19 1,19 2,12 2,32 1,1 1,22 0,16 0,18

17 1,16 1,19 2 2,26 1,1 1,22 0,17 0,18

18 1,07 0,66 1,69 1,05 1,01 0,62 0,17 0,14

19 0,91 0,43 0,89 0,42 1,04 0,48 0,17 0,14

20 0,84 0,43 0,66 0,31 0,83 0,39 0,18 0,14

21 0,7 0,43 0,52 0,24 0,75 0,35 0,18 0,14

22 0,61 0,43 0,34 0,21 0,55 0,34 0,18 0,14

23 0,53 0,6 0,25 0,28 0,44 0,5 0,15 0,17

24 0,51 0,58 0,16 0,18 0,3 0,34 0,15 0,17

61

Tabela 4. 7 – Valores das curva de carga classe 3 (comercial) em MW. Fonte: Autor.

Hora

Curva 1 -

Comercial

Curva 2 -

Comercial

Curva 3 -

Comercial

Curva 4 -

Comercial

N N + 1 N N + 1 N N + 1 N N + 1

1 1,9 1,98 0,61 0,63 0,71 0,73 0,58 0,6

2 1,86 1,93 0,59 0,61 0,63 0,66 0,58 0,6

3 1,81 1,89 0,57 0,6 0,63 0,65 0,54 0,56

4 1,73 1,8 0,58 0,6 0,63 0,65 0,53 0,55

5 1,73 1,8 0,56 0,58 0,62 0,65 0,54 0,56

6 1,89 1,96 0,57 0,6 0,74 0,77 0,53 0,55

7 2,6 2,71 1,7 1,77 0,88 0,92 0,55 0,57

8 4,62 4,8 4,33 4,51 1,14 1,18 0,85 0,88

9 8,58 8,93 5,72 5,95 1,44 1,5 0,92 0,96

10 9,59 9,97 6,71 6,98 1,59 1,59 0,94 0,98

11 9,81 10,08 6,19 6,43 1,46 1,52 0,99 1,01

12 8,93 9,29 4,72 4,91 1,46 1,51 0,8 0,84

13 8,49 8,83 5,26 5,47 1,48 1,54 0,91 0,94

14 9,22 9,59 6,56 6,82 1,5 1,56 0,96 1

15 10 10,08 7,23 7,51 1,54 1,59 1,01 1,01

16 10,03 10,08 7,7 7,7 1,55 1,59 0,97 1,01

17 10,08 10,08 6,92 7,2 1,54 1,59 0,88 0,92

18 9,84 8,44 4,89 4,19 1,31 1,13 0,77 0,66

19 8,53 6,69 1,35 1,06 1,12 0,88 0,78 0,61

20 6,5 5,1 1,05 0,82 1,18 0,93 0,84 0,66

21 5,22 4,1 0,94 0,74 1,13 0,89 0,81 0,63

22 4,07 3,49 0,78 0,67 0,83 0,71 0,71 0,61

23 3,07 3,19 0,74 0,77 0,79 0,82 0,7 0,73

24 2,69 2,79 0,68 0,71 0,72 0,75 0,63 0,66

62

Tabela 4. 8 – Valores das curva de carga classe 1 (residencial) em MW. Fonte: Autor.

Hora

Curva 1 -

Residencial

Curva 2 -

Residencial

Curva 3 -

Residencial

Curva 4 -

Residencial

N N + 1 N N + 1 N N + 1 N N + 1

1 9,58 9,89 6,41 6,62 0,72 0,74 1,44 1,49

2 7,16 7,39 5,44 5,61 0,64 0,66 0,99 1,02

3 6,33 6,54 4,91 5,07 0,53 0,55 0,83 0,86

4 5,77 5,96 4,4 4,54 0,55 0,57 0,87 0,9

5 5,38 5,55 4,58 4,73 0,51 0,52 0,85 0,88

6 5,27 5,44 4,36 4,51 0,68 0,7 0,88 0,91

7 7,83 8,09 7,87 8,13 1,08 1,12 1,09 1,12

8 10,59 10,94 7,31 7,55 2,59 2,68 1,76 1,81

9 12,6 13,01 6,86 7,08 1,18 1,22 2,19 2,26

10 13,08 13,51 6,56 6,78 0,97 1 2,95 3,04

11 13,72 14,17 7,03 7,26 1,19 1,23 3,43 3,54

12 15,42 15,92 7,25 7,49 1,91 1,97 3,65 3,77

13 17,83 18,41 7,97 8,23 1,26 1,3 3,53 3,64

14 13,21 13,65 7,26 7,5 1,24 1,28 3,26 3,37

15 13,15 13,58 6,91 7,14 1,16 1,2 3,46 3,58

16 14,61 15,08 8,14 8,4 1,26 1,31 4,31 4,45

17 15,31 15,81 8,15 8,41 1,14 1,18 3,98 4,11

18 19,09 17,16 8,96 8,05 2,28 2,05 4,33 3,89

19 31,67 25,27 16,26 12,98 4,46 3,56 5,75 4,59

20 40,52 32,34 18,94 15,12 6,86 5,48 5,09 4,07

21 30,12 24,04 18,64 14,88 6,43 5,13 4,7 3,75

22 21,96 19,75 15,25 13,71 4,15 3,73 3,61 3,25

23 17,82 18,4 14,12 14,58 3,22 3,33 2,9 2,99

24 13,26 13,69 10,26 10,6 1,59 1,64 2,13 2,2

63

Tabela 4. 9 – Valores das curva de carga classe 2 (industrial) em MW. Fonte: Autor.

Hora

Curva 1 -

Industrial

Curva 2 -

Industrial

Curva 3 -

Industrial

Curva 4 -

Industrial

N N + 1 N N + 1 N N + 1 N N + 1

1 0,44 0,49 0,11 0,12 0,22 0,25 0,16 0,18

2 0,43 0,48 0,1 0,12 0,19 0,22 0,18 0,18

3 0,43 0,49 0,1 0,11 0,2 0,23 0,18 0,18

4 0,47 0,53 0,1 0,11 0,19 0,21 0,16 0,18

5 0,53 0,6 0,1 0,12 0,24 0,27 0,14 0,16

6 0,59 0,67 0,1 0,12 0,26 0,29 0,16 0,18

7 0,63 0,71 0,32 0,36 0,37 0,42 0,15 0,17

8 0,8 0,9 1,2 1,35 0,65 0,73 0,16 0,18

9 1,07 1,19 2,13 2,32 1,04 1,18 0,16 0,18

10 1,14 1,19 2,24 2,32 0,98 1,11 0,18 0,18

11 1,19 1,19 2,32 2,32 1 1,13 0,15 0,17

12 1 1,12 1,77 1,99 0,92 1,03 0,18 0,18

13 0,98 1,11 1,13 1,27 0,74 0,83 0,14 0,16

14 1,07 1,19 1,89 2,13 1,01 1,14 0,14 0,15

15 1,18 1,19 2,23 2,32 1,22 1,22 0,17 0,18

16 1,19 1,19 2,12 2,32 1,1 1,22 0,16 0,18

17 1,16 1,19 2 2,25 1,1 1,22 0,17 0,18

18 1,07 0,72 1,69 1,14 1,01 0,68 0,17 0,14

19 0,91 0,43 0,89 0,38 1,04 0,45 0,17 0,14

20 0,84 0,43 0,66 0,29 0,83 0,35 0,18 0,14

21 0,7 0,43 0,52 0,22 0,75 0,32 0,18 0,14

22 0,61 0,43 0,34 0,23 0,55 0,37 0,18 0,14

23 0,53 0,6 0,25 0,28 0,44 0,5 0,15 0,17

24 0,51 0,57 0,16 0,18 0,3 0,33 0,15 0,17

64

Tabela 4. 10 – Valores das curva de carga classe 3 (comercial) em MW. Fonte: Autor.

Hora

Curva 1 -

Comercial

Curva 2 -

Comercial

Curva 3 -

Comercial

Curva 4 -

Comercial

N N + 1 N N + 1 N N + 1 N N + 1

1 1,9 1,98 0,61 0,63 0,71 0,73 0,58 0,6

2 1,86 1,93 0,59 0,61 0,63 0,66 0,58 0,6

3 1,81 1,88 0,57 0,6 0,63 0,65 0,54 0,56

4 1,73 1,79 0,58 0,6 0,63 0,65 0,53 0,55

5 1,73 1,8 0,56 0,58 0,62 0,65 0,54 0,56

6 1,89 1,96 0,57 0,6 0,74 0,76 0,53 0,55

7 2,6 2,7 1,7 1,77 0,88 0,91 0,55 0,57

8 4,62 4,8 4,33 4,5 1,14 1,18 0,85 0,88

9 8,58 8,92 5,72 5,94 1,44 1,5 0,92 0,96

10 9,59 9,96 6,71 6,97 1,59 1,59 0,94 0,98

11 9,81 10,08 6,19 6,43 1,46 1,52 0,99 1,01

12 8,93 9,28 4,72 4,91 1,46 1,51 0,8 0,84

13 8,49 8,82 5,26 5,46 1,48 1,54 0,91 0,94

14 9,22 9,58 6,56 6,81 1,5 1,56 0,96 1

15 10 10,08 7,23 7,51 1,54 1,59 1,01 1,01

16 10,03 10,08 7,7 7,7 1,55 1,59 0,97 1,01

17 10,08 10,08 6,92 7,19 1,54 1,59 0,88 0,92

18 9,84 8,67 4,89 4,3 1,31 1,16 0,77 0,67

19 8,53 6,52 1,35 1,03 1,12 0,85 0,78 0,6

20 6,5 4,97 1,05 0,8 1,18 0,9 0,84 0,64

21 5,22 3,99 0,94 0,72 1,13 0,86 0,81 0,62

22 4,07 3,59 0,78 0,69 0,83 0,73 0,71 0,63

23 3,07 3,19 0,74 0,77 0,79 0,82 0,7 0,73

24 2,69 2,79 0,68 0,71 0,72 0,75 0,63 0,66

65

Tabela 4. 12 – Valores da variação de energia nas curvas da política tarifária Stac em MWh. Fonte:

Autor.

Curva

1

Curva

2

Curva

3

Curva

4

Curva

1

Curva

2

Curva

3

Curva

4

Curva

1

Curva

2

Curva

3

Curva

4

HORA Residencial ∆E (MWh) Industrial ∆E (MWh) Comercial ∆E (MWh)

1 -1116 -756 -72 -180 -180 -36 -108 -72 -288 -72 -72 -72

2 -828 -612 -72 -108 -180 -72 -108 0 -252 -72 -108 -72

3 -756 -576 -72 -108 -216 -36 -108 0 -252 -108 -72 -72

4 -684 -504 -72 -108 -216 -36 -72 -72 -216 -72 -72 -72

5 -612 -540 -36 -108 -252 -72 -108 -72 -252 -72 -108 -72

6 -612 -540 -72 -108 -288 -72 -108 -72 -252 -108 -72 -72

7 -936 -936 -144 -108 -288 -144 -180 -72 -360 -252 -108 -72

8 -1260 -864 -324 -180 -360 -540 -288 -72 -648 -612 -144 -108

9 -1476 -792 -144 -252 -432 -684 -504 -72 -1224 -792 -216 -144

10 -1548 -792 -108 -324 -180 -288 -468 0 -1332 -936 0 -144

11 -1620 -828 -144 -396 0 0 -468 -72 -972 -864 -216 -72

12 -1800 -864 -216 -432 -432 -792 -396 0 -1260 -684 -180 -144

13 -2088 -936 -144 -396 -468 -504 -324 -72 -1188 -720 -216 -108

14 -1584 -864 -144 -396 -432 -864 -468 -36 -1296 -900 -216 -144

15 -1548 -828 -144 -432 -36 -324 0 -36 -288 -1008 -180 0

16 -1692 -936 -180 -504 0 -720 -432 -72 -180 0 -144 -144

17 -1800 -936 -144 -468 -108 -900 -432 -36 0 -972 -180 -144

18 6948 3276 828 1584 1260 1980 1188 108 4212 2124 540 360

19 23040 11808 3240 4176 1728 1836 2124 108 7236 1152 972 648

20 29448 13752 4968 3672 1476 1332 1728 144 5508 900 1008 720

21 21888 13536 4680 3420 972 1080 1548 144 4428 792 972 684

22 7956 5544 1512 1296 648 396 648 144 1728 324 360 288

23 -2088 -1656 -396 -324 -252 -108 -216 -72 -432 -108 -108 -108

24 -1548 -1224 -180 -252 -216 -72 -108 -72 -360 -108 -108 -108

universidade federal do paranÁ marcelo … · 1.1 contexto será realizada uma breve análise nas...

Documents