Análise de Custos e Benefícios da Aplicação de
Tarifas Horárias em Baixa Tensão
Davi R. V. Leite e Marco A. G. Oliveira
Abstract— This paper aims to set the power demand reduction
needed to become feasible the meter roll out on the low voltage
level in Brazil. Using some theory of regulatory impact analysis
and cost-benefit analysis, it is built two scenarios and a target of
power demand reduction is calculated for two distribution
companies. The results indicate that the best scenario for a
company is economically unfeasible for another. It represents the
dilemma between modernity and affordability of electricity tariffs
faced by regulatory bodies daily.
Keywords— análise custo benefício, análise limiar, eficiência
energética, tarifa horária.
I. INTRODUÇÃO
R
ECENTEMENTE a Agência Nacional de Energia Elétrica
– ANEEL aprovou a aplicação de tarifação horária para
unidades consumidoras conectadas em baixa tensão (Grupo
B), chamada de “tarifa branca”.
A nova modalidade tarifária, publicada através da
publicação da Resolução Normativa nº 464/2011, será
aplicada a partir de 2012 e terá três postos tarifários: fora de
ponta, com custo equivalente a 55% da tarifa convencional;
intermediário, equivalente a 3 vezes o valor da tarifa fora de
ponta; e ponta, cujo valor será 5 vezes maior que a tarifa fora
de ponta. [1] Entretanto, a definição resumiu-se a estabelecer a
forma de cálculo das tarifas, faltando ainda definir os critérios
comerciais de migração (quem poderia optar pela nova tarifa,
o prazo para atendimento, tempo mínimo de permanência,
etc). Além disso, os sistemas de medição atualmente
instalados no Grupo B devem ser trocados para efetiva
aplicação da tarifa branca, uma vez que os atuais são
incapazes de diferenciar o consumo em postos tarifários.
Dessa forma, por traz dessa decisão da ANEEL está a
necessidade de atualização do parque de medição no Brasil, o
que, obviamente, tem custos.
Por outro lado, a aplicação da tarifa branca incentivará
consumidores conectados na baixa tensão a alterar seus
hábitos de consumo de modo a utilizar menos energia elétrica
durante o horário de pico. Este efeito, tecnicamente chamado
de “modulação de carga”, faz com que o sistema elétrico seja
utilizado de modo mais eficiente e que haja uma postergação
da necessidade de expandi-lo, contribuindo para a almejada
modicidade tarifária.
Assim, o ato de aplicar tarifas horárias traz consigo os
custos de implantação de sistemas de medição mais modernos

Davi Rabelo Viana Leite é especialista em relação da ANEEL e aluno do
mestrado acadêmico do Departamento de Energia Elétrica da Universidade de
Brasília (UnB), Brasília, Brasil, [email protected]
Marco Aurélio Gonçalves de Oliveira é professor do Departamento de
Energia Elétrica da Universidade de Brasília (UnB), Brasília, Brasil,
[email protected]
e os benefícios associados à modulação de carga. À luz da
análise de projetos de eficiência energética, a avaliação da
relação custo-benefício é bastante complexa, uma vez que os
ganhos monetários advindos da decisão da ANEEL são de
difícil estimativa. Para contornar esta dificuldade, propõe-se o
uso de um dos métodos de análise sugeridos na Circular A-4
do governo dos Estados Unidos. O documento visa orientar as
agências reguladoras do país na realização de análise de
impacto regulatório de seus atos. Uma das orientações da
Circular refere-se a casos quando uma variável importante é
difícil de ser quantificada. Nestes casos, é recomendada uma
análise limiar, que consiste em responder o quão grande deve
ser o benefício não quantificado para que o projeto avaliado
seja viável. [2]
II. METODOLOGIA DE CÁLCULO
No caso da aplicação de tarifação horária em baixa tensão,
há certa facilidade em estimar os custos, que se resumem à
instalação do equipamento de medição capaz de registrar o
consumo em postos tarifários e ao acréscimo no gasto com a
atividade de leitura.
Os benefícios diretos são a redução do consumo de energia
elétrica e a diminuição da demanda máxima do sistema. Além
desses, há ganhos ambientais, redução de perdas técnicas e
comerciais e maior confiabilidade do sistema elétrico. A
quantificação monetária desses benefícios indiretos envolve
um alto grau de complexidade e incerteza, o que pode tornar
as estimativas eivadas de imprecisão. Por isso, neste estudo, os
efeitos monetários dos benefícios indiretos serão desprezados.
Ou seja, serão considerados como benefícios apenas a redução
de consumo e a diminuição da demanda máxima do sistema.
Seguindo a proposição da Circular A-4, todos os custos
serão monetizados, assim como o benefício devido à redução
de consumo. Posteriormente, será estimado o quão grande
deve ser o valor do benefício associado à diminuição da
demanda máxima para que o Valor Presente Líquido (VPL)
seja nulo. Ou seja, encontrar-se-á o ponto que torna o valor
presente dos benefícios igual ao valor presente dos custos.
Ou ainda:
(2)
Considerando que “VPDemanda” é o Valor Presente de
uma série de ganhos anuais (“Demanda”), pode-se considerar:
(3)
Como “Demanda” é invariável, reescreve-se (3):
exemplo o subgrupo B1 (Residencial), é feita uma ponderação
do custo marginal dos consumidores-tipo Residencial pela
carga máxima registrada. O resultado representa o custo para
atender um kilowatt adicional para o subgrupo B1
(denominado “R$ExpansãoB1” em (7)).
Dessa linha de raciocínio, pode-se escrever:
(4)
O benefício de redução de demanda ocorre uma única vez,
quando o consumidor passa a ser estimulado economicamente
a evitar o consumo no horário de ponta. Mesmo que todos os
usuários manifestem interesse em migrar para a tarifação
horária, há a limitação logística da distribuidora que impediria
a migração simultânea de todos. Assim, adota-se a premissa
que a troca de medidores impõe que a migração dar-se-á ao
longo de 10 anos (“n” igual a 10 em (4)), propiciando uma
redução uniforme da demanda de pico.
Neste estudo, a taxa adotada para transformar os valores em
Valor Presente será o WACC líquido (Weighted Average Cost
of Capital – Custo Médio Ponderado do Capital, em tradução)
do terceiro ciclo de revisões tarifárias para distribuidoras de
energia elétrica: 7,50%. Daí:
(5)
(7)
Em (7), “DemandaB1” representa o benefício monetário
anual auferido pela diminuição da carga do subgrupo B1. Já o
termo “kWB1” é a variável que se pretende calcular com a
metodologia deste trabalho. Significa a diminuição da
demanda do subgrupo B1 durante o período de carga máxima
da distribuidora. É possível adotar a premissa de que o
benefício que deve ser alcançado por cada subgrupo seja
proporcional à sua parcela de responsabilidade pela demanda
máxima. Na forma de equação, isto significa que:
(8)
Na equação acima, “kWB1Máximo” é a demanda do
subgrupo B1 durante a carga máxima do Grupo B, esta última
representada pelo termo “kWMáximo”.
Igualando-se (7) e (8) e substituindo o termo “Demanda”
pelo valor obtido em (6):
Aplicando-se (5) e (4) em (2), obtém-se a equação que
define o ganho anual em função das demais variáveis:
(6)
A equação (6) define o ganho anual em dinheiro.
Entretanto, falta ainda transformar este resultado em termos de
redução da demanda máxima. A tarifa branca será aplicada
com o intuito de diminuir a carga da distribuidora, e assim,
aliviar o sistema elétrico para postergar investimentos. Cada
kilowatt de capacidade da rede que passa a ficar ocioso é
utilizado para atender o crescimento vegetativo da carga nos
anos seguintes, não sendo necessário expandir a rede para isso.
Assim, ao invés de realizar obras em expansão, aplicam-se
tarifas horárias para aliviar as redes existentes e utilizar essa
capacidade que ficou ociosa no atendimento do crescimento
natural da carga. Daí, cada kilowatt que passa a ficar ocioso
significa um kilowatt a menos em obras, e pode ser valorado
pelo custo da obra evitada.
Em cada ciclo de revisão tarifária, a ANEEL calcula o valor
que a distribuidora deve investir para atender um kilowatt a
mais (custo marginal) de cada “consumidor-tipo”. Estes são
definidos como o consumidor que representa um grupo de
usuários de uma mesma classe com semelhanças no formato
da curva de carga. [3]
Neste trabalho, adota-se que o custo de expansão da rede
para cada subgrupo é a média dos custos dos consumidorestipo ponderada pela carga máxima desses. Tomando-se como
(9)
Analogamente, encontram-se as reduções em B2 e B3:
(10)
(11)
Por meio de (9), (10) e (11) obtém-se a demanda que cada
subgrupo deve reduzir para que o benefício da redução da
demanda de pico compense o gasto de instalação dos
medidores capazes de aplicar a tarifa branca.
Em alguns casos, a demanda que deve ser retirada da ponta
pode exigir uma alteração tão radical dos hábitos de consumo
dos usuários conectados em baixa tensão que seja inatingível.
Assim, não é suficiente calcular o quanto deve ser esta
redução. Deve-se também analisar se a redução é possível de
ser alcançada por cada subgrupo.
III. APLICAÇÃO DA METODOLOGIA
A. Cenários:
Dois possíveis cenários de aplicação da nova modalidade
foram montados para o estudo em tela, que se diferenciam
entre si quanto à quantidade de unidades consumidoras que
seriam contempladas com o medidor eletrônico. São eles:
 Optantes: recebem o novo medidor apenas os
consumidores que manifestarem vontade de serem faturados
pela tarifa branca.
 Todos: todos os consumidores do Grupo B, exceto o
subgrupo B4 (Iluminação Pública), receberiam o medidor
capaz de aplicar a tarifação horária, independentemente de
exercerem a opção por esse tipo de faturamento.
Em cada cenário, o custo é proporcional à quantidade de
equipamentos de medição instalados.
Já o benefício varia com base na quantidade de usuários
com potencial de alterar os hábitos de consumo. Isso porque
nem todos os usuários alterarão seus hábitos de consumo,
mesmo recebendo os incentivos tarifários.
B. Distribuidoras estudadas:
Apesar das regras tarifárias publicadas pela ANEEL terem
valia em todo o território nacional, a aplicação de tarifas
horárias pode não ser igualmente benéfica em todas as regiões
do país. Em regiões mais frias, há uma tendência de uso de
chuveiro elétrico nos horários de pico, o que piora o fator de
carga. Já em regiões de temperaturas mais elevadas, ocorre
uso intenso de aparelhos de ar-condicionado ao longo do dia
(fora de ponta) e menor uso de chuveiros elétricos.
Ao aplicar a metodologia aqui proposta em diferentes
distribuidoras, pode-se inferir como cada região reagiria à
tarifação horária. A escolha das concessionárias considerou,
além da atualidade dos dados, a localização geográfica. Neste
momento inicial, as distribuidoras escolhidas foram:
 Companhia de Eletricidade do Estado do Ceará –
Coelce: atende a todo o estado do Ceará (aproximadamente
149 mil km²), totalizando 2,95 milhões de consumidores. [4]
 Companhia Paranaense de Energia – Copel:
responsável pela distribuição de energia elétrica no estado do
Paraná, em cerca de 195 mil km². Atende a mais de 10
milhões de habitantes em 393 municípios. [5]
A quantidade de unidades consumidoras dos subgrupos B1,
B2 e B3 (que estão sujeitos à aplicação da tarifa branca) no
final de 2010 está mostrada a seguir.
TABELA I
QUANTIDADE DE CONSUMIDORES B1, B2 E B3 DAS DISTRIBUIDORAS
ESCOLHIDAS (2010)
SUBGRUPO
B1 RESIDENCIAL BAIXA RENDA
COELCE
1.704.403
COPEL
704.893
B1 RESID. NÃO BAIXA RENDA
621.415
2.261.232
B2 RURAL
324.498
359.043
B3 DEMAIS CLASSES
192.996
406.605
C. Estimativa dos custos
Todos os cenários envolvem a substituição do medidor
atualmente instalado antes do fim da sua vida útil. Após esta
troca, a atividade de leitura in loco será mantida. Entretanto, o
leiturista registrará três valores referentes ao consumo (um
para cada posto tarifário), ao invés de apenas um valor
acumulado durante o mês. Assim, o custo referente à
implantação de medição eletrônica e tarifação horária resume-
se às despesas de substituição do medidor (“VPInst”) e
despesas adicionais de leitura após a instalação (“VPLeitura”).
Custo de Instalação (VPInst)
O equipamento de medição capaz de diferenciar o consumo
em postos tarifários diferencia-se do medidor atualmente
utilizado pela adição de um relógio interno e alguns
registradores. Adota-se a premissa que um sistema de medição
com estas características tem preço estimado em R$ 80,00.
Quando da instalação de um medidor comum, é
reconhecido cerca de R$ 25,00 como custo de mão de obra de
troca e componentes menores (porcas, parafusos, etc), além do
valor do medidor. Os cenários deste estudo apresentam
substituição de medidor em grandes quantidades, mas em
escalas diferentes. Assim, é adequado considerar um valor
menor ao que é atualmente reconhecido em trocas individuais.
Nos cenários Todos, onde a escala de substituição é maior,
o valor da mão de obra e componentes menores será
considerado em R$ 10,00, enquanto que no cenário Optantes o
valor será R$ 15,00. Tais despesas serão adicionadas ao custo
do medidor para obter o valor unitário de cada substituição.
No cenário Todos, a quantidade de medidores que seriam
trocados é igual a quantidade de consumidores das classes B1,
B2 e B3, desconsiderando os de baixa renda. Já no cenário
Optantes, a quantidade deve ser estimada. Para tanto, utilizase o resultado da Pesquisa de Posses e Hábitos (PPH)
promovida antes de cada ciclo de revisões tarifárias.
A pesquisa questiona aos usuários se haveria alteração de
hábitos caso fosse dado um desconto de 10% ou de 20% para
o período fora de ponta. Apesar de o desconto ser maior na
tarifa branca, o que, em tese, aumentaria a adesão, considerarse-á que optariam pela tarifa branca aqueles que declararam
“Com certeza alteraria” ou “Poderia alterar para um
desconto maior” na PPH. Como não houve previsão para a
tarifa baixa renda branca, considera-se que nenhum usuário
com este benefício fará opção pela modalidade tarifária.
A PPH para o terceiro ciclo das distribuidoras estudadas já
foi realizada, e, com base nos resultados, é possível estimar a
adesão à tarifa branca. [9]
TABELA II
PERCENTUAL DE CONSUMIDORES QUE FARIAM ADESÃO À TARIFA BRANCA
SUBGRUPO
B1 RESID. NÃO BAIXA RENDA
COELCE
34%
COPEL
75%
B2 RURAL
21%
57%
B3 DEMAIS CLASSES
29%
26%
Nota-se uma adesão bem maior na Copel em relação à
Coelce. Possivelmente, isto se deve ao fato desta última ter um
percentual maior de consumidores de baixa renda. Como estes
usuários têm um desconto na tarifa, pode-se inferir que são
menos sensíveis a incentivos tarifários para alterar hábitos.
Considerando que a instalação de medidores ocorreria em
dez anos, ou um décimo a cada ano, e com base nas premissas
anteriormente descritas, obtém-se o seguinte custo de
instalação para as distribuidoras:
TABELA III
CÁLCULO DO VALOR PRESENTE DO CUSTO DE INSTALAÇÃO DOS MEDIDORES
PARA A DISTRIBUIDORA COELCE [R$ MILHÕES]
CENÁRIO
TODOS
COELCE
R$ 175,650
COPEL
R$ 230,537
OPTANTES
R$ 21,871
R$ 130,828
Custo Adicional de Leitura (VPLeitura)
Além do custo de instalação, há a despesa adicional devido
a maior complexidade da atividade de leitura, conforme
anteriormente explicado. Estima-se que o custo da leitura em
consumidores da tarifa branca corresponderá ao dobro do
valor atualmente gasto para ler um usuário comum.
Uma parte deste gasto já iria ocorrer de qualquer forma,
uma vez que o usuário deveria ser lido independentemente da
sua opção pela tarifa branca. Logo, apenas o acréscimo deve
ser atribuído à instalação do novo medidor.
No segundo ciclo, a ANEEL reconheceu um valor a ser
remunerado pelas tarifas de distribuição para a realização das
leituras in loco das unidades consumidoras. Neste cálculo,
foram considerados o custo de mão de obra na área de atuação
da distribuidora, a produtividade do leiturista e padrões de
eficiência. [6], [7] Dividindo-se o valor reconhecido para
leitura pela quantidade de usuários, obtém-se o custo médio
por unidade consumidora. Como este valor refere-se ao ano da
revisão tarifária, o custo foi atualizado para novembro de 2011
pelo Índice Geral de Preços de Mercado – IGPM, publicado
pela Fundação Getúlio Vargas.
TABELA IV
CÁLCULO DO CUSTO ADICIONAL COM LEITURA EM CONSUMIDORES
FATURADOS ATRAVÉS DA TARIFA BRANCA
D. Estimativa do benefício
Redução de Consumo (VPCons)
Quanto altera os hábitos de consumo em resposta a
incentivos tarifários de modo a evitar consumo de eletricidade
do horário de ponta, o consumidor tem uma tendência natural
a reduzir seu consumo total. Estima-se que esta redução
corresponde a 1% (um por cento) do consumo. Este consumo
evitado reflete em menor compra de energia elétrica pela
distribuidora, e provoca uma redução de gasto.
Para monetizar o consumo evitado, utilizou-se o valor de
compra da energia pela distribuidora no segundo ciclo de
revisões tarifárias. Um valor médio de compra da energia pela
distribuidora foi calculado neste ciclo, considerando as
compras realizadas em leilões A-5, A-3 e A-1, Proinfa e
contratos bilaterais. No caso da Coelce, na segunda revisão
tarifária, o custo médio reconhecido foi R$ 101,96/MWh, e
para Copel, R$ 80,89/MWh. [6],[7] Assim, a economia anual
por subgrupo em cada distribuidora seria:
TABELA VI
CÁLCULO DA ECONOMIA POR SUBGRUPO DEVIDO A MODULAÇÃO DE CARGA
INCENTIVADA ATRAVÉS DA TARIFA BRANCA - COELCE
COELCE
PARÂMETRO
B1
NÃO
BR
B2
CONSUMO
ANUAL MÉDIO
[KWH]
2.360
REDUÇÃO
ESTIMADA (1%)
[KWH]
ECONOMIA
PARÂMETRO
COELCE [6]
CUSTO MÉDIO POR CONSUMIDOR
COPEL [7]
R$ 6,69
R$ 6,10
IGPM ACUMULADO [8]
16,35%
16,57%
CUSTO ADICIONAL ANUAL
ESTIMADO PARA LEITURA DE
CONSUMI. COM TARIFA BRANCA
R$ 7,79
R$ 7,11
LIDO NO ANO DA REVISÃO
ANUAL
[R$ MIL]
A partir da tabela acima, quando da migração de um
usuário, a Coelce gastaria R$7,79 a mais por ano para realizar
a leitura, enquanto que a atividade na Copel custaria R$12,08
além do gasto atual. O dispêndio adicional total é proporcional
aos consumidores contemplados com o novo medidor. A
variável “VPLeitura” é dada pelo valor presente deste gasto no
horizonte de estudo (13 anos) a uma taxa de 7,5% ao ano. Em
cada cenário, o resultado obtido de “VPLeitura” foi:
TABELA V
CÁLCULO DO VALOR PRESENTE DO CUSTO ASSOCIADO AO AUMENTO DA
COMPLEXIDADE DA ATIVIDADE DE LEITURA EM CADA CENÁRIO (VPLEITURA)
[MILHÕES]
CENÁRIO
TODOS
COELCE
R$ 102,523
COPEL
R$ 122,940
OPTANTES
R$ 12,094
R$ 66,096
COPEL
B3
B1
NÃO
BR
B2
B3
1.933
5.756
2.289
4.255
7.926
23,60
19,33
57,56
22,89
42,55
79,26
R$
508,4
R$
134,3
R$
328,5
R$
3.140
R$
704,4
R$
677,8
Unindo-se os subgrupos em seus respectivos cenários, o
valor presente deste benefício (VPCons) seria:
TABELA VII
CÁLCULO DO VALOR PRESENTE BENEFÍCIO DE REDUÇÃO DE CONSUMO
DEVIDO A MODULAÇÃO DE CARGA (VPCONS) [R$ MILHÕES]
CENÁRIO
TODOS
COELCE
R$ 4,497
COPEL
R$ 26,397
OPTANTES
R$ 4,497
R$ 26,397
Nota-se que o valor para os cenários Todos e Optantes é
igual. Isto ocorre porque em ambos cenários a quantidade de
usuários que migram para a tarifa branca, e consequentemente
modulam carga e reduzem consumo, é igual.
E. Custo de expansão evitada
O valor monetário da demanda retirada da ponta é definida
como a ponderação dos custos de expansão de cada
“consumidor-tipo” pela carga máxima, determinado na
campanha de medidas ocorrida antes de cada revisão tarifária.
Para a Coelce, esses dados estão disponíveis em [9], e para a
Copel os dados foram atualizados de [10]. Com base nessas
referências, sendo os da Copel ainda preliminares, foi possível
obter o custo marginal para cada consumidor-tipo. Após as
ponderações pelas cargas máximas, obtiveram-se os seguintes
valores do custo de expansão para cada subgrupo:
TABELA VIII
CUSTO MARGINAL DE EXPANSÃO PARA CADA SUBGRUPO
PARÂMETRO
R$EXPANSÃOB1
COELCE
R$ 465,83 / KW
COPEL
R$ 365,29 / KW
R$EXPANSÃOB2
R$ 583,06 / KW
R$ 299,19 / KW
R$EXPANSÃOB3
R$ 320,48 / KW
R$ 201,38 / KW
IV. RESULTADOS PARA A COELCE
A partir dos valores calculados para “VPInst”, “VPLeitura”
e “VPCons” é possível obter o quanto deve ser a redução de
demanda na baixa tensão para viabilizar a aplicação da tarifa
branca em cada cenário na Coelce.
Fazendo a proporção da demanda que deve ser reduzida em
relação à contribuição de cada subgrupo para a demanda
máxima da distribuidora, encontra-se o quanto cada subgrupo
deve reduzir, conforme explicitado na tabela a seguir.
TABELA IX
REDUÇÃO DE DEMANDA NECESSÁRIA PARA VIABILIZAR A APLICAÇÃO DA
TARIFA BRANCA EM CADA CENÁRIO DA COELCE
CONTRIBUIÇÃO
SUBGRUPO
PARA A
DEMANDA
MÁXIMA [9]
DEMANDA A
SER REDUZIDA
NO CENÁRIO
DEMANDA A
SER REDUZIDA
NO CENÁRIO
OPTANTES
4.540 KW
B1 RESID.
49,3%
TODOS
42.165 KW
B2 RURAL
13,3%
9.128 KW
983 KW
37,4%
46.515 KW
5.008 KW
801,55 MW
97.808 KW
10.531 KW
B3 DEMAIS
CLASSES
TOTAL
O fator de carga da curva é 0,725, considerado alto.
Possivelmente isto decorre do alto nível de consumo de arcondicionado durante o dia (fora de pico) e do pouco uso de
chuveiros elétricos no início da noite (horário de ponta).
Pela curva de carga, a demanda fora de ponta é da ordem de
706MW, enquanto que no horário de pico é 13,5% maior:
801MW. O potencial de redução da aplicação da tarifação
horária é a diferença (95MW), já que uma redução acima deste
valor apenas transferiria o horário da demanda máxima.
O cenário Todos exige uma redução de quase 98MW para
ser viabilizado, maior que o potencial de redução. Assim, a
adoção deste cenário traria mais custos do que ganhos.
Por outro lado, o cenário Optantes requer uma redução
factível, da ordem de 10,5MW. Esta diminuição não exigiria
uma alteração radical dos hábitos dos consumidores, e é
alcançável com a atual configuração da tarifa branca.
V. RESULTADOS PARA A COPEL
Na Copel, a demanda a ser reduzida em cada cenário seria:
TABELA X
REDUÇÃO DE DEMANDA NECESSÁRIA PARA VIABILIZAR A APLICAÇÃO DA
TARIFA BRANCA EM CADA CENÁRIO DA COPEL
CONTRIBUIÇÃO
DEMANDA A
SER REDUZIDA
NO CENÁRIO
PARA A
DEMANDA
MÁXIMA [9]
DEMANDA A
SER REDUZIDA
NO CENÁRIO
TODOS [KW]
B1 RESID.
71,8%
95.236
OPTANTES
[KW]
50.400
B2 RURAL
13,8%
22.386
11.847
14,4%
34.556
18.287
2.224 MW
152,2 MW
80,5 MW
SUBGRUPO
B3 DEMAIS
CLASSES
TOTAL
Para verificar a alcançabilidade de cada redução acima
calculada, passa-se à análise da curva de carga:
Para verificar se a redução é possível na Coelce, é válido
estudar a curva de carga da distribuidora no dia em que foi
registrada a demanda máxima antes da terceira revisão
tarifária, onde as barras em vermelho representam a demanda
no horário de ponta, as azuis escuras a demanda durante o
posto intermediário e as azuis claras durante fora de ponta:
Figura 2. Curva de carga dos subgrupos B1, B2 e B3 da Copel no dia de
demanda máxima.
Figura 1. Curva de carga dos subgrupos B1, B2 e B3 da Coelce no dia de
demanda máxima.
Na Copel, a demanda máxima é fortemente influenciada
pelos consumidores residenciais. A consequência é um
aumento de quase 900MW (mais que a carga da Coelce) em
um período de duas horas e meia. Consequentemente, o fator
de carga apresentado pelos subgrupos B1, B2 e B3 juntos é
baixo: 0,424. Há na distribuidora um bom potencial de
redução da demanda de pico. Apesar de o montante necessário
para viabilizar ser grande representa menos de 7% da carga
máxima. Ou seja, para bancar a substituição de todos os
medidores na Copel, é suficiente que a tarifa branca provoque
uma modulação de carga relativamente pequena. Pela
metodologia aqui considerada, esta modulação deveria ser
realizada principalmente pelo usuário residencial.
O lucro do cenário Optantes é quase certo pela pouca
redução de demanda necessária para viabilizá-lo. Mas também
os ganhos de escala do cenário são reduzidos. A distribuidora
seria obrigada a lidar com duas tecnologias de medição.
No cenário Todos, todo o parque de medidores seria
modernizado. Isto facilita a disseminação de sistemas dotados
de inteligência e telecomunicações, viabilizando soluções
avançadas de automação. Com isso, seria facilitada a
implantação de sistemas autorrecuperáveis (self-healing), a
detecção de falhas e furtos seria mais rápida e precisa e
serviços adicionais poderiam ser ofertados.
Ou seja, acredita-se que a substituição de todos os
medidores viabiliza o aperfeiçoamento do serviço prestado
pela distribuidora em benefício de toda a sociedade. Os
benefícios do cenário Todos são consideravelmente superiores,
e, por isso, é o melhor para o caso da Copel.
VI. CONCLUSÃO
Os resultados mostram o quão difícil é estabelecer
regulamentos em um país diversificado como o Brasil. A
ANEEL é um ente regulador federal e, como tal, suas normas
devem ser aplicadas uniformemente em todo o país.
Contudo, a melhor solução para a Copel é economicamente
inviável para a Coelce, impondo um dilema ao regulador. Se o
regulador estabelecer a substituição de todos os medidores dos
consumidores sujeitos à aplicação da tarifa branca, provocará
ganhos e avanços aos serviços prestados pela Copel, e, ao
mesmo tempo, prejuízos aos usuários da Coelce.
Por outro lado, se determinar a substituição do equipamento
de medição apenas daqueles que manifestarem intenção em
migrar para tarifa branca não provocará perdas aos
consumidores cearenses. Mas isto implica em postergar a
imprescindível modernização nos serviços de distribuição.
Este é um exemplo prático do dilema modernidade versus
modicidade enfrentado pelo regulador cotidianamente.
O estudo aqui mostrado desconsiderou efeitos econômicos
de benefícios importantes (ambientais, melhoria da
continuidade e redução das perdas). Entretanto, muito embora
isso tenha simplificado o estudo, ganhos não podem ser
desprezados em uma análise de custos e benefícios.
A substituição massiva de medidores é um grande passo na
implementação das redes inteligentes. Todavia, o uso das
redes inteligentes no Brasil é recente, de modo que a
tecnologia utilizada ainda está sendo adaptada às necessidades
específicas da realidade brasileira.
Um regulamento da ANEEL visando estabelecer padrões e
a abrangência de uso dos medidores pode interromper o
processo de pleno desenvolvimento da tecnologia. É preciso
que o regulador aguarde resultados concretos de projetos
pilotos em andamento antes de tomar alguma decisão.
Assim, por questão de prudência e para evitar efeitos
tarifários indesejados, o regulador deve adotar uma postura
mais prudente, e determinar a substituição dos medidores
apenas daqueles consumidores que migrarem para a tarifa
branca. Ressalte-se que este posicionamento não deve ser um
absoluto e definitivo, cabendo às distribuidoras reconhecer
quando a substituição massiva é viável e desejável,
promovendo por conta própria a substituição. Por fim, é
importante que continue se acompanhando o desenvolvimento
dos pilotos desenvolvidos na realidade nacional, e procurar
monetizar os benefícios não considerados neste estudo.
REFERÊNCIAS
Brasil, Submódulo 7.3 – Tarifas de Aplicação. Módulo 7: Estrutura
Tarifária das Concessionárias de Distribuição – Procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET, ANEEL, 2011. Disponível em
http://www.aneel.gov.br/cedoc/aren2011464_3.pdf.
[Acesso
em
21/12/2011].
[2] Estados Unidos, Circular A-4, White House, 2003. Disponível em
http://www.whitehouse.gov/omb/circulars_a004_a-4/.
[Acesso em
17/05/2011].
[3] Brasil, Nota Técnica nº 126/2010-SRD/SRE/ANEEL. ANEEL, 2010.
[4] https:www.Coelce.com.br/sobreCoelce/conheça.aspx. [Acesso em
16/11/2011].
[5] http://www.copel.com/hpcopel/root/nivel2.jsp?endereco=%2Fhpcopel
%2Facopel%2Fpagcopel2.nsf%2Fdocs%2F016A1AD199308E810325
740B005C032C [Acesso em 26/01/2012].
[6] Brasil, Consulta Pública nº 010/2009 – Modelo de Empresa de
Referência.
ANEEL,
2009.
Disponível
em
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/consulta_publica/consulta.cfm?ano
=2009&idArea=14 [Acesso em 04/12/2011].
[7] Brasil, Consulta Pública nº 026/2009: Nota Técnica nº 184/2009SRE/ANEEL.
ANEEL,
2009.
Disponível
em:
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/consulta_publica/consulta.cfm?ano
=2009&idArea=14 [Acesso em 21/01/2012].
[8] http://www.portalbrasil.net/igpm.htm [Acesso em 21/12/2011].
[9] Brasil, Processo nº 48500.007120/2010-11 – Revisão Tarifária/TUSD
2011 – Estrutura Vertical – Coelce. ANEEL, 2010.
[10] Brasil,
ANEEL,
2009.
Disponível
em:
http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/SaidaTardist_NT01412008SRD
ANEEL_COPEL.pdf [Acesso em 26/01/2012].
[1]
Davi Rabelo Viana Leite formou-se Engenheiro
Eletricista pela Universidade Federal do Ceará (UFC), em
Fortaleza, em 2006. Desde 2007 é servidor da Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e atua em assuntos
relacionados à implantação de redes inteligentes no Brasil
e na edição de regulamentos técnicos de distribuição de
energia elétrica. Atualmente é aluno do programa de
Mestrado Acadêmico da UnB.
Marco Aurélio Gonçalves Oliveira possui graduação em
Engenharia Elétrica pela Universidade de Brasília (1982),
mestrado em Engenharia Elétrica pela Universidade Pierre
et Marie Curie - Paris VI (1989) e doutorado em
Engenharia Elétrica pela Universidade Pierre et Marie
Curie - Paris VI (1994). Atualmente é professor (Classe
Professor Associado II) da Universidade de Brasília. Tem
experiência na área de Engenharia Elétrica, com ênfase em
produção e gestão do uso e da qualidade da energia elétrica, atuando
principalmente nos seguintes temas: fontes alternativas e renováveis de
energia; fornecimento de energia elétrica; conservação de energia,
gerenciamento do consumo e eficiência energética; e qualidade da energia
elétrica.