UNIVERSIDADE REGIONAL DE BLUMENAU
CENTRO DE CIÊNCIAS HUMANAS E DA COMUNICAÇÃO
MESTRADO EM DESENVOLVIMENTO REGIONAL
GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA E SEUS REFLEXOS NO
DESENVOLVIMENTO REGIONAL
SANDRO GERALDO BAGATTOLI
BLUMENAU
2005
SANDRO GERALDO BAGATTOLI
GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA E SEUS REFLEXOS NO
DESENVOLVIMENTO REGIONAL
Dissertação apresentada ao Colegiado do
Programa de Mestrado em Desenvolvimento
Regional do Centro de Ciências Humanas e da
Comunicação da Universidade Regional de
Blumenau, como requisito parcial para a obtenção
do título de Mestre em Desenvolvimento
Regional.
Prof. Eduardo Deschamps - Orientador
BLUMENAU
2005
GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA E SEUS REFLEXOS NO
DESENVOLVIMENTO REGIONAL
Por
SANDRO GERALDO BAGATTOLI
Dissertação aprovada para a obtenção do título
de Mestre no Mestrado em Desenvolvimento
Regional, pela banca examinadora formada
por:
Presidente:
________________________________________________
Prof. Dr. Eduardo Deschamps – Orientador, FURB
Membro:
________________________________________________
Prof. Dr. Ivo Marcos Theis, FURB
Membro:
________________________________________________
Prof. Dr. C. Celso de Brasil Camargo, UFSC
Coordenador do MDR:
_________________________________________
Prof. Dr. Oklinger Mantovanelli Jr.
BLUMENAU, 11DE MARÇO DE 2005.
Dedico este trabalho à pessoa que teve todo o
trabalho de suprir minha falta no lar enquanto
eu próprio me dedicava ao trabalho: minha
esposa Márcia.
AGRADECIMENTOS
Muitas foram as pessoas que me auxiliaram, direta ou indiretamente, na consecução
desse objetivo, nem todas aqui expressamente mencionadas, mas nem por isso menos
importantes.
Agradeço, em primeiro lugar, a Deus, por ter me destinado tal dádiva de possuir
condições físicas, mentais e materiais de atingir os objetivos a que tenho me proposto.
Por reconhecer o pilar central dessa dádiva, agradeço e tenho orgulho das pessoas às
quais fui confiado nessa existência, meus pais Mário e Luzia, a quem credito uma formação
exemplar.
Especificamente quanto a esse mestrado, gostaria de agradecer, sob uma ordem
quase cronológica da minha participação neste curso:
Ao orientador deste trabalho, Prof. Eduardo Deschamps, por sua postura serena e
pragmática, que muito contribuiu para a melhorar a objetividade e a clareza da abordagem
realizada nessa dissertação.
Ao Prof. Ivo Marcos Theis, pelo apoio e contribuições em fases decisivas dessa
empreitada.
Ao Prof. Marcos Mattedi, pela amizade e consideração.
À Profª. Griseldes Boos e ao Prof. Altamir Ronsani Borges, à frente do Centro
Tecnológico e do Departamento de Engenharia Elétrica, aqui representando igualmente os
demais servidores e professores do Departamento de Engenharia Industrial Elétrica, os quais
propiciaram o importante apoio institucional da FURB à minha pessoa.
Ao Prof. Pedro Paulo Bramont pela disposição em colaborar e trazer novas
informações.
Aos demais professores do Mestrado, assim como à secretária do Curso e também
colega Laurete, pela compreensão, seriedade e competência no desempenho de suas
atividades.
À Centrais Elétricas de Santa Catarina – CELESC, nas figuras do engenheiro Régis
Evaloir da Silva, que deu condições à iniciativa da pesquisa de campo ora aqui concluída; e
do engenheiro Fernando Garcia Ribeiro, cuja participação foi fundamental para o
desenvolvimento da mesma;
Ao companheiro celesquiano Jorge Zimmermann, pelo apoio irrestrito que vêm
emprestando desde o início de minha carreira como professor da FURB, no que tange aos
seus conhecimentos na área comercial de energia elétrica.
Não desista, insista!
SUMÁRIO
AGRADECIMENTOS .............................................................................................................5
SUMÁRIO .................................................................................................................................8
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ...........................................................................13
LISTA DE SÍMBOLOS .........................................................................................................15
LISTA DE FIGURAS .............................................................................................................16
LISTA DE TABELAS ............................................................................................................17
LISTA DE EQUAÇÕES ........................................................................................................17
LISTA DE ANEXOS ..............................................................................................................19
RESUMO.................................................................................................................................20
ABSTRACT.............................................................................................................................21
1.
INTRODUÇÃO................................................................................................................22
1.1. PROBLEMA DE PESQUISA.........................................................................................26
1.2. PERGUNTAS DE PESQUISA.......................................................................................26
1.3. PRESSUPOSTOS ...........................................................................................................27
1.4. OBJETIVOS....................................................................................................................27
1.4.1.
Geral
27
1.4.2.
Específicos
27
1.5. JUSTIFICATIVA/ RELEVÂNCIA ................................................................................27
1.5.1.
Relevância prática
27
1.5.2.
Relevância teórica
28
1.6. ESTRUTURA DO TRABALHO....................................................................................28
2.
METODOLOGIA ............................................................................................................31
2.1. MÉTODOS DE ABORDAGEM E DE PROCEDIMENTO ..........................................31
2.2. POPULAÇÃO E AMOSTRAGEM ................................................................................32
2.3. TÉCNICA DE COLETA DE DADOS ...........................................................................34
2.4. HISTÓRICO DOS PROCEDIMENTOS DE COLETA DE CAMPO ...........................35
2.5. TABULAÇÃO DOS DADOS ........................................................................................36
2.6. ANÁLISE E INTERPRETAÇÃO DOS DADOS...........................................................37
2.7. LIMITAÇÕES DA PESQUISA......................................................................................38
3.
ENERGIA ELÉTRICA E DESENVOLVIMENTO.....................................................39
3.1. ENERGIA ELÉTRICA NO CONTEXTO ECONÔMICO-ENERGÉTICO ..................39
3.2. DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA ..47
3.3. DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL, ECONOMIA ECOLÓGICA E ENERGIA
ELÉTRICA......................................................................................................................51
3.4. CONSERVAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NA AGENDA DO
DESENVOLVIMENTO .................................................................................................58
3.4.1.
Gerenciamento pelo lado da demanda
64
3.4.1.1.
Novos usos e melhoria da eficiência energética (conservação de energia) .............. 65
3.4.1.2.
Gerenciamento da carga ........................................................................................... 66
3.4.1.3.
Políticas tarifárias ..................................................................................................... 67
3.4.1.4.
Geração pelos consumidores .................................................................................... 69
4.
GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA ............................................71
4.1. INTRODUÇÃO ..............................................................................................................71
4.2. ELABORAÇÃO CONCEITUAL...................................................................................71
4.3. A ANÁLISE SISTÊMICA DOS ENFOQUES DE GESTÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA......................................................................................................................75
4.3.1.
Análise de alternativas.
78
4.3.2.
Eficiência energética de equipamentos e processos
81
4.3.3.
Gerenciamento de carga, tarifação e fornecimento de energia elétrica
82
4.3.3.1.
Projeto elétrico e pedido de carga ............................................................................. 83
4.3.3.2.
Gestão dos itens submetidos à obrigações contratuais e tributárias ......................... 85
4.3.3.3.
O gerenciamento do fator de carga ........................................................................... 89
4.3.3.4.
O gerenciamento do fator de potência ...................................................................... 91
4.3.3.5.
4.3.4.
Análise de enquadramento tarifário .......................................................................... 93
Composição técnico-econômica de fornecedores diversos
94
4.3.4.1.
Autoprodução de energia elétrica ............................................................................. 95
4.3.4.2.
Composição de fontes diversas................................................................................. 99
4.4. CONCLUSÕES DO CAPÍTULO .................................................................................102
5.
GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA E O
DESENVOLVIMENTO REGIONAL ......................................................................107
5.1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................107
5.2. GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA, COMPETITIVIDADE
EMPRESARIAL E REGIONAL ..................................................................................107
5.3. A GEEE E O DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL............................................115
5.4. CONCLUSÕES DO CAPÍTULO .................................................................................121
6.
ANÁLISE DOS RESULTADOS DA PESQUISA DE CAMPO................................124
7.
CONCLUSÕES DA PESQUISA ..................................................................................129
8.
RECOMENDAÇÕES PARA TRABALHOS FUTUROS .........................................134
REFERÊNCIAS ....................................................................................................................138
APÊNDICES .........................................................................................................................150
APÊNDICE A - O MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA...........................................151
1
CARACTERÍSTICAS PRINCIPAIS DO PRODUTO ENERGIA ELÉTRICA.....151
1.1
DEMANDA E OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA. ................................................154
1.2
ESPECIFICIDADES DA OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA ................................156
1.3
O COMPORTAMENTO ECONÔMICO DOS AGENTES DA OFERTA DE
ENERGIA ELÉTRICA. ................................................................................................161
2
HISTÓRICO INSTITUCIONAL-LEGAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
.......................................................................................................................................165
2.1
A PRIMEIRA FASE, ATÉ 1930. .................................................................................165
2.2
DE 1930 A 1964............................................................................................................166
2.3
DE 1965 A 1990............................................................................................................167
2.4
DE 1990 A 2004............................................................................................................170
2.5
SITUAÇÃO ATUAL E MUDANÇAS PREVISTAS. .................................................175
3
A COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NA ATUAL ESTRUTURA
DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ..................................................................178
3.1
O CONSUMIDOR NO PROCESSO DE COMPRA DE EN ERGIA ELÉTRICA.......181
3.2
O CONSUMIDOR NO PROCESSO DE VENDA DE ENERGIA ELÉTRICA .........183
3.3
O CONSUMIDOR E A FIGURA DO AGENTE COMERCIALIZADOR .................185
APÊNDICE B - GERENCIAMENTO DE CARGA..........................................................189
1
INTRODUÇÃO..............................................................................................................189
2
CARGA E DEMANDA.................................................................................................190
3
FATORES DE DEMANDA E DE DIVERSIDADE...................................................193
4
CURVA DE CARGA.....................................................................................................198
4.1
CURVAS DE CARGA TÍPICAS .................................................................................198
4.2
CURVA DE CARGA – ANÁLISE DAS INFORMAÇÕES ........................................202
4.3
CARGA MÉDIA E DEMANDA MÉDIA. ...................................................................205
5
FATOR DE CARGA .....................................................................................................207
6
FATOR DE POTÊNCIA...............................................................................................212
APÊNDICE C - TARIFAÇÃO E FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA......215
1
INTRODUÇÃO..............................................................................................................215
2
TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA........................................................................217
2.1
CONCEITO DE TARIFA.............................................................................................217
2.2
NÍVEL TARIFÁRIO.....................................................................................................218
2.3
ESTRUTURA TARIFÁRIA.........................................................................................221
3
3.1
SISTEMA BRASILEIRO DE TARIFAÇÃO .............................................................225
CLASSIFICAÇÃO DO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA........................225
3.1.1
3.1.2
Classes de consumo
Tensão de fornecimento
226
226
3.2 GRUPOS TARIFÁRIOS...............................................................................................228
3.2.1
Grupo B
228
3.2.2
Grupo A
229
3.2.3
Mudança de grupo tarifário
230
3.3 TIPOS DE ESTRUTURAS TARIFÁRIAS EXISTENTES NO BRASIL ...................231
3.3.1
Tarifa convencional
231
3.3.2
Tarifas horo-sazonais
232
3.4 OS CONTRATOS DOS CONSUMIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA..................236
3.4.1
Mudanças previstas para os contratos do grupo A
238
4
4.1
FATURAMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA .........................................................239
CONCEITO E DESCRIÇÃO DOS PRINCIPAIS ELEM ENTOS DA FATURA DE
ENERGIA ELÉTRICA.................................................................................................239
4.2 CONSUMO DE ENERGIA ATIVA.............................................................................240
4.2.1
Consumidor do grupo B
241
4.2.2
Consumidor do grupo A – convencional
242
4.2.3
Consumidor do grupo A - horo-sazonal
243
4.2.4
Mudanças previstas para o faturamento de consumo do grupo A
243
4.3 DEMANDA DE POTÊNCIA ELÉTRICA ATIVA......................................................244
4.3.1
Consumidor do grupo A - convencional
245
4.3.2
Consumidor do grupo A - horo-sazonal
245
4.3.3
Mudanças previstas para o faturamento de demanda
246
4.4 DEMANDA DE ULTRAPASSAGEM ........................................................................246
4.4.1
Mudanças previstas para o faturamento de ultrapassagem de demanda
247
4.4.2
Consumidor em alta tensão – convencional
248
4.4.3
Consumidor em alta tensão – horo-sazonal
248
4.5
EXCEDENTES DE REATIVO: DEMANDA DE POTÊNCIA E CONSUMO DE
ENERGIA .....................................................................................................................249
4.5.1
Consumidor em baixa tensão
252
4.5.2
Consumidor em alta tensão - convencional - sem medição apropriada
253
4.5.3
Consumidor em alta tensão - horo-sazonal ou convencional - com medição
apropriada
256
4.5.4
Mudanças previstas para o faturamento dos excedentes de reativo
258
4.6
PERDAS DE TRANSFORMAÇÃO ............................................................................258
4.7
IMPOSTOS INCIDENTES SOBRE O FATURAMENTO .........................................259
4.8
ILUMINAÇÃO PÚBLICA...........................................................................................260
4.9
TAXAS DIVERSAS .....................................................................................................260
4.10 MULTAS ......................................................................................................................261
4.11 SITUAÇÕES ESPECIAIS – COBRANÇAS OU DEVOLUÇÕES. ............................261
5
5.1
CONTRATOS E FATURAMENTO DO CONSUMIDOR LIVRE OU
AUTOPRODUTOR ....................................................................................................263
CONSUMIDOR LIVRE ...............................................................................................263
5.2
CONSUMIDOR AUTOPRODUTOR ..........................................................................268
ANEXOS ................................................................................................................................269
APÊNDICE D - PLANEJAMENTO E OPERAÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA..................................................................................................................274
1
INTRODUÇÃO..............................................................................................................274
2
ASPECTOS TÉCNICOS ..............................................................................................277
2.1
ATENDIMENTO À DEMANDA REQUERIDA PELA CARGA ..............................277
2.2
ATENDIMENTO À ENERGIA REQUERIDA PELA CARGA .................................279
3
INTEGRAÇÃO TÉCNICO-ECONÔMICA ...............................................................283
3.1 DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS DE GERAÇÃO ...................................................283
3.1.1
Centrais termoelétricas
286
3.1.2
Centrais hidroelétricas
288
3.2
COMPARAÇÃO ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS DE GERAÇÃO .................291
3.3 APLICAÇÃO DAS CURVAS DE DURAÇÃO DE CARGA (CDC) .........................297
3.3.1
Conceito, interpretação gráfica e obtenção da CDC.
297
3.3.2
Planejamento utilizando a CDC
304
3.4 APLICAÇÃO DAS CURVAS DE CARGA-ENERGIA (CCE) ..................................317
3.4.1
Conceito, interpretação gráfica e obtenção da CCE
317
3.4.2
Planejamento e operação utilizando a CCE
321
APÊNDICE E – QUESTIONÁRIO DE PESQUISA.........................................................328
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABRACEEL – Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica
ANEEL – Agência nacional de energia elétrica
ACL – Ambiente de Contratação Livre
ACR – Ambiente de Contratação Regulada
art – artigo
CC – Curva de Carga
CCD – Contrato de Conexão de Distribuição
CCE – Contrato de Compra de Energia
CCE – Curva Carga- Energia
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CCPE – Comitê Coordenador do Planejamento e da Expansão dos Sistemas Elétricos
CCT – Contrato de Conexão de Transmissão
CDC – Curva de Duração de Carga
CELESC – Centrais elétricas de Santa Catarina S/A
CNAEE – Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica
CI – Carga Instalada ou ainda Capacidade Instalada
CICE – Comissão Interna de Conservação de Energia Elétrica
Cmg – custo marginal
CNPE – Conselho Nacional de Política Energética
CNPJ – Cadastro Nacional das Pessoas Jurídicas
CPF – Cadastro Nacional das Pessoas Físicas
CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz
CUSD – Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição
CUST – Contrato de Uso dos Sistemas de Transmissão
Dmax – Demanda máxima
Dmin – Demanda mínima
DNAE – Departamento Nacional de Águas e Energia
DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
e – custo unitário do kWh
ELETROBRÁS – Centrais elétricas brasileiras
ESCO – Energy Services Company
EUA – Estados Unidos da América
Fc – Fator de carga
Fc – Fatura de consumo
Fcap – Fator de capacidade
Fd – Fator de demanda
Fd – Fatura de demanda
Fdiv – fator de diversidade
Fm – fator de potência médio
Fs – fator de serviço
FP – fator de potência
FURB – Universidade Regional de Blumenau
Fut – fator de utilização
GEEE – gestão estratégica de energia elétrica
GLD – Gerenciamento pelo lado da demanda
HS – Horo-Sazonal
ICMS – Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços
IUEE – Imposto único sobre a Energia Elétrica
MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica
MERCOSUL – Mercado Comum do Sul
MME – Ministério de Minas e Energia
MVI – médio vale do Itajaí
O&M – Operação e Manutençao
ONS – Operador Nacional do Sistema elétrico
p – custo unitário do kW
P – potência
PCH – Pequena Central Hidroelétrica
PIB – Produto interno bruto
PIE – Produtor Independente de Energia
pm – preço médio
Pmax – potência máxima
Pmed – potência média
PNB – Produto nacional bruto
PROCEL – Programa Nacional de conservação de energia
PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de energia elétrica
PURPA – Public Utility Regulatory Policy Act
t – tempo
T – período de tempo
Tmax – tempo de operação à plena capacidade
Trafo – transformador
TUSD – Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição
TUST – Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão
UHE – Usina Hidro-Elétrica
UTE – Usina Termo-Elétrica
LISTA DE SÍMBOLOS
* – asterisco (multiplicação)
$ – cifrão
? – delta (parcela)
/ – barra ou divisão
kV – quilovolt
kVA – quilovolt-ampére
kVAr – quilovolt-ampére reativo
kVArh – quilovolt-ampére hora reativo
kW – quilowatt
kWh – quilowatt-hora
h – hora
? – integral
= – maior ou igual que
= – menor ou igual que
< – menor que
> – maior que
MW – megawatt
MWh – megawatt-hora
no – número
§ – parágrafo
% – percentual
+ – soma
? – somatório
- – subtração
tg – tangente
? - teta (ângulo)
V – volt
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Gestão estratégica de energia elétrica e desenvolvimento ...................................... 25
Figura 2 - O subsetor de energia elétrica e suas interações com o setor energético e a
macroeconomia.................................................................................................... 44
Figura 3 – Composição do mercado brasileiro de insumos energéticos em 1996 .................... 47
Figura 4 - Relação PNB x Consumo de eletricidade ................................................................ 50
Figura 5 – Expectativas da demanda por energia em 2020. ..................................................... 59
Figura 6 – GEEE em ação ........................................................................................................ 75
Figura 7 – Heurística da abordagem da GEEE....................................................................... 104
Figura 8 – Estrutura do setor elétrico brasileiro após as reformas. ........................................ 175
Figura 9 – Condições de comercialização de energia elétrica ................................................ 187
Figura 10- Energia consumida por cargas instantâneas.......................................................... 190
Figura 11 – Consumidores ligados à mesma fonte ................................................................. 195
Figura 12 – Curva de carga residencial .................................................................................. 199
Figura 13 – Curva de carga comercial.................................................................................... 199
Figura 14 – Curva de carga industrial..................................................................................... 200
Figura 15 – Curva de carga da iluminação pública ................................................................ 201
Figura 16 – Curva de carga – pontos importantes .................................................................. 203
Figura 17 – Curva de carga medida em intervalos ................................................................. 204
Figura 18 – Variação do preço médio da energia elétrica com o fator de carga .................... 211
Figura 19 – Triângulo de potências ........................................................................................ 213
Figura 20 – Sistema brasileiro de tarifação de energia elétrica .............................................. 236
Figura 21 – Diagrama explicativo da cobrança sobre reativos excedentes ............................ 251
Figura 22 – Custos totais unitários por kW ............................................................................ 295
Figura 23 – Custos totais unitários por kWh.......................................................................... 296
Figura 24 – Curva de carga x curva de duração de carga ....................................................... 298
Figura 25 – Interpretação gráfica da curva de duração de carga ............................................ 299
Figura 26- Diferentes períodos representados pela CDC ....................................................... 300
Figura 27 – Curvas de carga no período semanal................................................................... 301
Figura 28 – CDC semanal....................................................................................................... 301
Figura 29 – Curva de duração percentual............................................................................... 302
Figura 30 – Processo estatístico de obtenção da CDC ........................................................... 303
Figura 31 – Composição de centrais produtoras – CC e CDC. .............................................. 306
Figura 32 – Decomposição da CDC ....................................................................................... 307
Figura 33 – Análise gráfica de planejamento com CDC ........................................................ 310
Figura 34 - Análise gráfica de planejamento com CDC – usinas existentes .......................... 315
Figura 35 – Correspondência entre as curvas de carga, de duração e de carga-energia. ........ 318
Figura 36 – Fator de carga do sistema .................................................................................... 319
Figura 37 – Fator de carga atendido por uma usina – CCE.................................................... 320
Figura 38 – Composição de usinas com a CCE...................................................................... 322
Figura 39 – Algoritmo para a obtenção da composição técnico-econômica ideal ................. 324
Figura 40 – Algoritmo de verificação da capacidade instalada a ser paga/adquirida............. 326
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Composição da amostra da pesquisa de campo ...................................................... 34
Tabela 2 – Resultados da pesquisa de campo ........................................................................... 37
Tabela 3 – Grupos e sub-grupos tarifários.............................................................................. 231
Tabela 4 – Tarifa Azul ............................................................................................................ 233
Tabela 5 – Tarifa Verde .......................................................................................................... 234
Tabela 6 – Limites de tolerância para fins de ultrapassagem de demanda ............................. 247
Tabela 7 – Itens faturados do Consumidor Livre ................................................................... 267
Tabela 8 – Exemplo de aplicação de CDC, dados das usinas ................................................ 309
LISTA DE EQUAÇÕES
Equação 1 – Demanda ............................................................................................................ 191
Equação 2 – Demanda x energia ............................................................................................ 191
Equação 3 – Fator de demanda ............................................................................................... 194
Equação 4 – Fator de diversidade ........................................................................................... 195
Equação 5 – Área sob a curva de carga .................................................................................. 203
Equação 6 – Área sob a curva de carga – análise gráfica ....................................................... 204
Equação 7 – Demanda média ................................................................................................. 205
Equação 8 – Fator de carga ..................................................................................................... 207
Equação 9 – Influência do fator de carga nos custos de energia elétrica ............................... 208
Equação 10 – Preço médio da energia elétrica em função do fator de carga ......................... 209
Equação 11 – Fator de potência .............................................................................................. 213
Equação 12 – Cálculo da fatura de consumo grupo B............................................................ 242
Equação 13 – Cálculo da fatura de consumo grupo A - convencional................................... 243
Equação 14 - Cálculo da fatura de consumo grupo A – horosazonal azul ............................. 243
Equação 15 - Cálculo da fatura de consumo grupo A – horosazonal verde ........................... 243
Equação 16 - Cálculo da fatura de demanda grupo A - convencional.................................... 245
Equação 17 - Cálculo da fatura de demanda grupo A – horosazonal azul ............................. 245
Equação 18 – Cálculo da fatura de demanda grupo A - horosazonal Verde .......................... 245
Equação 19 – Cálculo da fatura de demanda de ultrapassagem - convencional .................... 248
Equação 20 – Cálculo da fatura de demanda de ultrapassagem – horosazonal azul ponta .... 248
Equação 21 - Cálculo da fatura de demanda de ultrapassagem – horosazonal azul fora de
ponta .................................................................................................................. 248
Equação 22 - Cálculo da fatura de demanda de ultrapassagem – horosazonal verde............. 249
Equação 23 – Cálculo do fator de potência médio. ................................................................ 254
Equação 24 – Cálculo do consumo de energia reativa mensal............................................... 254
Equação 25 – Cálculo da fatura de energia reativa excedente – medição mensal.................. 254
Equação 26 – Cálculo da fatura de demanda reativa excedente – medição mensal. .............. 255
Equação 27 – Cálculo da fatura de energia reativa excedente – medição horária.................. 256
Equação 28 – Cálculo da fatura de demanda reativa excedente – medição horária. .............. 257
Equação 29 – Cálculo do ICMS. ............................................................................................ 260
Equação 30 – Fator de utilização ............................................................................................ 278
Equação 31 – Fator de capacidade.......................................................................................... 280
Equação 32 – Cálculo da energia produzida por uma central “à plena capacidade”. ............. 281
Equação 33 – Fator de capacidade e o tempo de operação “à plena capacidade”.................. 281
Equação 34 – Custo da capacidade instalada ......................................................................... 287
Equação 35 – Custo de energia produzida.............................................................................. 287
Equação 36 – Custo total de uma central................................................................................ 292
Equação 37 – Custo total unitário por kW.............................................................................. 294
Equação 38 – Custo total unitário por kWh............................................................................ 294
Equação 39 – Obtenção da CDC - amplitude da faixa da curva de carga .............................. 303
Equação 40 – Decomposição da potência total P em parcelas ? P ......................................... 307
Equação 41 – Energia total do sistema ................................................................................... 307
Equação 42 – Custo total de produção da parcela ? P ............................................................ 308
Equação 43 – Custo total do atendimento ao sistema elétrico................................................ 308
Equação 44 – Análise gráfica com CDC – custos totais unitários por kW ............................ 311
Equação 45 – Custo total de atendimento do sistema elétrico – exemplo CDC..................... 312
Equação 46 – Custo total unitário de produção de energia – exemplo CDC ......................... 313
Equação 47 – Dedução trigonométrica do fator de carga do sistema – CCE ......................... 319
Equação 48 – Dedução trigonométrica do fator de carga de uma usina – CCE..................... 320
Equação 49 - Custo total de atendimento (CCE) .................................................................... 327
LISTA DE ANEXOS
anexo 1– tarifas para o grupo B e grupo A - convencional, sem ICMS ................................. 269
anexo 2 – tarifas para o grupo B e grupo A - convencional, com ICMS................................ 270
anexo 3 – tarifas grupo A - horosazonal, sem ICMS.............................................................. 271
anexo 4 – tarifas grupo A- horosazonal, com ICMS .............................................................. 272
anexo 5 – tarifas de serviços diversos..................................................................................... 273
RESUMO
Crescimento econômico e aumento do consumo de energia elétrica são fatos históricos
inquestionáveis e ainda atualmente com uma correlação muito forte em países em
desenvolvimento. No entanto, a enorme apropriação dos recursos energéticos e o despejo de
resíduos na natureza ocasionados pela sociedade industrial revelaram-se incompatíveis com
uma necessária sustentabilidade ambiental, na qual seria respeitada a capacidade natural de
recomposição das reservas de energia primária e de reciclagem dos resíduos. Mormente após
as crises energéticas da década de 1970, a conservação de energia vem se estabelecer como
um movimento econômico, porém com traços eminentemente ecológicos, direcionado à maior
eficiência na produção e no consumo dos mercados energéticos. Na questão da energia
elétrica, surge o Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD), iniciativa setorial da indústria
de energia elétrica, visando estimular os consumidores a racionalizar seu consumo. Por outro
lado, ocorrem várias reestruturações institucionais nos setores elétricos de vários países,
através da desregulamentação e do incentivo à competição no lado da oferta. A Gestão
Estratégica de Energia Elétrica (GEEE) se apropria, adapta e sistematiza princípios, técnicas e
visões tanto do GLD quanto do novo ambiente econômico surgido com as reformas do setor
elétrico. Estabelecida sob um enfoque sistêmico de administração estratégica, busca em um
primeiro plano adquirir vantagens competitivas pela redução de custos e obtenção de receitas
empresariais e com isso melhorando resultados econômico- financeiros da organização.
Considerando ainda uma virtual propagação de sua utilização em uma região, a GEEE pode se
tornar um vetor de aumento da competitividade e da produtividade regionais, e seus
benefícios serem estendidos à sociedade na forma de melhor remuneração dos fatores de
produção, notadamente na questão do emprego, do recolhimento de tributos e da distribuição
de renda. Na face ambiental do desenvolvimento, a GEEE pode ser reconhecida como uma
técnica gerencial cujo resultado em termos de crescimento econômico não é acompanhado
pelo aumento da taxa de consumo de energia e despejo de resíduos, pelo contrário, pois que
sua linha de atuação se coaduna com os princípios da conservação de energia. Os
consumidores empresariais de energia elétrica do médio Vale do Itajaí, submetidos à uma
pesquisa descritiva que buscou identificar seu conhecimento das vantagens e aplicação de
técnicas voltadas à GEEE, revelaram-se bastante desinformados sobre a maioria dos enfoques
abordados, principalmente aqueles referentes às novas oportunidades do ambiente econômicolegal do setor elétrico. Tem-se como conc lusão geral dessa pesquisa, a possibilidade de a
GEEE contribuir positivamente par ao desenvolvimento regional e a existência de uma
razoável potencialidade latente, no sentido de ganhos de produtividade e competitividade
individuais e regionais, que poderiam ser alcançados mediante o emprego da GEEE.
ABSTRACT
Economic growth and increase of electric energy consumption are unquestioned
historical facts and even nowadays, in developing countries, with a very strong correlation.
However, the huge appropriation of energy resources and the residues emission in the nature
caused by the industrial society had shown incompatible with a necessary environment
sustainability, in which would be respected the natural capacity in primary energy reserves
replacing and residues recycling. Mainly after the 1970´s decade energy crisis, the energy
conservation comes to establish itself as an economic-ecological movement directed to
increasing efficiency in energy markets production and consumption. Concerning the electric
energy question, the Demand-Side Management (DSM) emerges as an electricity sector
initiative, which major goal is to stimulate the consumption rationalization. On the other hand,
worldwide electric sectors reorganizations take place, through deregulation and incentive to
competition in the supply-side. The Electric Energy Strategic Management (EESM)
appropriates, adapts and systematizes principles, techniques and approaches both from DSM
and the new economic electricity sector environment. Based in a strategic management
sistemical approach, its first target is to acquire competitive advantages by reduction
enterprises costs and increasing receipts and thus improving economic- financial results.
Considering its dissemination over a region, EESM can become a regional competitiveness
and productivity vector, and its benefits could be extended to the society as better production
factors remuneration, specially in the employment issues, tax collect and income distribution.
In the ecological face of the development, the EESM can be admitted as one management
technique whose results in terms of economic growth is not followed by the increasing of
energy consumption rates and residues emission, on the contrary, due its accomplishment
keeps coherency with the principles of the energy conservation. Electricity companies
customers of the “Médio Vale do Itajaí”, which were submitted to a descriptive research, in
order to recognize their knowledge of the advantages and application of any EESM technique,
manifested low level of information related to the majority of the subjects, mainly those
referring new opportunities present in the economic- legal electric sector environment. The
general conclusion of this research goes towards the possibility of EESM positive
contribution to the regional development and the existence of an appraisable latent
potentiality, in sense of individual firms and regional productivities and competitiveness, that
could be reached by using EESM.
22
1.
INTRODUÇÃO
A correlação entre a utilização de energia e o desenvolvimento da sociedade já é
dado histórico da humanidade. Neste sentido, mesmo o senso comum verificou que o aumento
da complexidade social, da produção e da urbanização caminha pari passu com o incremento
do consumo de energia.
Goldemberg
(2001,
p.37-59)
enfatiza
a
essencialidade
da
energia
ao
desenvolvimento sócio-econômico e ao crescimento econômico e principalmente do
previsível aumento do consumo de energia por países em desenvolvimento, na busca pela
satisfação das necessidades básicas, justamente aquelas que demandam maiores intensidades
energéticas, por estarem relacionadas a projetos de infra-estrutura.
Dentre as diversas formas de energia suscetíveis de aplicação e avaliação
econômicas, sobressai-se a energia elétrica como uma das mais viá veis e práticas, a ponto de,
comparativamente à energia gerada por combustão, ser sobremaneira predominante na
sociedade moderna.
As fontes de energia elétrica têm sua origem na natureza, sujeitas portanto à
escassez, e por isso envolvidas por concepções econômicas, o que sinaliza aos consumidores
que há que se tomar precauções em termos de análise tal como se faz para qualquer outro
insumo.
O estudo de formas de utilização de energia elétrica pelas empresas remete aos
próprios princípios empresarias de busca por maior competitividade e melhores resultados,
uma vez que o custo da energia elétrica é componente mais ou menos influente nos custos das
empresas, revestindo-se seu gerenciamento de importância também nos resultados
econômicos das organizações.
Por outro lado, desde o final da década de 80, o setor elétrico brasileiro tem passado
por diversas alterações estruturais principalmente de gestão e de regulação do setor,
anteriormente quase todo sob propriedade estatal e que propiciaram a transformação da
energia elétrica de um serviço estatal em regime de monopólio para um produto de mercado
de certa forma concorrencial, o qual é em tese submetido também às leis de oferta e de
procura.
23
Ocorre também que o fornecimento de energia elétrica passou a ser assunto popular
nos últimos tempos no Brasil, devido principalmente aos surtos de racionamento e previsões
nada otimistas quanto à capacidade de o sistema elétrico suportar o crescimento da demanda
dos próximos anos.
Neste sentido, surgiram oportunidades de os consumidores também participarem dos
processos de produção e de comercialização de energia, gerando eventuais receitas, além das
tradicionais possibilidades de ganhos de eficiência pela conservação de energia/eficiência
energética, pela redução de custos e da manutenção de geração de reserva para enfrentar
eventuais racionamentos.
Ganharam os consumidores uma nova dimensão, de agentes passivos transformaramse em virtuais participantes ativos do mercado de energia elétrica como consumidores livres,
autoprodutores ou produtores independentes 1 .
Assim, é de se esperar que o estudo e a aplicação correta de instrumentos de gestão
voltados às dimensões técnicas, econômicas e legais intrínsecas ao consumidor de energia
elétrica no novo ambiente econômico do setor, ensejará obrigatoriamente um reflexo em
questões microeconômicas das empresas como custos e competitividade.
Com base nessas considerações, almejou-se, de certa forma, delinear uma filosofia
de gestão energética, aqui denominada de Gestão Estratégica de Energia Elétrica (GEEE) que
possa ser empregada como roteiro de consulta e se ramificar para inúmeras proposições de
trabalhos, cada qual podendo especializar-se em construir formas de análise e soluções
voltadas para casos específicos.
Esta pesquisa bus cou efetivamente aumentar o conhecimento dentro da área da
gestão da energia elétrica nas empresas, em um contexto multidisciplinar porém coerente e
integrado, por meio da sistematização de dados secundários (bibliográficos e documentais).
Multidisciplinar pois que remeteu a conteúdos de engenharia elétrica, engenharia econômica,
engenharia ambiental, economia, administração e até mesmo do direito, no sentido da
hermenêutica da legislação que rege as atividades do setor elétrico 2 .
Pretendeu-se tornar visível a interação entre os diversos instrumentos de análise de
obtenção e utilização de energia elétrica, quase sempre empregados isoladamente, e sua
1
2
Conceitos serão melhor definidos no corpo do trabalho.
Conteúdo de elaboração pelo autor, presente nos apêndices A a D.
24
aplicação no sentido de redução de custos intrínsecos às suas atividades e de prospecção de
novas oportunidades.
Na verdade, o que se quis mostrar é a possibilidade de uma abordagem bem mais
acurada e pró-ativa por parte dos consumidores, conhecendo as regras de funcionamento do
mercado brasileiro de energia elétrica e utilizando fundamentos técnico-econômicos
empregados por empresas dos setores elétricos mundiais, sob uma sistemática que englobe
conceitos empresariais de administração estratégica e de competitividade empresarial.
Diante disso, pretendeu-se também averiguar se, em nível regional, tal
posicionamento das empresas pudesse ensejar uma possível melhora na produtividade e na
competitividade, aumentando a potencialidade de crescimento da atividade econômica.
No entanto, é necessária a lembrança de que o crescimento econômico normalmente
está associado a um incremento das taxas de consumo de energia e por conseqüência de
impacto ambiental.
Neste âmbito, os aspectos econômicos estão envolvidos por um sistema muito mais
amplo, submetido à uma concepção ecológica da qual deriva o próprio conceito da economia
ecológica (MARTINEZ-ALLIER, pp. 231-248/267-278; DALY, 1991, pp. 2-21) e da
assimilação dos processos entrópicos presentes na natureza.
Sobre esta linha de raciocínio é que este trabalho defende a posição de que a GEEE
pode promover o crescimento da atividade econômica e seus reflexos positivos no
desenvolvimento ao mesmo tempo em que não contribui com o aumento do impacto
ambiental relacionado ao uso de fontes primárias e ao despejo de resíduos de processos
produtivos, pois que suas ações são voltadas essencialmente em termos de racionalização da
produção, conservando energia e não exercendo pressão sobre a oferta de energia elétrica e
mais ainda, podendo contribuir para a produção de energia através de iniciativas econômicas
de agentes individuais.
É verificada, pois, a idéia de que a racionalidade dos agentes econômicos voltada
essencialmente para a obtenção de melhores resultados pode ser também um vetor de
sustentabilidade ambiental do desenvolvimento.
Em resumo, o processo de desenvolvimento seria favorecido através de duas
maneiras :
25
??Na questão do aumento da competitividade microeconômica que pode ser
adquirida com a GEEE, atuando tanto do lado da demanda (consumidor –
redução de custos) quanto da oferta (produtor – aproveitamento de
oportunidades), atuando na direção do crescimento econômico em nível regional
e nacional, sem aumento do consumo de energia.
??Na questão da sustentabilidade ambiental do desenvolvimento, em se tratando de
benefícios
de
racionalização/diminuição
do
consumo
de
energia
e
conseqüentemente do uso dos recursos naturais fontes de produção de energia
elétrica, auxiliando na preservação ambiental até mesmo em escala nacional.
Figura 1 – Gestão estratégica de energia elétrica e desenvolvimento
GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA
Conservação
de EE
Agente ativo
no mercado de
EE
Produção de
EE
?? REDUÇÃO DE CUSTOS / COMPETITIVIDADE.
?? OTIMIZAÇÃO DA OFERTA DE EE.
?? REDUÇÃO NA TAXA DE IMPACTO
AMBIENTAL.
Crescimento econômico + Sustentabilidade ambiental =
DESENVOLVIMENTO
Fonte: Elaboração do próprio autor.
Completa-se a proposta da dissertação através de uma pesquisa descritiva que visou
descobrir o grau de sensibilidade da categoria de consumidores empresariais da região do
Médio Vale do Itajaí, aptos a se tornarem consumidores livres ou produtores de energia
elétrica, em relação aos enfoques de gestão de energia elétrica e suas vantagens para as
empresas.
A pesquisa descritiva seguiu a técnica de coleta de dados por entrevista estruturada,
na qual foram avaliados vários quesitos através de um questionário padrão.
26
Obteve-se como conclusão a verificação qualitativa da existência ou não de um
potencial de competitividade empresarial, bem como de desenvolvimento, ligado à gestão
estratégica de energia elétrica.
1.1. PROBLEMA DE PESQUISA
"Em quais sentidos o desenvolvimento regional é afetado pela adoção da GEEE por
parte dos consumidores de energia elétrica e qual a realidade do conhecimento por parte
destes consumidores acerca das técnicas envolvidas?
1.2. PERGUNTAS DE PESQUISA
a) Quais os fundamentos e aplicabilidades dos enfoques de gestão estratégica de
energia elétrica? (Apêndices A, B, C e D)
b) Como sistematizá- los com o objetivo de otimização técnico-econômico na
obtenção, no uso e na comercialização de energia elétrica? (Capítulo 4)
c) A GEEE tem repercussões positivas na produtividade das empresas e em sua
competitividade? (Capítulo 5)
d) A GEEE pode contribuir para elevar outputs ao mesmo tempo em que reduz
os inputs energéticos? (Capítulo 5)
e) A GEEE pode contribuir com o desenvolvimento regional? (Capítulos 3 e 5)
f) As empresas potencialmente aptas a se tornarem consumidores livres ou
produtores de energia elétrica têm consciência das vantagens competitivas
que podem adquirir ao aplicar uma filosofia de gestão estratégica de energia
elétrica? (Capítulo 6)
g) As empresas potencialmente aptas a se tornarem consumidores livres ou
produtores de energia elétrica estão aplicando alguma técnica voltada à
gestão estratégica de energia elétrica? (Capítulo 6)
27
1.3. PRESSUPOSTOS
São dois os pressupostos relacionados à esta pesquisa :
??A gestão estratégica de energia elétrica cria vantagens competitivas e aumenta a
produtividade das organizações, reduz a pressão sobre a base energéticoambiental e com isso contribui para o desenvolvimento regional;
??Os consumidores de energia elétrica da região do Médio Vale do Itajaí ainda atuam
de forma incipiente na questão.
1.4. OBJETIVOS
1.4.1. Geral
O objetivo central deste estudo é contribuir para a ampliação do conhecimento acerca
da gestão estratégica de energia elétrica e para a compreensão da sua relação com o
desenvolvimento regional.
1.4.2. Específicos
São objetivos específicos:
1. Sistematizar conhecimentos existentes sobre gestão estratégica de energia
elétrica.
2. Avaliar sua contribuição o desenvolvimento regional.
3. Verificar o grau de conhecimento e aplicação da gestão estratégica de energia
elétrica pelos consumidores da região.
1.5. JUSTIFICATIVA/ RELEVÂNCIA
1.5.1. Relevância prática
O aproveitamento do conteúdo desta pesquisa pode se dar imediatamente por
profissionais que lidam com as questões de utilização de energia elétrica pelas empresas.
Desenvolvendo os conceitos e técnicas descritos, é possível a obtenção de
instrumentos de análise e de implementação de ações que culminem com a efetiva redução
28
dos custos com consumo (energia) e demanda (potência) de energia elétrica 3 , obviamente sem
a redução de produção da empresa e a composição de fontes convencionais e alternativas,
provenientes de terceiros ou de autoprodução.
1.5.2. Relevância teórica
A relevância teórica deste trabalho se define como um referencial bibliográfico para
estudiosos e pesquisadores (acadêmicos ou não) de diversas áreas ligadas à engenharia, à
economia, à administração e ao desenvolvimento regional.
Além disso, esta pesquisa oferece pontos que podem ser aprofundados e desdobrados
em outros estudos, inclusive possibilitando o desenvolvimento de modelos teóricos,
matemáticos ou computacionais que se apliquem à gestão energética.
1.6. ESTRUTURA DO TRABALHO
A oportunidade deste trabalho de se situar em um mestrado em desenvolvimento
regional, revelou-se de forma surpreendentemente profícua pois que a GEEE compartilha de
um similar grau de multi-disciplinariedade.
Nesse sentido, todo um conteúdo eminentemente técnico-econômico se completa, em
termos heurísticos, à uma ampla gama de informações de outras áreas do conhecimento.
Assim, com relação à pesquisa bibliográfica-documental, optou-se por de certa forma
compartimentalizar os conteúdos, para ampliar seu aspecto cognitivo em relação aos leitores
que desejem se ater à áreas específicas, e posteriormente conjugando então as informações
quando da elaboração conceitual, das aplicações e dos reflexos da GEEE no desenvolvimento.
No capítulo 3, trata-se de discorrer sobre a relação do consumo energético (e da
eletricidade) com os enfoques que abordam o conceito de desenvolvimento, principiando pela
ótica clássica do crescimento econômico, passando pelo desenvolvimento sustentável e pela
questão mais recente da sustentabilidade ambiental, fazendo afinal referência à abordagem
econômico-energética compreendida nos conteúdos da economia ecológica. Desta forma,
busca-se entender a relação entre a energia elétrica e o desenvolvimento, identificando os
3
Vide APÊNDICE B - título 2.
29
pontos de contato deste com o movimento relacionado à conservação de energia ou ao
aumento da eficiência energética.
No apêndice A aborda-se o mercado de energia elétrica, sob o enfoque do
consumidor, através da explanação básica das características técnicas e econômicas do
produto energia elétrica e seu comportamento quanto à oferta (produção) e à demanda
(consumo). Do mesmo modo, para a melhor compreensão da atual estrutura do setor de
energia elétrica brasileiro, relata-se seu desenrolar histórico- institucional, descrevendo seus
principais agentes e principalmente explicitando a interação do consumidor com o atual
ambiente econômico-regulamentar.
O apêndice B trata de uma série de conceitos técnicos relativos ao gerenciamento de
carga, cujos fundamentos são provenientes do gerenciamento pelo lado da demanda (item
3.4.1.2), mas voltando-se para fins de efetiva utilização por iniciativa dos próprios
consumidores, atuando em seus sistemas elétricos (suas instalações), sem a interveniência
direta ou indireta dos órgãos planificadores ou operacionais do setor elétrico.
Já o apêndice C pretende dar ao leitor condições de entender a estrutura legal e
normativa do setor elétrico, no que se refere a princípios de tarifação, preços, penalidades e
incentivos relacionados ao fornecimento, faturamento e à forma mediante a qual é cobrada
energia elétrica no Brasil.
O apêndice D realiza uma compilação de métodos de análise técnico-econômicas
voltadas ao planejamento e à operação da produção de energia elétrica, introduzindo também
conhecimentos referentes à sua otimização pela composição de diversas fontes.
No capitulo 4 é que é empreendida a elaboração conceitual da GEEE, tendo como
suporte uma sistematização dos conteúdos explicitados nos apêndices A a D, envolvendo
ainda conhecimentos de planejamento e administração estratégicos, bem como de métodos de
análise de alternativas e tomada de decisão. Pretende-se justificar a importância de um
posicionamento estratégico das empresas e discutir a importância da adoção integrada de
diversos métodos aparentemente esparsos.
O primeiro pressuposto dessa pesquisa é efetivamente testado no capítulo 5, onde se
faz o confronto entre as informações levantadas através da pesquisa bibliográfica e a
afirmação de que existe uma concatenação entre a GEEE, a competitividade empresarial e
regional, e o processo de desenvolvimento amparado em sustentabilidade ambiental.
30
Os resultados da pesquisa de campo são detalhados e analisados no capítulo 6,
reunindo os dados necessários que subsidiem a avaliação do segundo pressuposto.
A conclusão geral dessa dissertação, que é realizada no capítulo 7, vai compreender
os aspectos atribuídos à pesquisa bibliográfica e aqueles pertencentes à pesquisa de campo,
além de recomendar futuros desdobramentos deste trabalho.
31
2.
METODOLOGIA
2.1. MÉTODOS DE ABORDAGEM E DE PROCEDIMENTO
Esta pesquisa apresenta, no que tange aos métodos científicos usualmente
empregados, a característica de uma composição dos métodos dedutivo e indutivo.
O problema definido no item 1.3 delimita o objeto de estudo, sendo que as hipóteses
ou pressupostos que visam resolvê- lo (item 1.5) detalham as relações entre as variáveis gestão
estratégica de energia elétrica e desenvolvimento.
É de se enfatizar que somente a conjunção dos dois métodos propiciou a resposta ao
problema, sendo que o teste das hipóteses ditou a condição de aplicação dos diferentes
métodos.
Por conseguinte, a resposta ao problema proposto considera a análise conjunta entre
a primeira parte da pesquisa - que tem por retorno a constatação da relação entre a gestão
estratégica de energia elétrica, competitividade empresarial e desenvolvimento - , e a segunda
abordagem, a qual verifica se os consumidores empresariais adotam ou não enfoques de
gestão estratégica de energia elétrica.
O primeiro pressuposto foi testado através de uma pesquisa exploratória, de caráter
bibliográfico e documental. Nos termos de Antônio C. Gil (1987, pp.45-52), sua característica
principal é a de explicitar conceitos sobre um determinado problema, e com isso aumentando
ou aprimorando sua compreensão.
Classificando-se com base nos procedimentos técnicos a serem utilizados, uma
pesquisa bibliográfica envolve a utilização de material já elaborado por diversos autores, que
seriam os livros, periódicos e artigos. Já a pesquisa documental, de mesma natureza, compõese porém de materiais que não sofreram análise, como por exemplo documentações de órgãos
do setor elétrico e governamentais.
De fato, a pesquisa bibliográfica e documental desta dissertação buscou estabelecer
uma sistematização do conhecimento sobre desenvolvimento, onde foram compilados
elementos que dessem respaldo à correlação entre a gestão estratégica de energia elétrica e o
desenvolvimento.
32
Além disso, o conteúdo de diversos modelos ou enfoques (instrumentalização) de
gestão de energia elétrica foram compilados a partir de referências teóricas publicadas e em
consonância com a experiência profissional e acadêmica do autor (apêndices A a D).
Assim, o pressuposto de que a gestão estratégica da energia elétrica contribui para o
desenvolvimento regional teve amparo nas premissas encontradas nos conteúdos
bibliográficos que tratam, direta ou indiretamente, da gestão de energia elétrica.
Logo, quanto ao teste do primeiro pressuposto, a pesquisa moveu-se dentro dos
limites do método dedutivo, pois que se tentou comprovar a hipótese a partir de
conhecimentos gerais e multi-disciplinares já existentes. Sua característica é a de que “toda a
informação ou conteúdo fatual da conclusão já estava, implicitamente, nas premissas”
(LAKATOS, 1988, pp. 88- 91).
Por outro lado, quanto à validação do segundo pressuposto, a pesquisa denota um
caráter eminentemente indutivo, na medida em que, de um universo a ser pesquisado,
pretendeu-se analisar os resultados obtidos a partir de uma determinada amostra e inferi- los ao
todo, ou seja, passar do particular ao mais geral (LAKATOS,1988, p.83).
Esta pesquisa é classificada como descritiva, não-experimental ou ex post facto
(KÖCHE,1999, pp.124 ; GIL, 1987, pp. 55-57) e se concentrou na obtenção de informações
(levantamento) de um estrato específico dos consumidores de energia elétrica da região,
aqueles que em tese estariam mais aptos a se beneficiarem de um processo de gestão
estratégica: As empresas ou organizações em condições de se tornarem consumidores livres
e/ou autoprodutores ou produtores independentes. Neste sentido, a hipótese foi verificada
através de uma rotina de acumulação dos casos concretos afirmativos possíveis, ou seja, das
respostas às solicitações efetuadas junto ao grupo mencionado.
2.2. POPULAÇÃO E AMOSTRAGEM
A população alvo da pesquisa descritiva compreende as empresas (industriais e
comerciais) consumidoras de energia elétrica da região do Médio Vale do Itajaí classificadas
no Grupo A4 , que são, em virtude da legislação atual, os que estão em condições de optarem
por serem consumidores livres ou que tenham condições de atuarem como autoprodutores ou
4
Conceito: Vide APÊNDICE C – item 3.2.2
33
produtores independentes, ou seja, aqueles que teoricamente são os que mais podem se
beneficiar da gestão estratégica de energia elétrica.
O Boletim Estatístico Comercial da CELESC (abr. 2003, pp. 12, 15, 18) fornece o
número total de consumidores classificados no grupo A , para a região atendida pela Agência
Regional de Blumenau.
Alguns ajustes foram, no entanto, efetuados em relação aos dados desta publicação,
pois a mesma não exibe diretamente o número de empresas público-alvo desta pesquisa, nas
classes industrial e comercial, na região do Médio Vale do Itajaí.
Além disto, a área de atuação da Agência Regional da CELESC em Blumenau, além
dos municípios do Médio Vale do Itajaí, envolve Massaranduba e Luís Alves.
Quanto à essas limitações, foram adotadas as seguintes providências:
Da interpretação conjunta das tabelas constantes às páginas 12, 15 e 18 do Boletim
Estatístico Comercial da CELESC, aferiu-se que o número de consumidores do grupo A
classificados como industriais e comerciais respondem aproximadamente por 85% do total do
Grupo para a totalidade do Estado.
Aplicando o mesmo percentual para a região atendida pela Agência Regional de
Blumenau, este número atinge a casa das 1163 unidades consumidoras.
Em levantamento efetuado junto à concessionária, são 29 as empresas que se
encaixam no perfil escolhido pela pesquisa, localizadas nos municípios de Massaranduba e
Luís Alves, sendo então devidamente subtraídas da população alvo da pesquisa.
Desta forma, o número total de elementos a ser considerado chega à casa dos 1144.
Deve-se lembrar, porém, que existe uma ampliação constante do número de
consumidores que se conectam ao sistema elétrico, fato este que apóia a decisão de se
trabalhar com uma população numericamente superior ao levantamento, sem prejuízo da
confiabilidade da pesquisa.
Em se tratando da amostragem relativa ao universo de elementos descrito
anteriormente, o procedimento a ser adotado utilizou-se de uma seleção estratificada de subgrupos que compõe a população cons iderada (GIL, 1997, p.101). Estes sub-grupos serão
34
classificados em função de sua demanda de potência contratada 5 e a amostragem foi realizada
de forma proporcional à extensão desses extratos.
A determinação do tamanho da amostra utilizou-se da tabela estatística definida por
Gil (1997, p.101), a qual define o tamanho adequado para um nível de confiança de 95% (dois
desvios-padrões).
Tendo em vista o caráter qualitativo da pesquisa, cuja predominância é a descoberta
de uma tendência comportamental, uma margem de erro de 10% foi considerada como a
precisão estatística conveniente. Neste sentido, portanto, ficou definida a amplitude da
amostra em 94 empresas consumidoras do Grupo A, relacionada à uma população total
aproximada de 1500 elementos.
Esta amostragem foi dividida em dois extratos de demanda de potência contratada,
cujo marco divisório será a demanda de 500 kW, a partir da qual entende-se que já são
empresas de porte razoável e que incorrem em um nível razoável de custos com energia
elétrica, assim :
Tabela 1 – Composição da amostra da pesquisa de campo
Demanda contratada
% do total da população
Número de empresas na
amostragem
Até 500 kW
92,5 %
87
Acima de 500 kW
7,5 %
7
2.3. TÉCNICA DE COLETA DE DADOS
A parte da pesquisa relativa ao primeiro pressuposto teve por base a coleta de dados
de natureza documental e bibliográfica.
Com relação à parte que trata da pesquisa de campo, destinada à validação do
segundo pressuposto, a coleta de dados foi efetuada através da distribuição de um
5
Vide item 4.3 do APÊNDICE C.
35
questionário estruturado com perguntas objetivas de caráter técnico especializado (vide
apêndice E), utilizando as mídias em papel e internet.
As perguntas que constam do questionário fundamentalmente procuraram revelar o
conhecimento de técnicas de gestão de energia elétrica por parte das empresas e das
oportunidades que o ambiente econômico do setor elétrico lhes oferece.
2.4. HISTÓRICO DOS PROCEDIMENTOS DE COLETA DE CAMPO
Ao se definir a forma mediante a qual seria feita a pesquisa, no caso um questionário,
o intuito foi de tornar o processo dinâmico o suficiente para ser o menos complexo possível e
tomar o menor tempo possível dos entrevistados 6 , haja vista que é notória a falta de
disponibilidade atual das empresas e pessoas para atender assuntos extra-negócio.
Além disso, contou-se com a inestimável colaboração das Centrais Elétricas de Santa
Catarina S/A, por intermédio da Agência Regional de Blumenau, que auxiliou tanto na
questão do suporte logístico necessário, quanto ofereceu sua própria imagem no sentido de
apresentação junto aos consumidores, considerando a denominação da pesquisa como uma
ação em conjunto FURB-CELESC.
Nesse sentido os formulários de pesquisa foram enviados aos consumidores dentro
do limite do tamanho da amostra (94 elementos) junto com a fatura de energia elétrica do mês
de novembro de 2003.
Até meados de dezembro de 2003, por volta de apenas 14% (13) das empresas
devolveram os formulários preenchidos, número considerado extremamente baixo para dar
suporte à representatividade da amostra, mas que já dava os primeiros indícios do desinteresse
pelo assunto.
Ato contínuo, todas as empresas que não devolveram os formulários foram
contactadas por telefone, pelos pesquisadores, buscando encorajá- las a responder o
questionário, sanando dúvidas e inclusive reenviando o questionário por correio eletrônico e
disponibilizando a resposta pela mesma mídia.
6
Lembrando que as perguntas foram estruturadas para serem respondidas o mais objetivamente possível, tendo
suas alternativas de resposta simplesmente retornando confirmação, negação ou ainda o desconhecimento do
assunto.
36
Destas entrevistas por telefone, interessante foi notar que, na grande maioria dos
casos, a fatura de energia elétrica, sendo entregue nos setores financeiros/contábeis, passava
por pessoas que aparentemente não tinham conhecimento, disponibilidade ou ainda autoridade
para responder à pesquisa, muito embora a mesma tenha sido estruturada de forma a não
exagerar em termos técnicos, mas situar-se numa dimensão de estratégia empresarial, com
perguntas relacionadas a “saber que existe” ou ainda “aplicação ou não de ...”.
Desta feita, o percentual de respostas chegou à casa do 50%, ainda considerado
insuficiente, o que demandou, em início de março de 2004, à busca por entrevistas pessoais,
diretamente nas empresas que ainda não tinham respondido.
Este novo procedimento revelou ainda uma bastante razoável dificuldade de acesso
às empresas e às pessoas que de fato detinham as informações ou o poder de decisão, a
despeito da participação da CELESC trazer uma facilidade muito maior se comparada com a
iniciativa isolada de um entrevistador sem vínculo algum. Dessa forma, não foram poucas as
situações que, após a identificação dos entrevistadores e de sua finalidade, ocorreram simples
recusas ou ainda protelações em atendimento.
Desta nova etapa, conseguiu-se um nível de atendimento geral da ordem de 74%,
considerado adequado para a tabulação das respostas pois que as empresas que se abstiveram
de responder ou de atender aos entrevistadores compuseram então uma variável a ser
analisada, justamente aquela que deverá medir o interesse pelo assunto.
2.5. TABULAÇÃO DOS DADOS
Lakatos e Marconi (1988, p.158) definem os passos de seleção, codificação e
tabulação dos dados coletados.
Com relação à pesquisa bibliográfico-documental, toda a informação coletada foi
discriminada, disposta e relatada tendo em vista os objetivos específicos já descritos.
A pesquisa descritiva, por sua vez, ao se utilizar de um questionário de perguntas
objetivas, examinou preliminarmente se os entrevistados demonstraram entendimento ou
interpretação coerentes com a intenção do entrevistador. Na falta destes requisitos, foram
efetuadas correções e quando necessário, a reaplicação das entrevistas.
37
As treze perguntas, por serem de caráter objetivo, tiveram suas alternativas
codificadas por letras ou números, podendo então ser classificadas em função de respostas
negativas, positivas ou inexistentes.
Por fim, cada questão ou pergunta teve sua resposta tabulada e apresentada em tabela
que indica inclusive os percentuais estatísticos observados.
A tabela abaixo expõe os percentuais de resposta para cada quesito formulado, além
daqueles não respondidos, considerando uma amplitude amostral de 94 elementos:
Tabela 2 – Resultados da pesquisa de campo
PLANILHA DE RESULTADOS
PESQUISA FURB-CELESC
Nº DE QUESTIONÁRIOS ENVIADOS/APLICADOS = 94
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
em branco
QUESTÃO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
abs.
64
58
39
33
32
19
9
17
7
6
5
4
6
%
abs.
68,09
5
61,70
7
41,49 19
35,11 21
34,04 29
20,21 25
9,57 26
18,09 40
7,45 45
6,38
0
5,32 32
4,26 39
6,38 34
%
abs.
%
abs.
5,32
0
0
7,45
4 4,255
20,21 11 11,7
22,34 15 15,96
30,85
8 8,511
26,60 25 26,6
27,66 34 36,17
42,55 12 12,77
47,87
44 46,81 1
34,04 32 34,04
41,49 26 27,66
36,17 29 30,85
%
1,06
abs.
1
%
abs.
0
0
0
0
0
0
0
0
17
1,06 17
0
0
0
não respondeu o
questionário
%
abs.
0
25
0
25
0
25
0
25
0
25
0
25
0
25
0
25
18,09 25
18,09 25
0
25
0
25
0
25
%
26,60
26,60
26,60
26,60
26,60
26,60
26,60
26,60
26,60
26,60
26,60
26,60
26,60
2.6. ANÁLISE E INTERPRETAÇÃO DOS DADOS
A análise dos dados, no entender de Lakatos (1988, p. 159) é “a tentativa de
evidenciar relações existentes entre o fenômeno estudado e outros fatores”.
A pesquisa descritiva tratou de verificar o segundo pressuposto, ou seja, de que os
consumidores do Médio Vale do Itajaí ainda atuam de forma incipiente na questão da gestão
estratégica de energia elétrica.
Tida como uma região de empreendedores, o Médio Vale do Itajaí poderia também
ter essa característica aferida com relação à gestão de energia elétrica. Por outro lado, as
restrições impostas por um período prolongado de crises econômicas nacionais evidentemente
38
afetam as decisões empresariais que envolvam risco ou atividades que não sejam plenamente
conhecidas.
A interpretação dos resultados estabeleceu a ligação entre a teoria estruturada na
pesquisa bibliográfica, o problema das pesquisa e as respostas resultantes da tabulação dos
dados.
Desta forma, analisou-se, no capítulo 6, o resultado da pesquisa procurando sua
inserção na cultura empresarial e na conjuntura econômica atual, nos âmbitos regional e
nacional, por se entender serem variáveis que se inter-relacionam com o assunto.
2.7. LIMITAÇÕES DA PESQUISA
Dadas às características da amplitude dessa pesquisa, de sistematização de
informações e de verificação de uma tendência comportamental, constituem-se em limitações
aspectos referentes à obtenção de dados reais, que expusessem mais detalhadamente as
relações técnicas e econômicas entre o produto energia elétrica e os seus consumidores do
Vale do Itajaí.
Ficaram excluídos deste trabalho, vários exemplos práticos disponíveis em relação às
áreas de utilização da GEEE, mas que demandariam um vo lume físico ainda maior de
informações, tendo sido então feita a opção para sua compilação em oportunidade distinta.
Por outro lado, essas mesmas limitações constituem-se em campo fértil para o
empreendimento de vários outros estudos, a partir do aprofundamento das questões aqui
abordadas, sem prejuízo do emprego desta dissertação como um verdadeiro manual de
orientação.
39
3.
ENERGIA ELÉTRICA E DESENVOLVIMENTO
3.1. ENERGIA ELÉTRICA NO CONTEXTO ECONÔMICO-ENERGÉTICO
A noção física do conceito de energia é usualmente expressa como sendo a
capacidade de se realizar trabalho, ou seja, de modificar relações físicas de tempo ou lugar.
Em outras palavras, todo acontecimento que enseja alguma mudança em relações físicas
subentende uma transformação de energia (CALABI et al.,1983, pp. 2-4; GOLDEMBERG,
1998, p. 25).
De acordo com Barbalho (1987, p.31), seu conceito ganhou outras conotações
relacionadas aos materiais ou fontes de energia, como por exemplo: “o petróleo é uma
energia...” ou “o vento é uma fonte de energia...”.
Em todo o caso, a existência de todo ser vivo é dependente fundamentalmente do
processamento ou da utilização de alguma fonte energética. O ser humano, como tal,
experimenta a mesma dependência e, mais além, a aprofundou sobremodo em virtude do grau
de comp lexidade material e social que construiu em torno de si. Goldemberg refere-se a isso
como “o custo energético de satisfazer as necessidades humanas” (1998, pp. 49-52).
Em vista da multiplicidade das necessidades e desejos humanos inerentes ao
progresso de cada estágio de evolução material e tecnológica, a Economia examina as ações
individuais e sociais ligadas à obtenção e ao uso dos elementos materiais disponíveis na
natureza, entre eles as fontes de recursos energéticos.
As reservas naturais, ou o fator Terra constituem a base de todo processo de
produção, interando-se com os demais fatores, todos eles sujeitos à escassez de
disponibilidade.
A característica econômica da atividade humana leva ao entendimento de que a
questão energética é indissociável da aferição em moldes de um conceito econômico, haja
vista que toda atividade econômica é intrinsecamente ligada à noção de uma transformação de
energia (CALABI et al., 1983, pp. 2-8; BARBALHO, 1987, pp. 18-22; GOLDEMBERG,
1998, p. 45).
Na história humana, há um marco bastante bem definido a partir do qual o homem
passa a dominar, dispor ou controlar processos de transformação de energia além daqueles
40
limitados pelo seu próprio organismo e, indubitavelmente, iniciou a ampliar suas
potencialidades através da habilidade em converter a energia armazenada na natureza.
Este primeiro passo foi o domínio do fogo, pelo qual o ser humano pôde utilizar uma
energia externa ao seu organismo para processar alimentos e aquecer-se, liberando então uma
parcela maior de seu tempo para outras atividades (CALABI et al., 1983, pp.5; BARBALHO,
1987, pp.14-17).
Não obstante o considerável avanço no controle das fontes de energia animal e
vegetal, a antiguidade humana foi absolutamente caracterizada pelo uso da energia mecânica
fornecida pelo homem ou pelos animais por ele domesticados, além da energia calorífica
proporcionada pela lenha (CALABI et al., 1983, p.9; BARBALHO, 1987, p.17).
Martin (1992, pp. 41-47) faz ainda referência à existência de moinhos d’água e de
vento nos países orientais e na China, com posterior aproveitamento pelos gregos e romanos.
No entanto, o interesse neste aproveitamento foi bastante limitado até o século X,
supostamente devido às limitações econômicas da época e da disponibilidade de mão-de-obra
escrava ou mesmo livre que inibiam os esforços em direção à mecanização.
É na Idade Média que aparecem ou são aprimoradas as técnicas de conversão de
energia através da mecanização de uma série de operações industriais e da generalização dos
moinhos d’água herdados da antiguidade e de alguns moinhos de vento a partir do século XVI
(MARTIN, 1992, p.46-47).
Reconhece-se, porém, que a estrutura da produção e do consumo de energia de fato
passa para uma nova fase com o advento da primeira revolução industrial, nos idos do século
XVII, quando ocorre a evolução da manufatura industrial. É uma revolução profunda e
duradoura na obtenção e no uso da energia e acontece com a introdução das máquinasferramentas que vão multiplicar a força humana e permitem assim amplificar sua energia no
sentido de um considerável aumento da produção.
Em um segundo momento, a força física do homem e dos animais é substituída pela
energia armazenada no carvão mineral, cuja queima vai imprimir movimento por intermédio
de uma outra máquina (CALABI et al., 1983, p.13).
A máquina a vapor de Watt desvincula o limite de localização imposto pelas quedas
d’água e traz a produção para as cidades, substituindo inclusive as limitações práticas do
cavalo e do vento como elementos de força motriz. Foi esta ino vação que proporcionou mais
41
uma fonte de energia externa ao homem, derivada da termodinâmica, muito diferente do que a
força das águas, do vento ou dos animais, comparando-se em magnitude inovadora talvez ao
próprio domínio do fogo em tempos remotos.
A denominada Segunda Revolução Industrial assinala a ampliação e reforça ainda
mais a predominância do homem sobre o estoque de energia acumulada na natureza. Os
progressos tecnológicos conquistados desde o início da era da industrialização proporcionam,
em fins do século XIX, uma nova gama de conquistas no campo de novas técnicas de
conversão de energia. São as máquinas que produzem ou convertem energia a partir de uma
fonte primária e que imprimem a possibilidade de criação de inúmeras aplicações econômicas
(CALABI et al., 1983, pp.16-21).
Neste ínterim é que, ao lado das invenções dos motores a explosão e de combustão
interna, aparece a aplicação industrial da ENERGIA ELÉTRICA.
Segundo Theis (1996, pp.23-24), a energia elétrica é aquela que permite ou está
relacionada ao uso da eletricidade. Esta, por sua vez, é inerente às forças de atração e repulsão
originadas em cargas elétricas em repouso ou em movimento.
A palavra “elétrico” é derivada do grego e significa âmbar. As características deste
mineral translúcido faziam com que, ao ser esfregado com um pano, manifestasse estas
misteriosas ações de atração e repulsão, fenômenos eletrostáticos já observados por Tales de
Mileto em 600 a.C. (MARTIN, 1992, p.57; VENNARD, 1970, p.2))
Muito embora não se tenha descoberto a natureza fundamental da eletricidade, um
grande avanço ocorreu nas técnicas de sua produção e de seu uso, através das pesquisas sobre
a corrente elétrica que se ampararam na maneira constante pela qual a eletricidade se
comporta em determinadas situações (US NAVY, 1980, p.21).
Theis (1996, p.24) afirma que “... do final do século XIX em diante, a eletricidade
passou a ser utilizada em escala industrial, exercendo influência tão grande que o século XX –
ao longo do qual se consolidou o uso desta forma de energia – passou a ser denominado “ o
século da eletricidade”.”
No mesmo sentido, Martin (1992, pp.57-60) atribui à indústria elétrica o papel de
veículo do progresso científico e da inovação tecnológica, que se sucedem desde o estudo das
descoberta das correntes galvânicas (Galvani), a invenção da pilha por Volta (1779), passando
42
pelo surgimento de novas técnicas, aparelhos e máquinas, produto dos estudos de Faraday
(1831 - dínamo), Gramme (1873 – motor elétrico) e Edison (1881 – lâmpada de filamento).
Martin (1992, p.60) ainda diz que :
“A chegada da eletricidade também transforma em profundidade as localizações industriais. Novas
regiões (sobretudo montanhosas) industrializam-se, atraindo fábricas grandes consumidoras de
eletricidade. Paralelamente, a rede elétrica libera outras localidades de uma parte das restrições
energéticas: as indústrias que só têm necessidade de força motriz podem, a partir de então, instalarse nas bacias de empregos ou dos lugares de consumo de seus produtos.”Comentando em relação
às diversas forma de produção de eletricidade , Calabi et al. (1983, pp.19-23), lembra que o
surgimento das primeiras centrais térmicas está relacionado à superação das limitações intrínsecas
da máquina a vapor pela turbina a vapor, tendo melhores condições de manuseio de maiores
potências e de controle sobre a produção do vapor e de sua transmissão.
O motor Diesel, no início do século XX, aprimora ainda mais o processo de obtenção
de energia elétrica pelas vantagens de entrar em funcionamento imediatamente, dispensar a
caldeira e o forno e ainda empregar um combustível de tonelagem muito menor, o que
fundamentou o padrão de consumo baseado no petróleo.
As primeiras centrais hidrelétricas são instaladas ao final do século XIX e
demonstraram, nos países com disponibilidade hidráulica, ser um elemento poderoso de
produção de grandes montantes de energia para os centros consumidores, dada a facilidade de
transporte e de utilização que as invenções dos geradores elétricos, dos transformadores de
indução e do motor elétrico proporcionaram.
A produção de eletricidade pode advir de diversas fontes energéticas, as quais
também recebem diversas classificações.
José Goldemberg (1998) estabeleceu a classificação em convencionais, nãoconvencionais e exóticas.
Nesse sentido, as fontes de energia convencionais são aquelas com tecnologias
plenamente desenvolvidas e cujos custos são aceitáveis pelos padrões atuais de consumo.
Estão aqui elencadas o petróleo, o gás natural, o carvão, a hidroeletricidade (quedas d’água) e
a biomassa.
As fontes de energia não-convencionais são aquelas que, embora já tecnologicamente
desenvolvidas, não tiveram ainda aceitação completa, por razões econômicas ou de padrões
de consumo. Nesta ordem se incluem a energia disponível nas marés, nas ondas, nos ventos,
43
no xisto, bem como a energia geotérmica, a solar (para aquecimento) e a proveniente da fissão
nuclear.
Atualmente, porém, Goldemberg (1998, p. 141) admite que a energia eólica já
apresenta um nível de evolução em diversos países, que a capacita ao consumo em escala
comercial.
As fontes energéticas ditas exóticas não teriam ainda sua tecnologia bem
desenvolvida, tampouco a aceitação da sociedade em termos de custos ou de padrões de
consumo. Aqui se incluiriam a energia solar para a produção de eletricidade, o calor
proveniente dos oceanos e a fusão nuclear.
Quanto à energia solar, novamente Goldemberg (1998, p. 143) já admite que as
tecnologias termoelétricas e fotovoltaicas têm assimilado uma crescente eficiência técnica e
econômica, o que talvez a reclassificaria como não-convencional.
Jannuzzi e Swisher (1997, pp.8-11) e Martin (1992, pp.35-40) explanam que as
fontes de energia podem ser classificadas como primárias, quando originadas de reservas
naturais, como por exemplo petróleo, gás na tural, ventos, sol ou quedas d’água. Estas fontes
geralmente devem ser transformadas em energia Secundária, a partir de centrais de
processamento, após uma série de eventos que as deixam mais apropriadas ao consumo final,
como por exemplo a eletricidade e os combustíveis.
São ditas renováveis as fontes de energia que se relacionam com um alto grau de
reposição pela natureza, no curto espaço de tempo, ou quando seu uso não causa uma variação
significativa nos estoques naturais. De modo contrário, são não-renováveis quando sua
reposição natural somente se efetuar em prazos muito longos ou ainda se sua reposição
artificial torna-se proibitiva em função dos custos a ela inerentes.
A energia elétrica é uma forma de manifestação energética bastante eclética, que
pode ser produzida a partir de fontes primárias, secundárias, renováveis, nãorenováveis,convencionais, não-convencionais ou ainda exóticas.
Pelas fontes primárias renováveis como a hidroeletricidade e outras formas que
utilizam diretamente os recursos da natureza, em princípio com esgotamento indefinido como
a energia solar, maremotriz, geotérmica ou eólica.
44
A partir de fontes secundárias não-renováveis, principalmente pelas aplicações
termoelétricas, derivadas da combustão dos derivados do petróleo ou do gás natural e ainda da
fissão nuclear do urânio.
Segundo Goldemberg (1998, p. 96) e Martin (1992, p.24), a produção de eletricidade
e responsável por aproximadamente um terço do consumo de energia primária mundial e,
tendo em vista a magnitude das populações ainda sem acesso a esse serviço/produto, a
tendência é de que haja uma maior expansão para as próximas décadas.
A figura a seguir, comentada por Munasinghe (1984, pp. 425-426) enquadra o
subsetor de energia elétrica no setor energético, este parte integrante da macroeconomia,
possuindo uma série de relacionamentos entre este setor, o setor agregado da energia e o resto
da economia.
Figura 2 - O subsetor de energia elétrica e suas interações com o setor energético e a
macroeconomia
Fonte: MUNASINGHE, Mohan. Engineering-economic analysis of electric power systems. Proceedings of the
IEEE. v. 72, n.4, p. 425. apr. 1984.
Com referência ao consumo de energia, Calabi et al. (1983, pp.47-48) afirmam que
pode ser dividido em duas categorias básicas, de certa forma estendível à energia elétrica.
Enquanto insumo produtivo, a energia elétrica alimenta os processos de produção e
consumo de bens relacionados à produção agrícola e industrial, influenciando seus custos em
diferentes níveis.
45
Como bem de consumo, realizado diretamente pelos indivíduos, famílias e empresas,
nos âmbitos doméstico, transporte ou iluminação pública, sendo um componente da despesa
destes entes econômicos.
Neste sentido, também Barbalho (1987, pp.24-30) salienta que o consumo de energia
é necessário à fabricação de qualquer produto ou à prestação de um serviço, e estes bens
podem ser de dois tipos: os ativos e os passivos.
Regra geral, um bem passivo não consome energia em sua vida útil mas, com certeza
absorveu algum montante daquela para sua produção. Já os bens ativos, além da energia
consumida em sua obtenção, realizam ainda, para seu funcionamento, consumo de energia
durante sua vida útil.
O sistema que descreve o uso ou a composição das fontes de energia através de uma
economia, em determinada região e período de tempo é denominado Balanço Energético ou
Matriz Energética (JANNUZZI, 1997, p.13).
A matriz energética mundial tem se modificado, ao longo do século XX, em nítida
tendência de aumento da participação da eletricidade, tanto a partir de fontes primárias quanto
de secundárias (MARTIN, 1992, pp. 42 e 60).
Em dados relativos a 1990 (REIS et al., 2001, pp.239-243), a produção de energia
mundial (energia primária) estaria resumida de acordo com o balanço energético a seguir :
??O petróleo, equivalente a 38% do consumo primário do mundo, como a principal
fonte de energia.
??O carvão, com 28%.
??O gás natural, com 20%.
??A eletricidade, com 10,3%
No contexto da energia usada no mundo, agora somando-se as de origem primária
quanto secundária, a energia elétrica apresenta a tendência de um aumento de participação,
atualmente na casa dos 40%.
Silveira, Reis e Galvão (2001, pp.38-39) discriminam as várias características da
energia elétrica que a tornaram atrativa para o uso dos diversos setores econômicos :
??Flexibilidade e confiabilidade.
46
??Alternativas variadas para produção ambientalmente limpa.
??Limpeza nos usos finais.
??Tecnologia dominada e em franco desenvolvimento.
??Fácil
integração
às
novas
tendências
e
tecnologias
de
globalização,
descentralização, informação e maior eficiência.
??Aptidão para fornecer os principais serviços de energia desejados na sociedade.
O Brasil, segundo a análise histórica de Calabi et al. (1983, pp.49), não passou pela
primeira revolução industrial do século XVIII, pois que seu processo de urbanização e
industrialização retardatários, já no século XX, teve por base energética o petróleo e a
eletricidade, elementos da segunda revolução industrial.
Assim também comenta Theis (1990, pp. 24-88) ao analisar a evolução do
desenvolvimento industrial brasileiro, cuja estrutura produtiva refletiu as diversas fases de
desenvolvimento
do
país,
mormente
aquelas
submetidas
aos
vários
programas
desenvolvimentistas, os quais sobremodo ampliaram e diversificaram consideravelmente a
produção nacional e a composição energética.
De todas as fontes secundárias utilizadas pela sociedade brasileira a energia elétrica
vem liderando as demais fontes a partir da década de 70 (BARBALHO, 1987, p.323), com um
consumo cada vez mais crescente.
Após os choques do petróleo, particulamente, o Brasil, entre outros países, optou
pelo atenuação de sua base energética voltada ao petróleo e privilegiando a energia elétrica.
Para Theis (1990, p.140), o Modelo Energético Brasileiro propunha “... aumentar a
participação da energia sob a forma elétrica na estrutura do consumo de energia primária em
detrimento do setor combustível sólido e líquido, ou seja, elevar o grau de eletrificação do
setor energético nacional.”
De fato, o consumo de energia elé trica no Brasil cresceu rapidamente nas duas
décadas a partir de 1970, em uma proporção aproximadamente três vezes maior do que o
crescimento do consumo de energia e do produto interno bruto (SAIDEL et al., 2001, p.201).
A ampliação de seu uso se deve em parte à substituição da lenha e do petróleo aliada ao
intenso processo de industrialização e urbanização pelo que passou o país.
47
A figura abaixo refere-se à composição do mercado de insumos energéticos em 1996,
mostrando a participação da energia elétrica de fontes primárias e secundárias em relação às
demais fontes utilizadas no Brasil.
Figura 3 – Composição do mercado brasileiro de insumos energéticos em 1996
Carvão Mineral
5,2%
Outros
1,6%
10,2%
Derivados da canade-açúcar
9,6%
Lenha e carvão
vegetal
38,3%
Hidráulica e
eletricidade
Petróleo
35,2%
Fonte: SAIDEL, Marco A. et al. A conservação de energia. In: Lineu B. Dos Reis, Semida Silveira
(organizadores). Energia elétrica para o desenvolvimento sustentável. p. 201. São Paulo: Edusp, 2001.
Segundo Theis (1990, pp.129-139), comparativamente a outros países, o Brasil é
considerado, pelo seu consumo de energia, como um país de renda média alta, muito embora
a distância que o separa, em termos de consumo per capita, dos países desenvolvidos é muito
grande.
Os padrões de consumo destes países considerados ricos, muito embora discutíveis
do ponto de vista da prudência ambiental, são induscutivelmente modelos para os países
pobres.
Esta informação envolve uma questão crucial envolvendo o consumo de energia e o
desejável desenvolvimento: a noção de que o desenvolvimento deve ser analisado
eqüitativamente à luz das óticas do crescimento econômico e da sustentabilidade ambiental.
3.2. DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA
48
O tema “Desenvolvimento Econômico” vem sendo abordado sob enfoques que
tratam o conceito sem unanimidade em sua consideração.
Em uma primeira corrente de pensamento, existe aquela que trata o desenvolvimento
como oriundo do incremento constante da utilização dos recursos disponíveis, remetendo o
conceito para a definição de crescimento econômico. Em havendo acumulação de capital e o
decorrente fluxo de distribuição de renda entre os detentores dos diversos fatores de produção,
ocorreria automaticamente a melhoria dos padrões de vida da sociedade.
Historicamente, essa visão não tem sido corroborada pelos fatos. A interação entre os
mercados de bens e serviços, o de fatores de produção e o monetário, longe de proporcionar
de maneira equânime os frutos do crescimento, vem apresentando fenômenos de concentração
de renda e generalização de empobrecimento que desabonam as abordagens simplistas que
fincam a origem do desenvolvimento na ocorrência de crescimento da atividade econômica.
Assim, urgiu o aparecimento de um outro conjunto de teorias que pudessem exprimir
uma ampliação do conceito de desenvolvimento, associando-o à uma mudança qualitativa
positiva no modo de vida das pessoas, das instituições e das estruturas produtivas.
Todaro (1997) formula um conceito que já evidencia um certo distanciamento das
proposições simplificadoras que praticamente se amparavam no crescimento econômico.
Assim, o conceito de desenvolvimento se refere a um processo de longo prazo, baseado na
alocação economicamente eficiente de recursos e no crescimento sustentado do produto
econômico agregado, promovido pelo emprego de mecanismos socioeconômicos e
institucionais, com vistas ao incremento rápido e em larga escala dos níveis de qualidade de
vida das massas dos países mais pobres e periféricos.
Esta definição é base para o ordenamento do que se entende por países subdesenvolvidos ou, em termos ma is amenos, “em vias de desenvolvimento”, ou seja, aqueles
que não têm ainda implementadas a contento todas as variáveis sócio-econômicas atribuídas
ao conjunto característico dos países desenvolvidos.
Os países em desenvolvimento estão passando por uma transição de uma economia
de subsistência a uma economia industrializada, buscando um infra-estrutura adequada e um
padrão de consumo que atendam a uma qualidade de vida considerada adequada. Pressupõese que atuem no sentido de melhorar a produtividade de seu sistema econômico ao mesmo
tempo em que se melhora a distribuição da renda e os demais indicadores sociais.
49
Conquanto esta segunda corrente não credite isoladamente ao crescimento
econômico o estabelecimento de um processo de desenvolvimento, ainda assim o entende
como o cerne de sua estrutura.
O crescimento econômico advém da expansão da produção, através da criação de
atividades produtivas, inovações tecnológicas, infra-estrutura econômica e ampliação do
mercado dos fatores de produção como capital, mão-de-obra e recursos naturais.
O crescimento econômico, nesta ótica, é expresso como resultado do aumento da
capacidade de produção, através do aumento da utilização de recursos como força de trabalho,
terra, fábricas e equipamentos disponíveis.
Compondo estes recursos, conforme visto nas definições dos bens ativos e passivos,
evidencia-se alguma forma de energia, reafirmando-se a noção da intrínseca relação desta à
toda atividade econômica.
Reis et al. (2000, pp. 239-243) referem-se à energia como um dos ve tores básicos do
desenvolvimento, desde a produção, a transformação, o transporte até o consumo.
A relação do consumo energético com o crescimento econômico tem sido alvo de
vários estudos (PAULA, 1997, pp. 37-44; SILVEIRA, REIS e GALVÃO, 2001, pp. 23-26)
através de cálculos e estimativas a fim de examinar a causalidade entre a Renda Nacional e o
consumo de energia (SOYTAS e SARI, 2002) assim como a quantificação do consumo
energético per capita necessário ao atendimento das necessidades básicas da população.
Camargo (1996, Cap. I, 1.1) apresentou o gráfico a seguir, que exprime, de acordo
com o Banco Mundial, no caso específico do consumo de energia elétrica, o crescimento
médio entre 1985-1991 e o seu relacionamento com o crescimento do produto nacional bruto
para diversos países.
50
Figura 4 - Relação PNB x Consumo de eletricidade
Fonte: CAMARGO, C. Celso. Gerenciamento pelo lado da demanda. Cap. I, 1.1. Florianópolis: 1996. Tese
Doutorado – Centro Tecnológico, Universidade Federal de Santa Catarina, Disponível em
<http://www.eps.ufsc.br/teses96/camargo. Acesso em 27/12/2002.
No caso do Brasil e de outros países emergentes, segundo o gráfico acima, o
consumo de eletricidade teve um crescimento muito superior ao do produto nacional.
Theis (1990, pp.52-159), propôs-se a relacionar o crescimento econômico e a
demanda de energia no Brasil. Em seu entendimento, formula a idéia de que, a despeito de,
nos países desenvolvidos, principalmente após os choques do petróleo na década de 70,
existirem nítidas evidências de um descolamento entre as taxas de crescimento e de aumento
do consumo de energia, o caso brasileiro apresenta dados deveras convincentes de que seu
processo de industrialização e de aumento da atividade econômica foram acompanhados do
incremento significativo da demanda energética, da mesma forma que ocorreu nos países
pioneiros na revolução industrial e sua expansão bastante acentuada no século XX.
Como subsídio em direção à esta argumentação no caso da energia elétrica, o artigo
da Revista Mundo Elétrico (n.346. pp. 40-43. ago. 1988) “A relação entre o PIB e o consumo
das indústrias” , apresenta o fato de que o crescimento do consumo de energia elétrica do
setor industrial no decêndio 1974-1984 foi inclusive muito superior ao crescimento do
produto industrial, obviamente também influenciado pela mudança de base energética imposta
pelas altas do petróleo. Tal comportamento de expansão do perfil de consumo baseado na
energia elétrica também é confirmado por Goldemberg (2002, pp. 229-231).
51
De todo modo, do que foi exposto anteriormente, é de se firmar que todo processo de
industrialização trouxe consigo, historicamente, um notável aumento do consumo de energia.
Martin (1992, p.42) argumenta que a elevação do consumo de energia é indissociável
do crescimento populacional e ainda mais dos efeitos das revoluções industriais dos países
hoje desenvolvidos e dos que atualmente são considerados em desenvolvimento.
No entanto, é consenso que, muito embora se influenciem mutuamente, o
crescimento econômico e o crescimento energético não necessariamente se confundem, haja
vista que a carência deste não implica de forma absoluta na impossibilidade do primeiro, antes
sim impõe um limite que pode ser superado por inovações tecnológicas e por outras
dinâmicas político-empresariais em direção a um modelo de desenvolvimento que tenha por
base a sustentabilidade ambiental.
3.3. DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL, ECONOMIA ECOLÓGICA E ENERGIA
ELÉTRICA
O Relatório Brundtland (Nosso Futuro Comum, 1987) definiu o conceito de
desenvolvimento sustentável como aquele que “satisfaz as necessidades das gerações
presentes sem afetar a capacidade de as gerações futuras também satisfazerem suas próprias
necessidades” (SILVEIRA, REIS e GALVÃO, 2001, pp.17-26).
Tal acepção, por mais natural e simples que pareça em sua essência, revela as
profundas contradições que acompanham o que se denomina por progresso.
O crescimento econômico ditado pela expansão capitalista, iniciada com a revolução
industrial, expôs a conclusão de que o homem, potencializado pelo progresso tecnológico,
imprimiu um ritmo de absorção de recursos energéticos, renováveis e principalmente nãorenováveis, aliado ao ritmo de despejo de resíduos da atividade econômica, muito superiores à
capacidade de o sistema ambiental terrestre manter sua homeostase natural, na forma como
vinha fazendo no decorrer da história planetária.
Assim, os últimos dois séculos têm sido palco de uma crescente deterioração
ambiental, causada tanto pela devastação das fontes de recursos naturais quanto pela
degradação dos sistemas ecológicos pelo acúmulo desordenado de resíduos. Nas palavras de
Monestier (1998, p. 124):
52
Desde finales del siglo XIX, la relación del hombre con su medioambiente natural y construido, no
tuvo en cuenta los efectos inarmónicos que originaba la generación de energía y la producción de
bienes e servicios en base a recursos finitos y las urbanizaciones de creciente densidad. Tampoco sus
interacciones que se manifestaban en el deterioro de la calidad de vida, entonces no perceptible. Las
agresiones al medio ambiente estaban en marcha por distintas vias.
Esta deterioração da base ambiental, advinda das atividades humanas em suas mais
variadas dimensões, vem sendo considerada, sob o ponto de vista econômico, como uma
externalidade.
As externalidades, segundo Tolmasquin (1998, pp. 323-341) são efeitos do
comportamento de pessoas ou empresas no bem-estar de outras pessoas ou empresas. Originase de um definição imprecisa do direito de propriedade, e tem como característica o caráter
incidental e involuntário, não necessariamente do comportamento malévolo dos agentes
envolvidos. Sua repercussão de certo modo difusa é ponto para a dificuldade de controle
direto sobre as situações sem que com isso se incorresse em custos que não estariam
diretamente envolvidos nas operações.
Dito sob outra forma, externalidades são acontecimentos que, variando conforme a
área atingida e o grau de impacto, acompanham qualquer empreendimento econômico sem
fazer parte do eixo central do mesmo. Por assim dizer, mesmo acompanhando determinada
atividade econômica, é um efeito resultante que não está incorporado na formação dos preços
à ela inerente (JANNUZZI, 2000, p.4).
As externalidades podem ser positivas ou negativas. Por exemplo, quando se leva
energia elétrica à uma região antes desatendida, não é apenas a disponibilidade de energia
como bem de consumo para a região (o eixo central) que conta, mas também a
potencialização econômica da região em termos de aptidão a receber investimentos em
empreendimentos que necessitem de energia elétrica para sua consecução.
No entanto, quando um empreendimento é analisado em bases simplesmente
econômicas, perdem-se muitos fatores que envolvem externalidades negativas, muitas vezes
de difícil mensuração e legitimação, como é o caso da exploração ambiental.
Por exemplo, o desenvolvimento econômico experimentado pela sociedade
industrial, submetido às leis de mercado na formação de preços de produtos e serviços finais,
não logrou êxito em oferecer condições de aplicação de energias renováveis para a
recuperação dos outputs dos processos industriais. Tampouco foi eficiente para internalizar os
53
custos ambientais da obtenção dos inputs de insumos físicos e energéticos dos
empreendimentos.
Mesmo assim, muitos aspectos da exploração ambiental podem não ter sua
valoração corretamente aferida, pois não há como prever qual o real valor do impacto
ambiental às gerações futuras 7 . Significaria determinar qual a taxa de desconto que pode ser
aplicada ao custo futuro de nossos descendentes não terem mais acesso a determinados
valores culturais ou naturais, em virtude de seus antepassados terem decidido a extinção,
mesmo que sob alguma racionalidade econômica, da biodiversidade ou das características
sócio-culturais e históricas de determinadas áreas geográficas. Adentra-se, desta forma, em
um campo que extrapola as dimensões econômicas e ecológicas, alargando-se em
problemáticas culturais e éticos.
É fato que a energia elétrica, em suas etapas de produção, transmissão, distribuição e
consumo afeta o ambiente, o estoque de recursos naturais e eventualmente determinadas
dinâmicas sócio-culturais.
Segundo Jannuzzi e Swisher (1997, pp. 2-4), a questão ambiental passou a ser
evidenciada e os impactos ambientais originados da produção e do consumo têm sido
identificados como uma restrição potencial ao desenvolvimento.
Apenas se fixando nos impactos sócio-ambientais relacionados à produção de
energia elétrica, podemos relacionar (JANNUZZI e SWISHER, 1997, pp. 181-184 ;
SILVEIRA, REIS e GALVÃO, 2001, pp. 27-28; GOLDEMBERG, 1998, pp. 96-105) :
??A queima de combustíveis fósseis não-renováveis inerentes à termoeletricidade,
com conseqüentes emissões de gases tóxicos ou poluentes, aumento do efeito
estufa e chuva ácida.
??A interferência no meio-ambiente ocasionada pelas grandes represas necessárias à
hidroeletricidade, alterando a biodiversidade, o clima e os regimes pluvio e
fluviométricos de regiões alagadas.
??A perda de áreas agriculturáveis, ou de valor histórico, cultural e biológico, além
de problemas sociais na realocação de populações atingidas por alagamentos de
usinas hidráulicas.
7
Muito embora já existam estudos e métodos sérios focados neste objetivo, citando-se os do Banco Mundial que
emprega técnicas de multi-critério, área de pesquisa atual (CAMARGO, 2005).
54
??Os potenciais riscos de acidentes e os problemas decorrentes da manutenção dos
resíduos das usinas nucleares.
Verifica-se, pois, que o aumento do consumo energético que alimentou a expansão
econômica contínua inerente ao modo de produção capitalista (STAHEL, 1998, pp. 104-127)
deve ser cuidadosamente analisado à luz da progressiva deterioração do meio-ambiente,
tomando como exemplo a história dos países hoje industrializados.
Depreende-se que o grau de desenvolvimento alcançado pelos países hoje ricos não é
possível de ser atingido pelos países em desenvolvimento através dos mesmos mecanismos
anteriormente empregados, sob pena de um eventual colapso da base de recursos naturais do
planeta 8 .
Diante disso, fica patente a constatação de que o processo de desenvolvimento de
que os demais países do globo porventura adotem deve guiar-se por diretrizes
fundamentalmente modificadas.
Neste sentido, a maioria das entidades internacionais ligadas ao tema adotaram a
abordagem do desenvolvimento sustentável, que se apóia em um tripé combinando
crescimento econômico, justiça socia l e prudência ecológica (BRÜSECKE, 1998, pp. 29-40).
A sustentabilidade do desenvolvimento, vale dizer, implica em igualmente associar o
termo sustentável às transformações sócio-econômicas-espaciais e ao desenvolvimento
econômico.
Mesmo assim, permanece no termo desenvolvimento sustentável uma perceptível
noção de vagueza e imprecisão, que contribuem para o aparecimento de contradições,
inconsistências e ambigüidades.
Existem críticas dirigidas aos próprios princípios norteadores do conceito de
desenvolvimento sustentável, basicamente pelo fato de que o mesmo ainda evidencia o
crescimento econômico sustentável, o aspecto quantitativo sendo mais importante que o
qualitativo, tanto para os países em desenvolvimento quanto para as nações ricas.
No mesmo sentido, ressalta Stahel (1998, p. 108):
8
Tome-se como exemplo a China e a Índia (CAMARGO, 2005).
55
Quando falamos de Desenvolvimento Sustentável, temos que considerar não só os aspectos materiais
e econômicos, mas o conjunto multidimensional e multifacetado que compõe o fenômeno do
desenvolvimento: os seus aspectos políticos, sociais, culturais e físicos. A sustentabilidade do todo só
é possível na sustentabilidade conjunta das partes.
As críticas ao informe Brundtland se reportam à percepção de que o mesmo parece
ter se apegado mais à questão do impacto da pobreza ao meio-ambiente do que às posturas
extremamente consumistas dos países industrializados, em virtude de seus padrões de
consumo e estilos de vida (MARTINEZ ALLIER, 1998, pp. 99-141; BRÜSECKE, 1998, pp.
29-40).
Parece existir atualmente, com efeito, o consenso de que o crescimento econômico
de per si não se constitui na chave para o desenvolvimento de países que buscam melhores
condições de existência para suas sociedades.
De fato, o crescimento econômico precisa se submeter a um modelo mais restrito à
uma variável qualitativa do que quantitativa, de forma que as decisões atuais também devem
levar em conta as perspectivas de uma qualidade de vida futura, assegurando a preservação e
a transmissão do insubstitutível capital natural.
Essa visão crítica do conceito de desenvolvimento sustentável adentra às proposições
da economia ecológica.
O termo ecologia exprime uma série de leis que regem a relação entre os diferentes
seres, orgânicos e inorgânicos, e que são freqüentemente parecidas com as da economia
humana. No entanto, não se percebe na ecologia animal e vegetal a noção econômica da
“exploração destrutiva” que empreende o homem sobre a Terra (LORENZ, 1974, pp. 31-40).
No meio-ambiente, o equilíbrio proporcionado pela homeostase é a base de
sustentação, muito diferente do ritmo de transformação que a ecologia humana imprimiu
sobre a natureza, cuja progressão geométrica proporcionada pela tecnologia provocou
modificações profundas e eventualmente até a supressão completa de biocenoses nas e das
quais vivem os seres humanos.
É na abordagem econômico-energética de Georgescu-Roegen, comentada por
Martinez Allier (1998, pp. 45-62), que é inscrita a economia humana no marco biofísico
representado pela problemática energética e com a qual apresenta analogias formais de
natureza epistemológica.
56
Ao estudar a apropriação eficiente dos recursos de produção, dentre eles os recursos
naturais, a economia mainstream (convencional) não leva em conta o sistema biofísico mais
amplo de fluxos de energia, por restringir suas preocupações com o processo produtivo à
dimensão financeira (GEORGESCU-ROEGEN, 1979).
Este ciclo fechado, da natureza do processo econômico, segundo Daly (1991, pp. 221) está contido em um circuito energético muito mais amplo, que se desenvolve mediante a
transformação de insumos de baixa entropia em energia ou outros materiais/produtos cuja
devolução à natureza é sob a característica de alta entropia.
A entropia pode ser definida como um estado de desorganização da matéria, sendo
que quanto mais alta a entropia de determinada fonte, menor a facilidade em se extrair energia
haja vista sua dispersão.
Seu conceito vai ao encontro da segunda lei da termodinâmica, que pode ser
interpretada como a tendência de que toda a energia se transforme de maneira qualitativa de
uma energia livre ou disponível para uma energia dissipada , muito embora devido à primeira
lei da termodinâmica (da conservação de energia), não ocorram perdas quantitativas.
De acordo com Boa Nova, apud Theis (1996, pp.41) :
[...]para a atividade humana, o aspecto que mais interessa na energia é a sua conversibilidade, ou seja,
a possibilidade de se obterem formas de energia que são necessárias, a partir daquelas que estão
disponíveis. Por esse motivo, o estudo científico dos fenômenos da energia está centrado sobre os
processos de transformação e sobre as leis da natureza que os regem. Este constitui o campo da
investigação da termodinâmica, que é considerada a ciência da energia.
Daly (1991, pp. 2-21) distingue a economia ecológica por seu encargo de relacionar
os elementos que compõe o processo econômico através da conservação matéria-energia, cuja
escala ótima deixa de ser puramente antropocêntrica, aparentemente sem limites, para
biocêntrica, esta com demarcações bastante definidas, ou em termos econô micos, com uma
“curva de possibilidades de produção” não expansível.
A grande maioria dos processos de obtenção de energia empreendidos pela sociedade
industrial utiliza-se de fontes de baixa entropia e, a partir de sua utilização, tornam-se de alta
entropia. Para retornarem ao estágio de baixa entropia, estas fontes têm que se submeter à
reciclagem material contínua do planeta, mas de ritmo muito lento.
A possibilidade de reciclagem significa que o ciclo ecológico não é fechado, o que
tem garantido a manutenção do equilíbrio planetário contra a contínua degradação entrópica
57
desde a sua formação, pois que quanto à energia, vivemos em um mundo que se configura em
um sistema aberto, haja vista as trocas ininterruptas com o exterior. Stahel (1998, 104-113)
aponta inclusive que os processos vitais sempre se encarregaram de resistir ao aumento da
entropia, mediante formas naturais de reciclagem.
Com efeito, existem uma série de inputs energéticos de baixa entropia renováveis
que têm alimentado a cadeia ecológica e econômica (SEVÁ FILHO et al., 1998, pp. 345-348),
tanto no sentido de repor estoques de energia quanto de oferecer a energia necessária à
reciclagem dos materiais :
??A energia solar, que incide sobre a Terra, gerando calor e operando a fotossíntese e
a conseqüente energia química das plantas e outros organismos que realizam
inclusive os processos naturais de reciclagem.
??O campo gravitacional da Terra, que oferece a energia potencial aproveitável por
exemplo em quedas d’água.
??A energia geotérmica que produz calor para o planeta e vapor utilizáveis na
geração de energia.
??O campo gravitacional lunar, responsável pelo potencial energético das marés.
O problema a partir da industrialização da sociedade é que a dimensão e a velocidade
da apropriação dos recursos naturais e o despejo dos resíduos dos sistemas de produção
sobrepujaram em muito a capacidade regeneradora natural do planeta. É o caso da extração de
fontes de energia não-renováveis como o carvão e o petróleo e da poluição ambiental derivada
dos processos industriais e da urbanização.
O enfoque da economia ecológica desloca o eixo do desenvolvimento em função do
crescimento econômico, pois que alerta quanto à limitada capacidade de reorganização
entrópica da natureza, e argumenta em direção à obrigatória revisão dos processos usuais de
obtenção e uso da energia necessários ao desenvolvimento, sob pena de se atingir um ponto
sem volta no que concerne à reabilitação ecológica do planeta.
58
3.4. CONSERVAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NA AGENDA DO
DESENVOLVIMENTO
As concepções das teorias do desenvolvimento sustentável, ampliadas pelas
considerações da economia ecológica, indicam claramente que, no mínimo há que se atenuar
severamente as conseqüências do crescimento econômico relacionadas ao consumo energético
e aos impactos ambientais. Nesse sentido, vale um conceito notadamente ampliado de
desenvolvimento, de acordo com Redclift (1995), Brüsecke (1998, pp. 29-40) , Stahel (1998,
pp. 104-127) , Daly (1991, pp. 3-21) entre outros, o qual envolve um processo de mudança de
estruturas e melhorias das condições econômico-sociais, pressupondo a combinação de
crescimento econômico, justiça social e sustentabilidade ambiental, através da conservação
contínua da matéria-energia.
Jannuzzi e Swisher (1997, p.4-7) entendem que a me lhoria da eficiência no consumo
energético tem como uma de suas razões que este consumo enquanto desenfreado pode levar
a conseqüências indesejáveis em nível ambiental global e regional. Este panorama indesejável
pode ser evitado pelo descarte do denominado cenário “business as usual”, ou do crescimento
econômico sem qualquer limitação, e pela adoção, por meio de políticas públicas adequadas
do assim chamado “ecologically driven scenario”, baseado no uso de energias renováveis em
um ambiente tecnologicamente
sofisticado
em
termos
de
produção
e
consumo
(GOLDEMBERG, 2002, pp. 231-232).
É um fato, porém, que países em desenvolvimento, carentes nos setores estruturais da
economia, têm a necessidade de expandir sua atividade econômica com o fim justamente de
tentar suprir sua sociedade dos produtos e serviços básicos para um padrão de vida adequado.
Mesmo mantendo seus atuais (baixos) níveis de desenvolvimento, estes países ainda
assim estão permanentemente demandando expansões de suas infra-estruturas. Graça (1990,
p.6) expõe que “a taxa de crescimento populacional dos países do terceiro mundo [...] exige
grande quantidade de energia para a fabricação dos materiais necessários à ampliação da infra
estrutura sanitária, de moradia, de saúde e dos serviços em geral que permitiriam manter a
qualidade de vida hoje em níveis inadequados”.
59
Obviamente, a solução das limitações dos países pobres em atingir o status de nação
desenvolvida exigiria uma alocação de recursos e uma expansão destes bens muito maior, ao
que tudo indica mediante um consumo energético muito maior do que o atual.
A figura abaixo compara expectativas da demanda por energia em 2020 e a
comparação com anos anteriores.
Figura 5 – Expectativas da demanda por energia em 2020.
Fonte: CAMARGO, C. Celso. Gerenciamento pelo lado da demanda. Cap. I, 1.1. Florianópolis: 1996. Tese
Doutorado – Centro Tecnológico, Universidade Federal de Santa Catarina, Disponível em
<http://www.eps.ufsc.br/teses96/camargo. Acesso em 27/12/2002.
Pode-se notar que a participação do consumo energético dos países em
desenvolvimento aumentou progressivamente em relação aos demais países e apresenta a
tendência de aumentar ainda mais. A revista The Economist (A survey of energy, 10/06/1994
apud Camargo, 1996, cap. I, 1.1) aponta o crescimento demográfico como o principal fator do
aumento da demanda por energia dos países em desenvolvimento. A população mundial irá
crescer dos atuais 5,7 bilhões de pessoas até alcançar 8 bilhões de habitantes por volta do ano
2020, com a Asia e América Latina contribuindo com 60% deste contingente adicional.
Moreira (2001, pp. 1-9) também relaciona o crescimento populacional dos países em
desenvolvimento à ascenção de sua intensidade energética em relação ao crescimento da
economia, pois que ainda estão construindo sua infraestrutura, a qual é intensiva em energia.
60
Em particular no caso da eletricidade há uma tendência mundial (e também para o
Brasil) de sua demanda aumentar acima dos outros energéticos (MOREIRA, 2001, pp. 1-9;
UDAETA et al, 2001, p.165).
Partindo do pressuposto de que, para um país como o Brasil, o crescimento
econômico é de certa forma essencial e por isso inevitável, esta expansão deve ser pensada e
coordenada através de um modelo que privilegie a conservação de energia, ou seja, as taxas
de aumento de consumo de energia obrigatoriamente não devem acompanhar as de
crescimento econômico, nos moldes do que aconteceu com os países desenvolvidos a partir da
década de 1970.
Para tanto, Goldemberg (1998, p. 215), defende que há que se incorporar desde cedo
tecnologias eficientes e modernas, tanto na produção quanto no consumo de energia, a fim de
que a enorme distância entre as estruturas produtivas dos países ricos e dos pobres possa ser
vencida evitando-se repetir o caminho histórico de industrialização das nações hoje
desenvolvidas, que foi a custo de um brutal impacto ambiental.
Desta forma, é possível tecnicamente a obtenção dos mesmos serviços ou aplicações
despendendo menores quantidades de energia, sendo que o crescimento econômico, não
atrelado a um maior consumo energético, viabilizaria a melhoria da qualidade de vida através
de um processo de desenvolvimento que evitaria maiores pressões sobre os ecossistemas.
Também Moreira (2001, pp. 1-9) revela que no Brasil, existe a real possibilidade de
se obter resultado significativos de redução da demanda de energia elétrica dado o potencial
da ordem de 2% de redução em relação ao crescimento do PIB.
Saidel et al. (1998, p.199), referindo-se ao conceito proposto pelo Programa Nacional
de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL), descrevem a conservação como “a utilização
de uma menor quantidade de energia para a obtenção de um mesmo produto ou serviço
através da eliminação de desperdício, do uso de equipamentos eficientes e do aprimoramento
dos processos produtivos”. Pode-se entender então que a conservação de energia é a condição
decorrente do aumento de eficiência do uso, produção ou distribuição de energia.
Historicamente, o tema “conservação” ou “uso eficiente de energia” adquiriu
especial importância a partir da conjugação de diversos fatores, principalmente a partir da
década de 1970.
61
Com relação ao conceito propriamente dito, Saidel et al (2001, pp. 197-235) e
Berkowitz (1985) referem-se à utilização de uma menor quantidade de energia para a
obtenção de produtos ou serviços, através de diferentes métodos tecnológicos, gerenciais e
estratégicos, preservando o meio-ambiente através da racionalização da produção, distribuição
e consumo.
Segundo Graça (1990, pp.1-20), o interesse pela conservação de energia no terceiro
mundo aumentou diante das dificuldades financeiras enfrentadas pelos países, decorrentes dos
impactos na balança comercial pelos aumentos dos preços do petróleo, do aumento das taxas
internacionais de juros, assim como pela constatação do sucesso dos programas de
conservação empreendidos pelos países do primeiro mundo.
A conservação de energia elétrica tornou-se então importante derivada da própria
influência deste vetor energético nos processos de expansão e modernização da economia.
Neri e Fantini apud Camargo (1996, CAP.II, 2.1.1) relacionam as condições externas
então favoráveis ao modelo desenvolvimentista adotado pelo Brasil, orientado basicamente
para o crescimento contínuo da oferta, basicamente consistindo no aproveitamento de
abundantes recursos de origem hidráulica, antecipando pela expansão as necessidades
estimadas do mercado:
??
??
??
??
??
??
Uma economia internacional pujante com oferta de recursos de capital sem limitações e
atraentes, com o mercado favorecendo a exportação dos produtos brasileiros.
O poder político do Estado brasileiro, assumindo este o papel de promover os empreendimentos
necessários ao crescimento do país, mediante empresas estatais às quais eram atribuidas a
execução das políticas e estratégias previamente estabelecidas.
A persistência de um regime político autocrático, fechado, não permitindo questionamentos ou
manifestações contrárias ao mo delo estabelecido.
A disponibilidade de um bom sistema de educação, que pode propiciar mão de obra especializada
de nível adequado, e que soube se adaptar as crescentes exigências oriundas da expansão do
sistema elétrico, mediante treinamento no país e no exterior, contribuindo para o estabelecimento
de uma cultura profissional e empresarial equivalente a dos países industrializados.
O aparecimento e/ou consolidação de importantes instituições fundamentais ao modelo de
desenvolvimento pretendido, nas áreas de pesquisa, financiamento e fomento, estudos
estratégicos, regulamentação institucional, industrialização e comércio, etc.
Um sistema tarifário por empresa, com remuneração positiva e suficiente para uma composição
equalitária tripartite (empresa, Estado e terceiros) nos investimentos.
Mas, por ser de natureza capital- intensiva, a expansão da infra-estrutura ligada à
capacidade de geração de eletricidade gerou enormes pressões sobre os governos de países
absorvedores de capital externo, haja vista que o sistema financeiro internacional não
62
permanece mais com a mesma disposição em financiar tais empreendimentos sem uma clara
visão de seus benefícios líquidos.
Neste sentido, onde antes se consagrava o uso de empresas estatais como instrumento
de política social hoje se fala em eficiência diante da insuficiente capacidade de poupança
interna para gerar os recursos necessários à expansão do setor de energia elétrica. Logo, a
conservação de energia passa a ser agente de crescimento econômico com sustentabilidade
ambiental, componentes básicos do conceito de desenvolvimento.
É a que se refere Camargo (1996, Cap. I, 1.1) indicando também o caso do Brasil,
onde além das dificuldades enfrentadas para financiar novos empreendimentos no setor de
energia elétrica, já se notavam inclusive crescentes movimentos sociais e ecológicos contra a
construção de grandes obras de geração e transmissão de energia elétrica.
Neste sentido, o setor elétrico brasileiro iniciou a empreender ações visando a
conservação de energia elétrica ou melhoria da eficiência energética tanto do lado da oferta
(supply-side management) quanto da demanda, seja otimizando a expansão do setor elétrico
ou pela utilização de fontes de energia renováveis, seja em programas de gerenciamento pelo
lado da demanda (demand-side management).
O gerenciamento pelo lado da oferta, historicamente tradicional, teve suas diretrizes
bastante influenciadas pelas próprias dificuldades econômico- financeiras enfrentadas na
expansão da infraestrutura e, de forma secundária pelas políticas de conservação de energia.
De acordo com Schechtman e Baum apud Camargo (1996, CAP.III, 3.1) “...a
estratégia tradicional de atender ao mercado pelo lado da oferta, devido a escassez de fontes
energéticas viáveis tecnologicamente, com custos e impactos ambientais reduzidos, tem
levado a acentuados acréscimos no custo marginal da geração elétrica, com conseqüentes
aumentos nas tarifas e no aporte de recursos financeiros elevados”.
Na nova regra mundial baseada no capital volátil, investimentos de grande monta e
longo prazo de retorno apresentam dificuldades de financiamento, sendo que novas políticas
foram executadas sob o discurso de aumentar a eficiência dos setor energético.
Assim, em vários países incluindo o Brasil, as estruturas de orga nização do setor
elétrico foram reformadas no sentido de desregulamentação da indústria e redefinição do
papel do Estado como principal gestor.
63
As reformas no setor elétrico brasileiro trouxeram consigo uma série de novos atores,
ao introduzir a competição:
??No atacado, entre os diversos produtores (geradores) tradicionais e os produtores
independentes concorrendo para vender de energia elétrica.
??No varejo, com os consumidores finais podendo negociar livremente a compra de
energia elétrica com diversos fornecedores além das empresas concessionárias de
suas regiões.
Mas, de acordo com Jannuzzi (2000, pp. 3-104), as reestruturações institucionais do
setor elétrico em vários países, desenvolvidos e subdesenvolvidos, tendo por escopo principal
a maior competição e eficiência econômica, nem sempre ofereceram ou vêm oferecendo um
ambiente adequado nas áreas de eficiência energética, proteção ambiental e investimentos em
pesquisa, pois que o que se observa é que tais iniciativas não têm tido condições de se
desenvolverem à margem de uma regulamentação pública que defina até que ponto o mercado
deverá tratar das relações econômicas envolvendo os bens públicos.
Jannuzi entende que a sinalização de preços não proporcionou condições atraentes
para os atores envolvidos em um ambiente competitivo empenharem-se em processos de
conservação e eficiência energéticas.
Seria então, de certa forma, uma especulação grosseira dizer que o novo contexto do
mercado do setor elétrico brasileiro seria causa suficiente de uma política de conservação de
energia.
Mas não seria irrealista dizer que a eficiência econômica que o mercado impõe aos
competidores, no caso da energia elétrica, pode resultar em menores pressões sobre o meioambiente por uma diminuição nas taxas de apropriação dos recursos naturais necessários à
produção e comercialização deste produto. Assim, este aumento da eficiência energética
torna-se uma alternativa válida com relação ao planejamento energético baseado no
suprimento.
Por outro lado, nos trabalhos de Saidel et al. (2001, p.233) fica patente que o grande
potencial da conservação de energia elétrica está justamente no uso final, ou seja, no
consumidor. Udaeta et al (2001, p.161) reforçam esta posição ao comentar que provém dos
usos finais de energia os maiores e mais graves problemas ambientais, porquanto ainda não
64
foram mudados hábitos e culturas ligadas ao consumo, que são os determinantes das enormes
quantidades de energia despendidas pela sociedade.
3.4.1. Gerenciamento pelo lado da demanda
O esgotamento do modelo tradicional de gerenciamento pelo lado da oferta foi
provocado principalmente por alterações na conjuntura internacional, pelos choques do
petróleo e dificuldades de financiamento, levando à necessidade de se buscar um novo
enfoque de planejamento do setor ene rgético.
Esta nova fase do planejamento do setor teve a incorporação do gerenciamento da
demanda, o qual veio a incluir os interesses econômicos dos consumidores e por conseqüência
influenciar sobremaneira os estudos até então deliberados em função da ofe rta (CAMARGO,
1996, CAP.II, 2.4, 2.6).
A estratégia de gerenciamento pelo lado da demanda (GLD), originária da França e
dos Estados Unidos, é o instrumento empregado pelos condutores do planejamento e da
gestão de setores elétricos para reduzir os requisitos da capacidade de geração, transmissão e
distribuição através da implementação de programas que estimulem os consumidores a
racionalizar o consumo de energia elétrica.
Ao influenciar o uso da eletricidade pelo consumidor, o GLD integra as
características e particularidades do consumo final da energia elétrica às demais ações de
otimização de expansão da oferta de energia elétrica, reduzindo ou adiando os acréscimos dos
requisitos da capacidade de geração e transmissão de energia elétrica (LESCOEUR, 1987, pp.
458-464).
Segundo Jannuzzi e Swisher (1977, pp. 83), a denominação de GLD é aplicada para
as ações praticadas pelas empresas de eletricidade sendo que se implementadas por outros
agentes receberiam a denominação de programas de eficiência energética.
Segundo Sioshansi (1995), o termo GLD (DSM - demand-side management),
também denominado de conservação de energia ou gerenciamento de conservação e de carga
(conservation and load management) foi criado nos EUA em uma conjuntura que envolvia a
crise do petróleo e os extraordinários aumentos e preços da geração de energia elétrica no
período. Sua fase inicial proporcionou enormes economias (cost-efectiveness) mas, com o
65
passar do tempo e a retração dos preços internacionais do petróleo, as empresas
concessio nárias (utilities) passaram a exigir incentivos governamentais para a implementação
de programas de GLD, alegando a redução de potenciais receitas relacionadas à
sobrecapacidades instaladas.
Referindo-se ao livro “Terceira Onda” de Alvin Tofler, Sioshansi julga que o GLD
também entra em uma terceira fase na qual as empresas do setor aferem os sinais do mercado
relacionados aos interesses dos consumidores em pagar pelos tipos de programa de GLD,
dentro do ambiente de competitividade que foi aplicado ao mercado energético.
Denominações à parte, o GLD veio a alterar o comportamento do planejamento
tradicionalmente adotado, que “...pouca ou nenhuma importância atribuía ao comportamento
do mercado, bem como aos hábitos e usos da energia elétrica... com raros esforços voltados
para a otimização dos sistemas elétricos através de ações interativas com os
consumidores”(ZAGUIS et al. Apud CAMARGO, CAP.II, 2.4).
Mas mesmo que os objetivos principais do GLD estejam afeitos principalmente na
otimização da expansão física do setor e por conseqüência nos resultados econômicofinanceiros das empresas que exploram o mercado de energia elétrica (utilities), sua
implantação apresenta consideráveis impactos sobre os consumidores.
Os programas de GLD que são oferecidos aos usuários procuram estimular o
consumo em períodos favoráveis ao sistema elétrico 9 , dificultá- lo em períodos críticos e
deslocá- lo de um período para outro em determinadas ocasiões.
Pode-se identificar áreas de atuação ou tipos mais usuais de tais programas, as quais
no entanto podem incorporar-se umas às outras de acordo com a natureza do estudo ou da
análise (WG 37.03, CIGRÉ, 1991 apud CAMARGO, 1996; Dicionário de Energia Elétrica –
DUKE ENERGY; BERKOWITZ, 1985, p. 2384) .
3.4.1.1. Novos usos e melhoria da eficiência energética (conservação de energia)
Neste tipo de programa as empresas concessionárias promovem descontos e
atividades compartilhadas de economia na aquisição de equipamentos, iluminação e máquinas
9
Camargo (2005) enfatiza que essa ótica do GLD têm sido pouco realçada, tendo sido dado mais publicidade aos
aspectos relacionados à conservação de energia.
66
elétricas mais eficientes. Também ocorrem incentivos para alterações nas instalações e nos
aparelhos de energia elétrica, alterando o modo de uso através de modificações arquitetônicas
e de isolamento térmico (Dicionário de Energia Elétrica – DUKE ENERGY).
Visto de outra forma, trata-se de empregar da melhor forma as possibilidades
técnicas de uso da energia elétrica em quantidades menores, sem diminuir o rendimento dos
equipamentos e atividades empresariais.
Por exemplo podemos citar incentivos financeiros à troca de lâmpadas, motores ou
aparelhos de ar-condicionado por outros mais eficientes, e para a obtenção de melhores níveis
de isolação em casas ou prédios comerciais e industriais (GOLDEMBERG, 1998, pp. 157162; JANNUZZI, SWISHER, 1997, pp. 129-133).
Veja-se algumas comparações exemplificativas de resultados de atitudes de
conservação de energia divulgados (BRANDT, 2002, p. 17; GELLER, 1994, pp. 154-156;
PROCEL, 2004):
??
??
??
??
??
A substituição de uma lâmpada incandescente de 60 W por uma fluorescente compacta de 9W,
possibilita, pela redução de 51 W (mantendo praticamente os mesmos níveis de luminosidade),
uma redução de 30 m2 de área inundável de uma usina hidráulica, permitindo o plantio de 7
árvores, além da redução de 153 dólares em investimentos para a instalação de uma potência
equivalente;
O consumo de um chuveiro de 4.000 W, reduzido em 30 minutos, corresponde a 100.000 l de
água que não precisam ser armazenados para passar pelas turbinas de uma usina.
Quando produzimos um quilowatt em sistemas de energia renovável [fotovoltaico, por ex.]
economiza-se 70 kg de carvão e evita-se que 140 kg de CO2 sejam lançados na atmosfera.
Cada 1 m2 de coletor solar [aquecimento] instalado corresponde a economizar 55 kg de GLP/ano,
66 litros de diesel/ano, evitar a inundação de cerca de 56m2 para a geração elétrica ou ainda
eliminar anualmente o consumo de 215 kg de lenha.
Para cada unidade monetária investida em conservação de energia, pode-se aguardar 2,5 vezes
mais em termos de retorno.
3.4.1.2. Gerenciamento da carga
São medidas adotadas pelas empresas do setor elétrico que visam modificar o perfil
do consumo de energia elétrica (JANNUZZI e SWISHER, 1997, p. 129; STOLL, 1989, pp.
241-268), deslocando carga dos períodos de ponta para outros períodos do dia ou do ano e
assim evitar o aumento da capacidade de produção de eletricidade ou fa zer melhor uso do
existente.
No Glossário de Termos relacionados ao Gerenciamento de Carga – Load
Management (IEEE, 1996), estão definidos alguns objetivos, como: Redução de
67
investimentos, melhor utilização da capacidade instalada, redução dos custos da energia
elétrica, melhoria do fator de carga 10 , da eficiência e da confiabilidade do sistema elétrico.
Stoll (1989, pp. 241-268) segmenta as ações de gerenciamento de carga em duas
abordagens, o controle direto e o indireto de carga.
No controle direto de carga (active load management) a própria concessionária
realiza a operação dos sistemas elétricos de seus clientes, desligando e reconectando cargas de
acordo com suas necessidades, influenciando o horário e o nível de consumo de energia
elétrica (IEEE, 1996).
Assim, a concessionária assume controle direto sobre a forma da curva de carga 11 de
seus clientes, diminuindo a ponta (peak load - peak demand - demanda máxima), enchendo os
vales (melhorando o Fator de carga) ou ainda se utilizando do conceito de carga flexível, onde
o consumidor opta por diferentes níveis de qualidade do fornecimento, normalmente
associado à incentivos financeiros.
No controle indireto de carga (STOLL, 1989, p. 260-267), por sua vez, o setor
elétrico induz os consumidores a adotarem um estilo de consumo adequado mediante a
implementação de uma estrutura tarifária que recompense ações de conservação de energia
mas também que penalize comportamentos de consumo em horários ou períodos em que o
sistema elétrico apresenta sua capacidade comprometida.
3.4.1.3. Políticas tarifárias
A energia elétrica, da mesma forma que outro bem ou serviço, possui uma
determinada elasticidade-preço de sua demanda (nesse caso o conceito é econômico e não
elétrico 12 ) que consiste na taxa de variação das quantidades consumidas em razão de uma
variação nos preços (STOLL, 1989, p. 263).
Implica dizer que, embora diferentes para cada setor da economia, existem faixas de
preços a partir das quais os consumidores sentem-se impelidos a reduzir sua demanda de
potência ou seu consumo de energia elétrica vislumbrando uma vantagem econômica (BITU,
1993, pp. 37-38).
10
Ver item 5 – APÊNDICE B.
Ver item 4 – APÊNDICE B.
12
Vide Berkowitz (1985, p. 2385) para a confirmação dessa diferença conceitual.
11
68
Além disso, segundo Lescoeur e Galland (1987, pp. 458-464), não se pode esquecer
do impacto que as tarifas públicas do setor elétrico têm sobre a economia, ou seja, sobre toda
a coletividade, destinatária final dos resultados de políticas públicas. Por isso é que o binômio
lado da oferta - lado da procura (supply-side – demand side) é uma representação das duas
faces da infraestrutura do setor elétrico que devem ser administradas e planejadas em
conjunto.
A instituição de uma política de preços relacionada à energia elétrica é uma forma de
controle indireto de gerenciamento de carga, que terá efeitos sobre o equilíbrio financeiro das
concessionárias e dos consumidores. Neste sentido, Bitu e Born (1993, p. 38) identificam a
estrutura tarifária como a que define a relatividade dos preços de energia elétrica de acordo
com as características do fornecimento, dos consumidores e da forma mediante a qual
consomem energia elétrica e demandam potência elétrica, sinalizando que o custo da energia
não é de maneira nenhuma uniforme.
Sanghvi apud Camargo (1996, CAP.II) avalia o crescente interesse das
concessionárias em adotar incentivos tarifários como forma de gerenciar a demanda pelo lado
do consumidor. As tarifas estariam relacionas então à variação do fornecimento no tempo, ao
montante contratado ou ainda à definição de incentivos à determinadas indústrias.
No Brasil, a política tarifária ainda se compõe de subsídios que objetivam incentivar
o desenvolvimento de determinadas regiões ou setores econômicos, explicitando então a ação
de políticas governamentais relacionadas à energia elétrica.
Além disso, a legislação que rege as relações do mercado de energia elétrica prevê
penalizações pecuniárias, como consumo mínimo 13 , multas por ultrapassagem e exigência de
pagamento de valores contratados de demanda e energia, independentemente de sua utilização
(Resolução ANEEL 456/2000, arts. 48, 49, 56).
Uma estrutura tarifária adequada pode oferecer benefícios tanto para os
consumidores como para as empresas de energia elétrica e para a sociedade em geral.
Os benefícios auferidos pela concessionária se relacionam à redução de seus custos
através de evitar a construção de novas centrais geradoras, encorajar o uso eficiente da energia
elétrica e promover a imagem da empresa.
13
Vide item 3.2.1 – APÊNDICE C.
69
Para a sociedade, o comportamento racional dos agentes econômicos se volta
favoravelmente à sustentabilidade ambiental do desenvolvimento, no que se refere à
racionalização do consumo de energia e na diminuição das taxas de expansão do sistema e por
conseqüência dos recursos energéticos disponíveis na natureza.
Para os consumidores os benefícios incluem um maior controle sobre gastos com a
energia elétrica e um melhor conhecimento das suas características de consumo, permitindo
aos mesmos aplicar instrumentos de gestão voltados para o fim de racionalização do
consumo, através de novos métodos ou tecnologias. Além disso, dentro de um ambiente de
competição na geração, os preços praticados pelo mercado de energia elétrica podem sinalizar
oportunidades de autoprodução e venda de energia excedente para o próprio setor elétrico.
3.4.1.4. Geração pelos consumidores
A autoprodução de energia elétrica é considerada tanto como um elemento do
gerenciamento de carga (IEEE, 1996) quanto um sub-programa independente de GLD, e pode
ser definida como a geração de energia elétrica pelo próprio consumidor, utilizando-se
freqüentemente de fontes energéticas convencionais como o petróleo, o gás natural, o carvão,
a biomassa e a hidroeletricidade.
Embora estas alternativas tenham sido motivadas mais pelo lucro advindo da venda
da energia geradas para as empresas de energia elétrica, tais fontes foram logo consideradas
como recursos disponíveis às concessionárias pelo lado da oferta, sendo o controle exercido
sobre as mesmas mediante contratos ou pelo uso de incentivos tarifários.
O gerenciamento pelo lado da oferta atua no conceito de geração distribuída
(JANNUZZI, 2000, pp. 57-58; SAUER, 2002, pp. 206-209), onde os sistemas elétricos
podem, embora com um razoável aumento de complexidade operacional, dispor de uma série
de unidades independentes de produção de eletricidade mais próximas aos centros de
consumo, reduzindo custos de transmissão e distribuição.
Do ponto de vista da conservação de energia, a autoprodução torna-se bastante
promissora quando privilegia o uso de energias renováveis e de baixo impacto ambiental,
como a biomassa, a hidroeletricidade de pequenas centrais, a energia eólica ou a solar.
70
As fontes energéticas acima citadas são opções ainda mais atraentes no enfoque do
uso eficiente da energia quando participam em um processo de co-geração, amparado pelo
uso correto de eletrotecnologias, tanto na indústria quanto em outros setores (Jansen, DeWit e
Kena, 1997, pp. 77-82).
A co-geração é uma forma de autoprodução que se utiliza de alguma forma de
energia primária para atendimento das necessidades térmicas, produzindo em ação combinada
calor, vapor e potência na forma de energia mecânica (CLEMENTINO, 2001, pp. 21 ;
JANNUZZI, SWISHER, 1977, pp.111-115; PELLEGRINI et al. , 2001, p. 99).
Clementino (2001, p. 26, 31) conceitua :
A co-geração, por definição, é uma instalação na qual se produz, de uma forma combinada, energia
elétrica e formas usuais de energia témica (tal como calor ou vapor) utilizadas em indústria,
comercio, aquecimento ou resfriamento, por meio do uso sequencial de energia a partir de um
combustível. [...] pode se aproveitar do fato de que a atividade econômica já necessitar de energia
térmica para produzir na linha de processo e concomitantemente produzir energia mecância, que pode
acionar um gerador de ee.
Verifica-se, neste sentido, que a co-geração aumenta a eficiência energética do uso
de combustíveis não-renováveis, observando-se a vantagem do gás natural em relação ao
carvão e aos derivados do petróleo. Sua atratividade, inclusive, vem se destacando não só para
a indústria como para muitas outras atividades do setor terciário como shopping centers,
hotéis ou hospitais.
Sob o aspecto histórico, muito embora amplamente conhecida e utilizada desde o
início do século XX, a co-geração adquiriu especial importância a partir da década de 80
derivada da desregulamentação dos setores elétricos de alguns países e a adoção de políticas
de racionalização o uso de energia.
71
4.
GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA
4.1. INTRODUÇÃO
Este capítulo pretende apresentar um raciocínio de coordenação da aplicação das
informações e das ferramentas de análise descritas nos apêndices A a D, especificamente
traduzindo a ação gerencial denominada de gestão estratégica de energia elétrica (GEEE).
De início, será elaborado o conceito de GEEE, a partir de noções básicas presentes
nos conteúdos da disciplina de administração, notadamente nas áreas de planejamento e
estratégia.
A seguir será explicado o modo de atuação da GEEE, envolvendo a definição de
abordagem sistêmica entre os diversos enfoques até aqui verificados, contando também com
uma revisão sucinta de métodos de análise de alternativas com vistas à tomada de decisões.
Por fim serão comentadas virtuais potencialidades de otimização dos resultados
empresariais dentro dessa visão sistêmica envolvendo a conservação de energia, o
gerenciamento de carga, as análises tarifárias e de regras de fornecimento e a produção
própria de energia ou sua composição com terceiros.
4.2. ELABORAÇÃO CONCEITUAL
A palavra gestão invoca diretamente o conceito de administração, o que segundo
Stoner e Freeman, (1999, p. 5) “é o processo de planejar, organizar, liderar e controlar os
esforços realizados pelos membros de uma organização e o uso de todos os outros recursos
organizacionais para alcançar os objetivos estabelecidos”.
É de se esperar, portanto, que toda e qualquer organização, de acordo com suas
finalidades, adote algum sistema de gestão a fim de coordenar seus esforços em direção à
melhor eficiência de realização do objeto de sua existência.
Organizações empresariais, por sua vez, são constituídas basicamente com finalidade
de produzir e comercializar bens ou serviços, em geral buscando resultados econômicos de
crescimento e lucro. Para tanto, a administração eficiente de seus recursos é condição
fundamental para a melhoria de seus resultados, mormente sob o atual ambiente altamente
desafiador em termos de competição, instabilidade e imprevisibilidade.
72
Essa característica do mundo empresarial subentende que as organizações estão
constantemente sendo pressionadas a definir e adotar estratégias, tornando-se necessário
posicionar-se perante essas mudanças, identificando suas ameaças e oportunidades no sentido
de propiciar as chances de sucesso em seu negócio, vale dizer inovando e aperfeiçoando seus
métodos de administração.
Seguindo essa tendência do mundo dos negócios, mesmo o setor de infraestrutura de
produção e comercialização de energia elétrica, tradicionalmente menos dinâmico em termos
de mudanças institucionais, foi arremessado em um contexto de grandes transformações, a
partir da aceitação cada vez mais predominante de que a energia elétrica pode ser tratada mais
como uma commodity do que como um serviço (ver item 1 – Apêndice A).
Uma tal dinamicidade vem sendo adquirida que realmente se pode identificar um
“mercado de energia elétrica”, haja vista que o conjunto de atividades de compra e venda de
energia elétrica ganhou uma complexidade muito grande em termos de agentes
normatizadores, reguladores, produtores, distribuidores, comercializadores e consumidores de
energia elétrica.
Para esses últimos, em especial os de característica mais eletrointensiva, a energia
elétrica e seu ambiente econômico-regulatório ganharam cada vez mais relevo, implicando em
serem adicionados à pauta das decisões empresariais estratégicas da alta administração.
Decisões estratégicas são aquelas consideradas vitais para a continuidade da
organização. Dentre as diversas funções relacionadas à administração, o planejamento é sem
dúvida, a fase crítica e a função inicial do administrador, em termos de se estabelecer com
clareza os objetivos a serem alcançados e as linhas de ação que serão adotadas nesse intuito,
através de critérios ligados à eficiência e à eficácia (STONER, FREEMAN, 1999, p. 136) 14 .
Já o planejamento estratégico, diferentemente do planejamento convencional, pode
ser entendido basicamente como um processo adaptativo contínuo, que permite à uma
organização visualizar, preparar-se e agir em função de cenários de novos paradigmas do
ambiente externo frente aos pontos fortes e fracos do ambiente interno da empresa.
(PAGNONCELLI, VASCONCELLOS FILHO, 1992, pp. 8-17, 209-214; STONER,
FREEMAN, 1999, pp. 133-178).
14
Para distinção dos conceitos, eficiência é a capacidade de melhora aproveitamento dos recursos (fazer mais
com menos); e eficácia é a capacidade de tomar as decisões certas (maximizar resultados globais).
73
Por sua vez, a gestão ou administração estratégica é uma técnica administrativa
originada mas também que evoluiu do conceito e da aplicação do planejamento estratégico
nas organizações que enfrentaram o problema da sobrevivência em um ambiente econômico
cada vez menos previsível.
Ansoff e Hayes (1987, p.15-27), argumentam que, embora provendo as empresas de
um arsenal analítico adequado para entender e preparar-se para agir quanto aos fatores
externos à empresa, o planejamento estratégico não permitiu a flexibilidade de seu ambiente
interno, necessária às estratégias tendo em vista mudanças cada vez mais acentuadas e rápidas
por que passavam o meio externo e igualmente a configuração das forças internas à
organização.
Nesta linha de pensamento, Wright, Kroll e Parnell (2000, pp. 23-38), Pagnoncelli e
Vasconcellos Filho (1992, p. 55; pp. 265-297) entendem o conceito de estratégia como a ação
de explorar determinadas condições através da tomada de decisões racionais, considerando o
ambiente e os objetivos da empresa, em que um conjunto de movimentos tenha por finalidade
atingir resultados consistentes com os objetivos da empresa.
Assim, a ascenção da abordagem da administração estratégica trouxe respostas,
através de uma compreensão sistêmica, à dificuldade de avaliação das dimensões do problema
estratégico, que ao planejamento pareciam preliminarmente solucionáveis, mas que devido à
sua mutabilidade passaram a requer instrumentos tanto de percepção quanto de uma
participação holística. Essa mutabilidade pode ser exemplificada, para o setor elétrico, pelas
significativas mudanças em seu ambiente regulatório, a partir da década de 1990, que vieram
a apresentar aos consumidores cenários de ameaças para os que não se adaptassem (como
novas formas de cobrança da energia reativa, por exemplo) quanto oportunidades
(consumidor livre ou autoprodutores) para os que delas se apercebessem.
Tanto o planejamento quanto a administração estratégica trazem consigo a
concepção de pensamento sistêmico, que é aquele que prega a convergência das análises em
separados das partes, áreas ou funções de uma empresa ou para o estudo da complexidade
organizada, considerando que a interação entre as mesmas e sua coordenação sinérgica podem
resultar em ganhos de eficiência e eficácia muito mais expressivos (BERTALANFFY, 1975;
CHURCHMAN, 1971, apud BAGATTOLI, 1995, pp. 5-7).
74
Dessa forma, as citadas dimensões do problema estratégico da empresa,
representadas por Ansoff (1987, p.16), envolvem não só o processo de solução respondendo
basicamente a fatores externos - o planejamento -, mas também o processo de implementação
e controle respondendo também à configuração interna da empresa, tudo isso em meio a
variáveis políticas, técnico-econômicas e psico-sociológicas. Nesse sentido, os temas
relacionados à energia elétrica se perfilam no rol das informações técnico-econômicas de que
a empresa deve dispor e manter em sintonia com suas vinculações externas.
Tais variáveis, de acordo com o que enfatiza Radosevich (1987, p.173) devem ser
apreciadas de forma a desenvolver as potencialidades organizacionais e administrativas,
preocupando-se tanto com a eficiência quanto com a eficácia. Ora, energia elétrica representa
sem sombra de dúvida uma variável que se encaixa nessa descrição, pois que a eficiência em
sua obtenção (compra ou produção) e posterior utilização traz, em menor ou maior grau,
impactos benéficos ao resultado econômico- financeiro da empresa.
Logo, em decorrência dos entendimentos anteriores, a gestão de energia elétrica
também pode ser vista como uma questão estratégica da empresa, pois energia trata-se de uma
variável técnico-econômica da organização perfeitamente ajustável a um processo de
administração estratégica, como denotam as etapas descritas por Wright, Kroll e Parne ll
(2000, pp. 37-46) de: planejamento da empresa (formulação de estratégias de aquisição e
utilização de energia, considerando as oportunidades e ameaças do ambiente externo);
implementação das atividades da empresa (instalação e operação da planta empresarial, o
ambiente interno, dentro de requisitos de eficiência e eficácia) e no controle destas atividades
(gerenciamento do consumo e/ou da produção de energia).
A GEEE, dentro desse raciocínio, pode ser descrita como uma prática técnicoadministrativa cont ínua e sistêmica, que a partir da análise dos ambientes interno e externo à
organização, avalia potencialidades de projetos e atividades rotineiras, gerando alternativas e
conduzindo soluções apropriadas à obtenção e à utilização da energia elétrica, buscando
melhorar o resultado econômico-financeiro da empresa.
75
Figura 6 – GEEE em ação
AMBIENTE
EXTERNO
AMBIENTE INTERNO
Conservação de EE
Regulamentos
e normas
Gerenciamento de carga
Análise da legislação tarifária
e de fornecimento
Oportunidades
de mercado
Composição de alternativas de suprimento
Fonte: Elaboração do próprio autor.
4.3. A ANÁLISE SISTÊMICA DOS ENFOQUES DE GESTÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA
A perspectiva do consumidor, utilizando-se da GEEE, é de estabelecer ações
voltadas basicamente à redução de custos e de aproveitamento de oportunidades.
Voltando ao conceito de pensamento sistêmico, uma empresa pode ser vista como
um conjunto de partes funcionado em direção a um objetivo comum. Essas partes ou áreas
certamente são intercomunicantes mas muitas vezes não interagem, no sentido de estabelecer
uma almejada sinergia.
Em primeiro lugar, a análise ou o emprego dos enfoques de GEEE é sistêmica
porque não se apega à tradiciona l estrutura departamentalizada por funções dentro da
empresa, mas sim deriva em uma estrutura inovadora a que Menezes (2001, pp. 108-113)
denomina de estrutura matricial, na qual várias áreas interagem em meio a um projeto15
comum, no caso a redução de custos e o aproveitamento de potenciais oportunidades de
rendimentos com energia elétrica.
15
“um empreendimento único que deve apresentar um início e um fim claramente definidos e que, conduzido
por pessoas possa atingir seus objetivos respeitando os parâmetros de prazo, custo e qualidade” (MENEZES,
2001, p. 43)
76
Nesse sentido, o departamento de manutenção de uma empresa, normalmente ligado
às questões técnicas de energia elétrica deve estar em sintonia com as áreas contábil,
financeira e administrativa. E mais, se a empresa quiser realmente empreender uma ação
eficiente de um projeto nesse âmbito, deveria formar uma força tarefa (task force)
interdepartamental, multidisciplinar e autônoma, para analisar, planejar e implementar as
mudanças necessárias, com supervisão do próprio nível da alta administração da empresa,
atuando como o gerente do projeto e como mantenedora do que Carvalho et al. (2003, p. 150)
entendem como a política energética da empresa.
Por outro lado, o marco conceitual da GEEE, visto anteriormente, toma um novo
âmbito quando comparado aplicado às políticas e instrumentos empregados pela indústria de
eletricidade.
A GEEE é como que um espelho das ações que, do lado dos agentes do setor
elétrico, compreendem o Planejamento Integrado de Recursos (JANNUZZI, SWISHER,
1997, pp. 7, 22-34; GOLDEMBERG, 1998, pp. 191-196; REIS et al., 2000, pp. 273-281) mas
desta feita empreendidas pelo próprio consumidor que, conhecedor das regras legais e infralegais do setor elétrico, vai buscar integrar suas alternativas de possibilidades de aumento de
eficiência energética (o equivalente ao GLD), com a análise das regras das políticas tarifárias
e com geração de energia elétrica para uso próprio ou comercialização (o equivalente ao
planejamento da Oferta).
Assim, um projeto elaborado sob as diretrizes da GEEE pode se desdobrar em
basicamente quatro subprojetos, os quais, importante também frisar, devem ser abordados
também sob o escopo sistêmico:
??conservação de energia (eficiência de equipamentos e processos);
??gerenciamento de carga;
??análise da regulamentação contratual, tarifária e de fornecimento;
??composição técnico-econômica de fontes de energia elétrica.
Obviamente, uma vez atingidos os objetivos propostos, o projeto dá origem a que
Menezes (2001, pp. 27, 37-39) e IEEE (1996, p. 27) se referem como atividades rotineiras de
controle, avaliação e administração, perfeitamente ajustáveis à GEEE. Pode-se imaginar
77
inclusive as áreas técnicas monitorando níveis de quantidade, qualidade e confiabilidade da
energia elétrica e as administrativas a questão de custos, mas sem nunca perderem o elo de
ligação da força tarefa, que pode voltar a ser acionada no surgimento de um novo projeto ou
na readequação da situação existente.
Por outro lado, a ordem dos subprojetos anteriormente relacionados tem sua razão de
ser em virtude de uma lógica bem definida.
Mesmo ocorrendo de forma interativa, os subprojetos subordinados à GEEE
pressupõe uma certa ordem de implementação e de execução, partindo das medidas mais
simples e de baixo custo em direção às mais caras e sofisticadas e que exigem o
acompanhamento mais profissional, ancorado em estudos de análise de investimentos e de
tomada de decisões.
Ou seja, por exemplo, pode não ser plenamente eficaz trabalhar-se na questão
tarifária sem ter previsto ou analisado ou implementado condições de gerenciamento de carga
e sem antes ter visto como melhorar a eficiência de máquinas e processos.
Na ordem disposta anteriormente, os passos preliminares correspondem à
conservação e eficiência no uso de energia elétrica, fartamente abordada em publicações de
entidades empresariais e do setor elétrico e que pode ser, em seu nível mais básico, a simples
percepção de que energia elétrica tem um custo relacionado ao seu consumo e que é possível
sua redução sem perdas de eficiência na produção da empresa.
Existem hoje uma série de possibilidades de redução e racionalização do consumo de
energia, relacionadas ao uso de equipamentos e processos mais econômicos em organizações
industriais, comerciais e de serviços.
As ações acima descritas, conquanto presentes nas diretrizes do GLD (item 3.4.1) e
serem de grande importância, não estão sendo abordadas com profundidade nesse trabalho,
pois que são de natureza bastante prática e tecno lógica, relacionadas principalmente aos uso
finais da energia elétrica, fundamentalmente amparadas em modelos de diagnósticos
energéticos voltados à conservação e ao uso racional de energia (CARVALHO et al., 2003,
pp. 146-148).
Concomitante a esse passo inicial é a empresa procurar conhecer o mínimo de seus
direitos e deveres como consumidor, as regras básicas pelas quais lhe é cobrada a energia
78
elétrica e aquelas relacionadas aos padrões de continuidade e qualidade definidos pela
legislação (CRESTANI, 2000, pp. 30-49; GARCEZ, 1990, pp. 43-45)
Por outro lado, partindo de que já estão tomadas as providências anteriores, vamos
nos concentrar em contextualizar e ampliar o conteúdo apresentado nos apêndices B, C e D,
exemplificando as ações e os aspectos técnico-econômicos do gerenciamento de carga, análise
da legislação e composição de fontes.
4.3.1. Análise de alternativas.
O consumidor empresarial de energia elétrica, ao aplicar a GEEE, vai se deparar com
uma série de propostas e alternativas, sendo que, dentro da visão de seu negócio, é natural que
sua abordagem sempre esteja quase sempre sob os limites da análise econômico- financeira de
seu empreendimento. Mesmo programas institucionais de conservação de energia, de viés
assumidamente ambiental, são amparados por fundamentos de análise econômica
(JANNUZZI, SWISHER, 1997, p. 222).
Análise, decisão, implementação e controle de projetos em um ambiente que envolve
investimentos, custos e resultados em um ambiente de recursos cada vez mais escassos, o que
pode inibir os tomadores de decisão a se lançarem em novas iniciativas sob a argumentação
de que “por enquanto está bom ou não é um problema relevante”.
Nesse ponto, as questões relacionadas ao consumo de energia elétrica podem assumir
uma dimensão mais ou menos importante, na medida em que a empresa tem condições ou
interesse em focalizar o assunto e dele extrair resultados, ciente porém que sempre estarão
diante de análises envolvendo riscos, custos e benefícios.
Assim, uma vez determinado a seguir esse caminho, o consumidor deve definir uma
sistemática de análise de alternativas e tomada de decisão, compreendendo os níveis técnico e
econômico, evitando o comportamento adotado por muitos administradores, cujas decisões
são tomadas com base em palpites, opiniões leigas ou ainda influenciadas por campanhas de
marketing.
Essa situação pode ser evitada desde que se traga ao processo de decisão empresarial
um modelo de estudo que traduza as variáveis técnico-econômicas envolvidas em propostas
79
formuladas em uma mesma base de unidade monetária e temporal (CLEMENTINO, 2001, pp.
59-78).
A escolha entre alternativas, tendo por variável comum a de cunho monetário, revela
o conhecimento de que normalmente as melhores alternativas técnicas quase sempre são as
menos viáveis economicamente. Por outro lado, escolhas intuitivas voltadas à alternativas
mais baratas podem compreender limitações tecnológicas desastrosas para a eficiência e a
eficácia dos processos empresariais (GRANT, IRESON, 1960, pp. 3-15, 35-54).
Daí que, no caso de questões ligadas ao consumo e à produção de energia elétrica, é
vital um posicionamento tecnicamente adequado aliado à verificação da viabilidade
econômica de investimentos em, por exemplo, reestruturação de processos, readequação de
ambientes, aquisição e substituição de equipamentos, contratação de consultoria ou de agente
comercializador ou mesmo de um treinamento em contratos e tarifação de energia elétrica.
Mesmo não sendo foco, neste trabalho, uma revisão bibliográfica sobre análise de
investimentos, fica aqui registrada a importância de sua compreensão nos procedimentos de
geração de alternativas e posterior tomada de decisão. O investimento, nos dizeres de Holanda
(1983, p. 95) “é um comprometimento de recursos realizado com o objetivo e a esperança de
obtenção de benefícios futuros, durante um período razoável de tempo”.
Nesse sentido, a completa análise de um investimento compreende um projeto de
ordenação do conjunto de informações sobre o problema, estimando seus custos e benefícios,
ou seja as vantagens e desvantagens de utilizar recursos em novos empreendimentos, na
ampliação ou na melhoria dos existentes. Traduzindo em termos da GEEE, é necessária a
averiguação de qual o benefício atrelado ao custo de se estudar, modificar ou adquirir.
Parece sensato afirmar, por exemplo, que para uma empresa de pequeno porte, o
custo de se propor ações de racionalização do consumo de energia elétrica e de análise de seus
contratos será plenamente suplantado pelas vantagens econômicas que advirão (CARVALHO
et al., 2003, p. 148). No entanto, essa mesma pequena empresa talvez não deva se envolver
com um empreendimento de geração de energia elétrica, em virtude da falta de condições
práticas de caixa, endividamento ou de estrutura física (pessoal e material).
Grant e Ireson (1960, pp. 77-158), IEEE (1996, pp. 41-54), Menezes (2001, pp. 4861), SECRETARIA DE ENERGIA-SP (2001, pp. 34-40) elencam e explicam alguns dos
principais mecanismos de seleção de alternativas, basicamente sendo aqueles relacionados
80
com as técnicas de engenharia econômica como custo de oportunidade, valor presente, fluxo
de caixa descontados ou taxa interna de retorno, que podem (e às vezes devem) ser
complementados por outras análises estratégicas e operacionais.
A propósito, vale aqui transcrever a seqüência de passos em um estudo econômico,
formulada por Grant e Ireson (1960, pp. 197-198):
??
??
??
??
??
??
O reconhecimento do problema que está requerendo o estudo;
A identificação das possíveis alternativas a serem comparadas, assim como estimativas
preliminares em relação à diferenças expressas em termos monetários, entre receitas e despesas,
em datas específicas;
A análise das estimativas preliminares para determinar quais justificarão gastos em
aprofundamento dos estudos;
O exame detalhado das alternativas selecionadas a fim de se estimar as diferenças entre os fatores
monetários e não-monetários, assim como despesas e receitas no decorrer do tempo.
Determinação da taxa de interesse ou de atratividade de retorno e os cálculos dos custos
uniformes anuais, do valor presente e da taxa interna de retorno, exprimindo as séries monetárias
em bases comparáveis;
A escolha entre as alternativas, considerando a comparação financeira e também as diferenças
que não foram reduzidas a termos monetários.
Como visto na relação precedente, é perfeitamente possível a agregação de critérios
não- monetários, simbolizando então um método multi-critério de análise de alternativas,
usualmente bastante empregado (MENEZES, 2001, pp. 54-59). Pode-se colocar como
exemplo a inclusão de impactos sócio-ambientais ou sociais em empreendimentos de geração
de energia elétrica pelos consumidores, no que se refere à poluição ambiental, do ar ou
mesmo sonora, que pode ser produzida por um grupo gerador, ou ainda a opção estratégica de
se ter o gerador à disposição para enfrentar possíveis cortes de energia.
Com efeito, projetos elaborados no âmbito da GEEE apresentam reflexos da
diversidade e da complexidade das variáveis envolvidas, relacionadas a aspectos de
engenharia, econômicos, ambientais, financeiros, administrativos e legais, intrínsecos à
empresa mas também subordinados ao ambiente externo, de interação com o setor elétrico.
Tal complexidade de fatores, incluindo os não- monetários e até mesmo intangíveis,
mormente os ligados às questões sócio-ambientais, estão presentes na abordagem efetuada por
Bramont (1996, pp. 33, 103) cuja discussão envolve metodologias que quantificam e valoram
o maior número possível de custos e benefícios, externalidade positivas e negativas, para fins
de consideração como critérios de desempate, o que remeteria ao nível de responsabilidade
social e ambiental da empresa.
81
Obviamente, a construção de um tal compromisso organizacional depende, em um
grau bastante apreciável, do suporte de políticas econômicas, sociais e ambientais em nível
governamental, que valorizem tal postura e desenvolvam um ambiente propício para a
disseminação cultural desse comportamento.
4.3.2. Eficiência energética de equipamentos e processos
Como comentado, a melhoria da eficiência de equipamentos e processos é o passo
preliminar mas também permanente na GEEE, pois que a cada nova implementação haverão
reflexos nas análises dos subprojetos seguintes.
Em sendo bastante diversificada e aprofundada a lista de metodologias e aspectos
tecnológicos e econômicos, optou-se por reproduzir (não estensivamente) algumas ações mais
comuns encontradas em publicações diversas, cujos resultados em termos de viabilidade
econômica são substanciais e de curto prazo de retorno do investimento (FRANCELLINO,
2003, p.71).
Na maioria das empresas, inclusive as de pequeno porte, fica bastante atraente a
instituição de uma Comissão Interna de Conservação de Energia - CICE, (CNI, 1989, p. 8-11;
CARVALHO et al., 2003, p. 155; PROCEL, [sd.], 65-78), a qual será a gestora de programas
de controle envolvendo o dimensionamento, a operação e a manutenção de equipamentos da
empresa.
Assim, pode-se citar as seguintes medidas (CELESC , [sd], pp. 70-71; CNI, 1989,
pp. 7-14; SECRETARIA DE ENERGIA-SP, 2001, pp. 4; CARVALHO et al., 2003, pp. 146154; GARCEZ et al., 1990, pp. 43-48, 46-50; PROCEL, [s.d.], pp. 19-71; MAMEDE, 1988,
pp. 51-55; SAIDEL et al., 2001, pp. 214-221, 230-232):
??
??
??
??
??
??
??
??
??
??
Ênfase em projetos arquitetônicos que privilegiem a conservação de energia;
Aproveitamento máximo da iluminação natural;
Melhoramento de isolamentos térmicos;
Otimização de sistemas de produção de calor e de frio;
Dimensionamento adequado de instalações elétricas;
Balanceamento das fases de todas as cargas;
Criação de programas de manutenção preventiva e preditiva equipamentos elétricos, contatos e
conexões;
Elaboração de campanhas de conservação de energia;
Verificação da voltagem (nível de tensão) e condições dos equipamentos e das instalações
elétricas, sabendo que maiores níveis de tensão reduzem as perdas joule;
Remoção de unidades de carga das instalações elétricas que estão fora de uso ou ineficientes e
ultrapassadas
82
??
??
??
??
??
??
??
??
??
??
Dimensionamento correto de motores, transformadores e capacitores;
Aquisição de motores, transformadores e outros equipamentos de preferência de alta eficiência;
Aproveitamento máximo da gravidade no movimento de matérias primas;
Dimensionamento correto do sistema de armazenagem e bombeamento de água e ar-comprimido;
Utilização de sistemas de iluminação eficientes (luminárias de descarga);
Retirada do exc esso de luminárias em escritórios, hall e depósitos, instalando sensores de
presença para acionamento;
Controle de níveis de iluminação;
Instalação de foto-células na iluminação externa;
Controle de termostatos de fornos, aquecedores e de condicionadores de ar;
Controle da operação e temporização de sistemas de informática 16 .
4.3.3. Gerenciamento de carga, tarifação e fornecimento de energia elétrica
O gerenciamento de carga na empresa (Apêndice B) vai se ater especificamente em
métodos de leitura, controle e adequação do comportamento da carga ou demanda de suas
instalações.
Com efeito, tanto a empresa sendo atendida pela concessionária ou por geração
própria, o uso de energia e potência elétricas ativas (kWh e kW) e reativas (kVarh e kVar), o
fator de carga e o fator de potência são itens onerosos que podem ser controlados ou
gerenciados (IEEE, 1996, p. 75) e vinculados às disposições legais de fornecimento e
faturamento de energia elétrica.
As mesmas aplicações da curva de carga (item 4 do Apêndice B) de que se utiliza o
setor elétrico podem ser praticadas pelas empresas quanto ao reconhecimento gráfico do
comportamento de consumo ativo e reativo, assim como dos pontos ou informações mais
importantes da curva como as demandas máximas e mínimas, as demandas contratadas, a
demanda média e a energia consumida, em cada segmento horo-sazonal.
Sobre a curva de carga conhecida, pode-se igualmente traçar as metas de redução de
consumo e de demanda, os deslocamentos de carga e ainda a distribuição da energia
comprada ou auto-produzida.
Dessa forma, um sistema adequado de gerenciamento de carga pode oferecer
importantes economias, tanto pela redução dos custos com energia, quanto pela possibilidade
de aumentar a produção sem o correspondente aumento do consumo de energia.
16
Vide Saidel e Alvarez (1997, pp. 70-79), “Potencial de conservação de energia em computadores pessoais”.
83
Nesse sentido, é desejável que as ações de melhoria na eficiência dos usos finais de
energia (conservação) sejam preliminarmente adotadas, para que não haja uma sobreposição
indesejável de métodos.
Por exemplo, se a empresa resolve trocar seu sistema de refrigeração por outro mais
eficiente, a essa ação estarão relacionadas conseqüências na forma das curvas de carga ativa e
reativa, da demanda máxima e da energia consumida e portanto implicando em possíveis
alterações nas questões relativas às obrigações junto aos fornecedores de energia elétrica. Sem
uma adequada análise, a empresa poderia, por exemplo, reduzir sua demanda máxima mas
continuar a pagar por uma demanda contratada anteriormente já definida.
Em verdade, o fato é que as ações de gerenciamento de carga devem ter como
origem a capacidade de a empresa compreender como são apresentados e apurados os valores
da sua conta de energia, o que significa ter condições de analisar o quantum advindo de cada
item da fatura de energia elétrica, através do conhecimento preciso das regras dispostas na
legislação, e poder posteriormente acompanhar os resultados.
Nesse assunto, Garcez et al (1990, p. 43) fazem referência à obtenção de um
“potencial de economia médio mensal” a partir do tratamento dado aos valores
desembolsados mensalmente pela empresa em suas contas de energia.
Assim, se por um lado para o consumidor do grupo B a análise de sua conta de
energia possa se resumir a um simples acompanhamento mensal do consumo de energia
elétrica, para o consumidor do grupo A aumentam bastante a complexidade e as
possibilidades de gerenciamento (SECRETARIA DE ENERGIA-SP, 2001, p. 21), que se
manifestam não só durante a operação normal da empresa mas desde as etapas de implantação
ou ampliação de suas instalações.
4.3.3.1. Projeto elétrico e pedido de carga
Em um primeiro momento, a empresa que está implantando seu parque fabril ou
expandindo o existente, efetua um projeto elétrico de dimensionamento das instalações de
conexão e de distribuição internas da energia elétrica.
84
É certo que mesmo as concessionárias de distribuição já divulgam orientações no
sentido de que os projetos elétricos de instalação devem sempre procurar economia na
utilização de energia elétrica (CELESC, [sd], pp. 68-71).
Nessa etapa, fatores de demanda muito baixos
17
ou ainda a aplicação incorreta (ou
não aplicação) do fator de diversidade (item 3 do APÊNDICE B) são indicativos de falta de
planejamento adequado sobre a expansão futura dos negócios ou ainda de uma debilidade
técnica do projetista, implicando em investimentos desnecessários em suas instalações
elétricas 18 e o conseqüente comprometimento do fluxo de caixa no curto prazo.
Mas as conseqüências não se encerram aí. Quando a empresa solicita uma nova
ligação ou ainda a ampliação da sua carga para a concessionária, o levantamento de sua carga
instalada vai ser condicionante de sua classificação perante a concessionária (item 3.1 do
APÊNDICE C).
Nesse sentido, a classificação do consumidor pode eventualmente exigir seu
enquadramento compulsório no grupo A, o que obrigatoriamente abriga a cobrança da
demanda (máxima) (item 3.2.2 do APÊNDICE C) atingida no período de faturamento, de
medição permanente de reativos (item 4.5 do APÊNDICE C) e do pagamento por perdas de
transformação (item 4.6 do APÊNDICE C). Nesse caso ainda, o consumidor terá a
necessidade de estabelecer algum método de controle da demanda medida sob pena de
incorrer em penalidades por ultrapassagem da demanda contratada (item 4.4 do APÊNDICE
C).
Por isso que, nas situações que envolvam pequenas empresas, é de se imaginar a
vantagem de se evitar tais custos e riscos, por meio da elaboração de um projeto de
dimensionamento preciso, situando a carga instalada de projeto em um patamar igual ou
inferior a 75 kW, ou, na impossibilidade, que pelo menos fique dentro de uma capacidade de
transformação de 112,5 kVA, para franquear à empresa o estudo e a opção pela tarifação
monômia (item 3.2.3 do APÊNDICE C), aplicável ao consumidor do grupo B.
Tanto quanto a alternativa comentada acima, as outras possibilidades de mudança de
grupo tarifário do grupo A para o grupo B podem ser vantajosas na medida em que o
17
Lembrando o item 2 do APÊNDICE B: “nem toda a carga instalada é necessariamente completamente usada
(Dmáx)...”
18
Muito comum o sobredimensionamento de equipamentos de entrada e transformadores, cujas capacidades não
chegam a ser plenamente utilizadas durante sua vida útil.
85
consumidor tenha ou não condições de gestão de seu consumo e de sua demanda de energia
elétrica, ou que realize uma análise econômico- financeira apropriada. É possível inclusive
determinar o fator de carga a partir do qual é vantajosa a opção pelo faturamento monômio,
através de uma inequação que compare o faturamento monômio com o binômio do grupo A.
Por outro lado, ao não pagar pela demanda, o consumidor do grupo A que optou pelo
faturamento do grupo B, vai pagar pela energia consumida um valor bem maior do que se
estivesse sendo tarifado no grupo A (vide anexos 2 e 3).
Além disso, ao consumidor do grupo A torna-se vantajosa a autorização que o art. 8º
da Res. ANEEL 456/2000 lhe dá de pleitear uma tensão de fornecimento superior àquela
definida pelo art. 6º, o que lhe conferiria o direito de ser cobrado por intermédio de tarifas
bem mais econômicas (item 3.1.2 do APÊNDICE C). Essa faculdade, porquanto vantajosa
mesmo em função de o consumidor ter que assumir os investimentos necessários, não é de
simples consecução, pois que depende da anuência técnica da concessionária do sistema
distribuidor ou transmissor da região.
Aliás, o desconhecimento das condições técnicas da rede da concessionária pode
trazer infortúnios à empresa em casos de, por exemplo, pedir ligação de energia sem se
informar da disponibilidade de potência instalada naquela região, o que a tornaria refém de
aguardar investimentos da concessionária ou bancá-los por conta própria.
Outra situação bastante plausível é o investimento da empresa em trocar seu
maquinário por aparelhos por mais sofisticados que, embora mais econômicos, não suportam
as flutuações de tensão normatizadas pela legislação brasileira.
Como se vê, as situações acima descritas dão a noção da importância de a empresa
ter o conhecimento básico sobre a regulamentação do fornecimento de energia elétrica, que
ainda vai influenciar várias situações no decorrer de suas atividades.
4.3.3.2. Gestão dos itens submetidos à obrigações contratuais e tributárias
A contratação de energia elétrica pode ser assunto da mais alta relevância estratégica
para o consumidor, mas nem sempre é levada nesta conta. Muitos ainda a consideram como
mais uma etapa do rol de formalidades junto à obtenção dos serviços de fornecimento de
86
energia elétrica, sem atinarem para as conseqüências legais que se impõe através daquele
instrumento.
O fato de o consumidor do grupo A estabelecer uma relação contratual com a
concessionária ou com outro fornecedor 19 , com cláusulas especificas para a demanda e/ou
para a energia, implica que é altamente recomendável que o mesmo tome providências para
não incorrer no pagamento de ultrapassagens ou de valores estabelecidos pelo mercado ou
ainda de pagar valores contratados sem estarem sendo usados, atuando ou terceirizando em
uma área denominada por Carvalho et al. (2003, p. 146) de “serviços de gestão de contratos
de energia”.
Quando a demanda medida estiver quase sempre implicando em ultrapassagem da
demanda contratada, é recomendável ao consumidor buscar reduzir cargas e otimizar a
operação de seus equipamentos elétricos20 .
Por outro lado, nos casos em que, sistematicamente a demanda faturada é maior do
que a medida, seria interessante rever os níveis de contratação, buscando inclusive ajustar o
contrato de demanda (SECRETARIA DE ENERGIA-SP, 2001, p. 22).
Em princípio, deve ser conhecida a curva de carga da instalação (PROCEL, 2001, pp.
23-27) para que se possa identificar os horários e os setores que contribuem para a demanda
medida. Para tanto, é interessante também providenciar o levantamento de todas as cargas
instaladas e seus respectivos horários de funcionamento, construindo uma tabela
representativa semelhante a um gráfico de Gantt (CELESC, 1981, pp. 18-19).
As ações mais comuns de redução da demanda medida e por consegüinte
propiciando a redução da demanda contratada, são eminentemente relacionadas ao
gerenciamento de carga, mas também se confundem com a conservação- uso eficiente de
energia, sendo a lista abaixo complementar àquela descrita no item 4.3.2 (CELESC, [s.d.], pp.
70-71, CELESC, 1981, pp. 16-17):
??
??
??
??
??
??
19
Desligar equipamentos ociosos;
Escalonar a partida de máquinas quando possível;
Instalação de temporizadores em máquinas para evitar sua ociosidade;
Programar cargas arbitrárias para fora dos picos de demanda;
Evitar programar cargas elétrica desnecessariamente ao mesmo tempo;
Evitar motores sem chaves compensadoras de partida ou ainda defeituosas;
Ver item 5.1 do APÊNDICE C, lembrando que o contrato de energia pode ser com outro fornecedor, mas o
contrato de demanda permanece com a concessionária local, sob a forma do CUSD.
20
Trata-se da conservação de energia (item 4.3.2) e do gerenciamento de carga (APÊNDICE B).
87
??
??
??
Evitar partidas simultâneas de motores, influência na integração do período de demanda;
Evitar o superdimensionamento de dispositivos de proteção, permitindo que altas correntes de
curto-circuito possam permanecer por períodos prolongados;
Evitar fugas de corrente, através de uma boa manutenção em isolamento.
Mesmo tomando as precauções citadas, é possível um controle mais direto da
demanda e por conseqüência da energia a ela associada, de acordo com CELESC ([sd], pp.
68-71), consistindo em fixá- la em um determinado valor e determinar quais as cargas, em que
seqüência e por quanto tempo poderão ser desligadas manual ou automaticamente a fim de
manter o teto estipulado na contratação. Existem vários métodos de controle, entre eles:
??o intertravamento de cargas, que pode impedir o acionamento simultâneo;
??limitações por sensores de corrente elétrica e ainda controladores eletrônicos de
demanda, que comparam a cada instante com um valor pré-ficado, efetuando o
desligamento de cargas conforme uma ordem de prioridade pré-estabelecida;
?? controle informatizado através de softwares específicos que além de ligar e
desligar cargas, monitoram e mostram continuamente a curva de carga, tempos
de desligamento e outras funções que visam dar o total suporte às atividades de
produção 21 .
Todos os procedimentos e métodos acima relacionados devem ser planejados com a
antecedência necessária ao cumprimento dos prazos regulamentares exigidos pela Resolução
ANEEL 456/2000, no que concerne à revisão contratual (item 3.4 do APÊNDICE C), pois
não existe previsão legal de obrigar a concessionária à redução imediata da demanda
contratada.
Para se definir um novo patamar de demanda contratada, sabendo que as demandas
medidas são de certa forma bastante variadas, a empresa pode lançar mão de um controle
mais severo sobre suas cargas, adentrando ao próprio percentual de tolerância (item 4.4 do
APÊNDICE C) incorporado à sua demanda estimada. Assim, por exemplo, se um consumidor
A4 projetar uma demanda de 110 kW, poderá contratar apenas 100 kW apoiando-se no
acompanhamento, manua l ou automático, ou no corte de cargas desnecessárias, para evitar
que a demanda passe dos 110 kW e evitando a ultrapassagem.
21
Exemplo afim pode ser encontrado em Almeida e Oliveira (2003, pp. 196-217).
88
O contrato mais “enxuto” pode propiciar importantes economias, pois mesmo que
eventualmente haja uma ultrapassagem, no cômputo de um período maior não traria maiores
perdas. Dessa forma a empresa gerencia duas variáveis: a tolerância e a ultrapassagem
eventual.
Com relação aos contratos de compra de energia, atualmente mais relacionados aos
consumidores livres (item 5.1 do APÊNDICE C) mas que brevemente serão estendidos a
todos os consumidores do grupo A (item 4.2.4 do APÊNDICE C), o ponto contratual a ser
gerenciado é justamente o consumo, pois que para sua ultrapassagem não existe uma
penalidade fixa e sim o menor valor entre o preço médio de mercado e o valor normativo
destinado àquela concessionária (item 2.2 do APÊNDICE C).
O controle sobre o consumo de energia, porquanto tenha ações de redução mais
afeitas ao aproveitamento máximo de oportunidades de racionalização e eficiência em
equipamentos e processos (BJÖRK; KARLSSON, 1985, p. 2060-2062; item 4.3.2), se utiliza
do ferramental técnico- matemático de gerenciamento de carga, bastante útil em se tratando do
controle das cargas (normalmente de aquecimento e refrigeração) em função de horários préestabelecidos (os períodos diários das tarifas horosazonais – vide item 4.3.3.5), por exemplo:
??Na indústria têxtil, vapor e água quente podem ser acumulados durante o período
fora de ponta – onde o custo da energia é menor - para serem utilizados durante a
ponta sem então requerer mais energia da concessionária;
??Na indústria cristaleira, pode-se alterar o diagrama de carga para derreter a matéria
prima do cristal nos horários em que a energia e a demanda são mais baratos;
??Em conjuntos comerciais, entram em operação máquinas de fabricação de gelo,
para posterior insuflamento de ar frio durante o horário de ponta;
??Em padarias, a ligação e o desligamento dos fornos podem ser feitas aproveitandose da inércia térmica ao mesmo tempo em que se desligam os restantes de cargas;
??Empresas que podem automatizar parte de sua produção podem transferí- la para o
período da madrugada, com um pequeno acréscimo no custo da mão-de-obra,
mas saindo do período em que a energia é mais cara.
Na questão tributária (item 4.7 do APÊNDICE C), pode-se verificar que, em função
das alíquotas praticadas, é de se concordar com Fernandes Filho (2001, p. 180), quando o
89
mesmo afirma ser o ICMS (imposto sobre circulação de mercadorias e serviços) uma parcela
considerável das faturas de energia elétrica.
No entanto, a sistemática legal de apuração do ICMS 22 permite que consumidores
industriais possam recuperar parte dos valores pagos do tributo relacionado à energia elétrica,
ao tratá- la como qualquer outro insumo gerador de créditos. Utilizando-se de um percentual
estabelecido em legislação, que destina ao setor de produção geralmente 80% do consumo
total ou ainda um percentual maior, mediante um laudo emitido por engenheiro habilitado
devidamente homologado pela concessionária, a empresa pode levar ao cômputo do saldo a
pagar de ICMS os valores pagos na fatura e inclusive utilizar estes créditos para abater futuras
contas de energia elétrica.
Um outro aspecto que merece ser abordado, é aquele que segundo Ganim (2003, pp.
209-211) envolve decisões judiciais, impetradas por alguns consumidores, que conseguiram
se isentar judicialmente do pagamento do ICMS sobre a parcela referente à demanda. Esse
entendimento, porquanto entendido como errôneo pelo autor, parece ser fruto do
desconhecimento dos fundamentos tarifários, em especial da tarifa binômia, pelos
magistrados que julgaram tais ações e que talvez não prospere em futuras lides.
4.3.3.3. O gerenciamento do fator de carga
Os procedimentos anteriormente comentados de gestão da demanda medid a e da
demanda contratada trazem plenas condições de se incorporar o estudo da melhoria do fator
de carga da instalação.
Acompanhando o conteúdo do item 5 do Apêndice B, verifica-se que as ações
tendentes a melhorar (aumentar) o fator de carga têm como base a redução do preço médio da
energia 23 pagos pelo consumidor do grupo A.
22
O ICMS, por ser um imposto não-cumulativo, permite que a empresa diminua do valor a ser pago pela saída
de seus produtos, o valor já pago na entrada das matérias primas.
23
No citado item foi colocada a equação que calcula o preço médio em função do Fc de um consumidor
convencional. Para o consumidor horosazonal a equação se expande (JANNUZZY, 1997, p. 167):
Pm ?
Onde:
Dp ? TDp
? TDfp
664
? TCp x Fcp ? ?
? TCfp x Fcfp x
?
Dfp ? 66
66
66
?
Dp
664
x Fcp ? Fcfp x
Dfp
66
90
Por sinal, projetos envolvendo a melhoria do fator de carga e redução do preço médio
também devem partir do conhecimento preciso do fator de carga atual e dos custos
relacionados às ações de aumentá- lo (aquisições, modificações) dentro das limitações técnicas
e financeiras da empresa e do conhecimento da redução de ganhos significativos a partir de
determinado nível de fator de carga (vide figura 18 - Apêndice B).
Também é interessante a lembrança de que podem ser adotadas duas visões da
demanda (itens 2 Apêndice B e 4.3 do APÊNDICE C): a demanda faturável, que se
relacionará diretamente com o faturamento e o preço médio, e a demanda medida que será
então espelho do perfil técnico de utilização da energia elétrica pelo consumidor
(SECRETARIA DE ENERGIA-SP, 2001, p. 24).
Sobre a situação que envolva o aumento do consumo de energia (aumento nos
valores relacionados aos kWh consumidos) implicando em aumento do fator de carga, deve
ser visto sob a ótica das informações sobre a ociosidade da planta industrial, o que pode ser
viável para uma análise de otimização do ativo imobilizado em máquinas e equipamentos.
Considerando que o ativo imobilizado gera gastos com sua manutenção, o aumento
das vendas e da produção, ao aumentar o consumo de energia, implicará um do fator de carga
que não terá como resultado diminuição da conta de energia elétrica, mas pode sinalizar à
empresa uma melhoria em termos de ocupação de seu capital.
Mas, seguindo esse raciocínio, a conta de energia elétrica pode ser efetivamente
reduzida quando a empresa identifica quais equipamentos estão operando com baixos fatores
de carga e, caso existam outros em operação, reduz o número (por desativação ou venda),
para aumentar o fator de carga dos remanescentes (redução de Dmáx).
Outra forma de melhoria do fator de carga é a seleção e reprogramação de cargas,
considerando o deslocamento do horário de ponta (fugindo das tarifas mais caras) e
aumentando a diversidade entre elas, evitando a sobreposição de demandas máximas
individuais (GARCEZ et al., 1990, p. 44).
Para reprogramar cargas, é necessário primeiramente o conhecimento da curva de
carga original e a elaboração da nova curva de carga pretendida para fins de acompanhamento
p e fp = ponta e fora de ponta, respectivamente.
Pm = preço médio de energia
[...]
66 = n. Horas mês na ponta
91
posterior. Em seguida, distribui-se as demandas individuais, pelo deslocamento horário de
processos, aumentando a diversidade entre as demandas de setores e equipamentos.
4.3.3.4. O gerenciamento do fator de potência
O fator de potência, como visto no item 6 do Apênd ice B, identifica e dá a noção
para a empresa de eventuais cobranças por excedentes de reativo, os quais se traduzem em
uma redução da capacidade de disponibilização de energia e potências ativas pelo sistema
elétrico.
Por isso, publicações técnicas (CELESC , [sd], pp. 70; SECRETARIA DE
ENERGIA-SP, 2001, pp. 15-17; PROCEL, 2001, pp. 12, 23) enfatizam ser o fator de
potência um dos principais itens relacionados à utilização racional de energia.
A partir de 1993, com mudanças na filosofia de medição e cobrança (item 4.5 do
APÊNDICE C), tanto a demanda quanto a energia reativas excedentes são verificadas em
períodos horários, o que implica em maiores cuidados por parte do consumidor, inclusive nos
períodos em que a medição registra excedentes capacitivos.
É fato que há muito tempo existem consumidores de energia elétrica
inadvertidamente pagando valores referentes aos excedentes :
“Pesquisa junto à concessionária revela que os consumidores de Santa Catarina pagam, anualmente,
aproximadamente 6 milhões de reais de multa por fator de potência abaixo do limite definido pela
legislação. Este valor poderia ser utilizado pelos consumidores para melhorias de seus processos de
produção e comercialização, aumentando a produtividade e a qualidade de produtos e serviços e,
com isso, a competitividade junto ao mercado globalizado, condição fundamental para o
desempenho da economia nacional” (BAGATTOLI, 1997, p. 2A)
A propósito, o controle do fator de potência é uma tarefa que também interage com
as questões de conservação de energia, gerenciamento de carga, de tarifação e fornecimento
de energia elétrica e de auto-produção.
Na questão regulamentar e tarifária, é indispensável que o consumidor possa
reconhecer os componentes da fatura de energia elétrica, para identificar se lhe está sendo
cobrado algum valor relativo a ajustes de excedente de reativo. Em seguida, entendendo a
forma de cobrança dos excedentes de reativo relacionada aos valores cobrados na fatura de
92
energia elétrica, pode identificar as causas e apurar os montantes de kVar e kVarh24 que devem
ser adicionados ao seu sistema elétrico.
Se no entanto o problema for generalizado, deve ser realizada a análise de
viabilidade econômica do investimento de se adquirir um sistema centralizado de controle e
injeção de reativos, seja por bancos de capacitores ou por meio de motores/geradores
síncronos.
Adentra-se, assim, no âmbito da conservação de energia e no gerenciamento de
carga, utilizando-se de todas as ferramentas de controle antes mencionadas, o que não implica
necessariamente em grandes dispêndios, pois, tendo visualizada a curva de carga reativa 25 ,
pode-se determinar a(s) causa(s) específica(s) do excedente, corrigindo-a(s), que seria o caso
de um equipamento cujas características construtivas impliquem em um baixo fator de
potência, ou ainda operando a vazio ou subaproveitado.
Resolve-se então o problema utilizando-se equipamentos com fator de potência
adequados à legislação (> 0,92) ou ainda otimizando as condições de operação com potência
mais próxima à nominal, ou ainda corrigindo isoladamente in loco para cada conjunto de
cargas com esse problema (SECRETARIA DE ENERGIA-SP, 2001, p. 16).
Quanto à viabilidade financeira dos investimentos, em geral, de acordo com
Carvalho et al. (2003, p. 154), apresenta tempos de retorno de seis a dez meses, o que parece
ser razoavelmente atrativo fora de uma visão imediatista.
Com relação ao enquadramento tarifário, o consumidor que estiver em processo de
decisão sobre a opção pelas diversas modalidades (vide próximo item), deve atentar para o
fato de que cada modalidade tem sua regra de medição e faturamento de excedentes de reativo
(GARCEZ et al, 1990, p. 44). 26
No caso monômio, inclusive, ainda que seja permitido pela legislação a medição e
cobrança de excedentes de reativo, são raras essas iniciativas por parte das concessionárias.
Assim, fica o mesmo dispensado de promover controles sobre o horário de medição
24
Além das fórmulas matemáticas, tabelas específicas já existem para esse fim (SECRETARIA DE ENERGIASP, 2001, p. 18)
25
Ideal para as empresas com medição de excedente reativo horária, já que não e possível essa visualização
diretamente na fatura (ver item 4.5.3 do APÊNDICE C)
26
Atualmente, para o enquadramento convencional, ao contrário do horosazonal, a maioria das concessionárias
não têm ainda os equipamentos apropriados para a medição horária, prevalecendo a média mensal.
93
capacitiva (convencional grupo A) e, para o monômio é praticamente dispensado de se
preocupar com o fator de potência.
Na questão da auto-produção, o fator de potência pode ser monitorado e corrigido a
partir da própria geração do consumidor, pelo controle da injeção de reativos por parte da
máquina síncrona geradora, eliminando a necessidade de aquisição de bancos de capacitores
(OLIVEIRA, 1999, p. 115).
4.3.3.5. Análise de enquadramento tarifário
Outro estudo de grande importância é aquele relacionado à opção tarifária adequada
à efetiva operação da empresa, cujos resultados são efetivamente potencializados após as
ações de conservação de energia, gerenciamento de carga ativa e reativa e de análise s
contratuais (PROCEL, 2001, pp. 13, 28; OLIVEIRA, 1999, pp. 112-120).
Em se tratando de uma empresa do grupo A, as estruturas tarifárias existentes no
Brasil dão a oportunidade da opção entre as modalidades convencional e horosazonal, que vai
se refletir na celebração de contratos de demanda e/ou de energia 27 .
Porém, deve haver cuidado na análise pois a estrutura horosazonal implica em pagar
consumo e demanda de acordo com regras e valores diferentes, exigindo uma análise mais
acurada quanto ao comportamento de utilização da energia elétrica (ativa e reativa) em função
do horário (item 3.3.2 do APÊNDICE C).
A comparação entre as modalidades mais complexas de tarifação (as horo-sazonais
azul e verde) e as mais simples (convencionais binômia e monômia) pode empregar de forma
muito satisfatória o uso do estudo do fator de carga, assim como utilizando-se de planilhas de
cálculo (PROCEL, 2001, pp. 29-32).
Dessa forma a noção exata da demanda média máxima (item 4.3 do Apêndice B) que
um consumidor pode atingir no horário de ponta define a viabilidade da opção pela tarifação
horo-sazonal verde em comparação com a tarifação convencional ou horosazonal azul, assim
como para os demais horários é também possível determinar um comparativo entre as
27
Ver item 3.3 do APÊNDICE C, pois, dependendo da demanda contratada ou medida, alguns consumidores são
enquadrados compulsoriamente na tarifação horosazonal, permanecendo no entanto a faculdade de opção pela
tarifação verde. Já no caso do consumidor livre (item 5.1 do Apêndice A) o contrato de demanda estará atrelado
ao CUSD ou CUST, mas haverá também um contrato de fornecimento de energia com a empresa fornecedora.
94
tarifações convencionais monômia e binômia (SANTOS, 1988, pp. 48-51; SECRETARIA DE
ENERGIA-SP, 2001, p. 23).
Tais comparações podem ser realizadas devido às diferenças entre os preços da
energia e da demanda entre as modalidades em foco
28
.
Na prática, consumidores que têm condições de gerenciamento do consumo em
função dos horários do dia podem lidar satisfatoriamente com a tarifação azul, obtendo
reduções significativas dos preços cobrados fora da ponta em relação aos da ponta.
Já os que optam pela tarifação verde devem estar conscientes de que a utilização de
demanda na ponta não é problema e sim o consumo de energia (item 3.3.2 do APÊNDICE C),
mas que sua utilização é economicamente limitada pelo fator de carga. Regra geral, mediante
a análise envolvendo o fator de carga e os valores das tarifas, verifica-se que a tarifação verde
é vantajosa em relação à azul para consumidores com reduzido fator de carga no horário da
ponta, ou seja, a energia consumida nesse período, representada pela demanda média, deve se
situar em um patamar bastante inferior ao da demanda máxima (SANTOS, 1988, pp. 48-51).
4.3.4. Composição técnico-econômica de fornecedores diversos
Sob a ótica da GEEE, quando a empresa parte para a autoprodução de energia
elétrica ou ainda para a composição de fontes diversas (na qualidade de consumidor livre),
assim o faz baseada em estudos que sucedem um substancial controle sobre as possibilidades
de conservação de energia, sua curva de carga (ativa e reativa), além da noção exata de seus
custos e de análise tarifária-contratual de energia elétrica.
Na verdade, reforça-se aqui a abordagem sistêmica e contínua, pois que todas as
ações descritas trazem a necessidade de serem reavaliadas as precedentes.
Por outro lado, a produção independente pressupõe ainda uma determinação em
diversificação de negócios, pois que a empresa deve decidir pela inversão de recursos
exclusivamente destinados para a produção de energia, sob todos os riscos e oportunidades
desse tipo de empreendimento.
Uma vez definida a estratégia de aquisição de energia, considerando a em7presa ter
a liberdade de contratar sua energia como consumidor livre, parte-se para a metodologia de
28
Vide anexos 1 a 4 .
95
composição de fontes dentre várias alternativas diferentes, podendo ainda intercalar a compra
de terceiros com produção própria.
4.3.4.1. Autoprodução de energia elétrica
Por oportuno é dizer que o investimento em geração própria para atender a
determinada curva de carga pode levar consigo um sobredimensionamento pelo simples fato
de não terem sido analisados e implantados programas básicos de conservação de energia e de
redução da demanda máxima.
Dito de outra forma, o potencial não aproveitado de redução dos custos com os
subprogramas anteriores à geração própria vai estar embutido na capacidade instalada a ser
implantada ou contratada do fornecedor.
Nunca é demais lembrar que produzir energia elétrica é uma decisão importante pois
se refere a investimentos que normalmente são de grande monta e de baixa liquidez. Mesmo
pequenos geradores têm preços relativamente elevados, cuja imobilização, além de originar
custos e despesas, retira da empresa capital financeiro que poderia ser destinado à aplicações
de maior liquidez.
Por exemplo, se uma simples ação de transferir cargas do horário de ponta não for
feita antes da compra de um sistema gerador, a capacidade instalada desse sistema certamente
englobará tal demanda, implicando em um custo maior do que o necessário.
Outro caso possível é o da instalação de um gerador no horário de ponta, com opção
pela tarifação horo-sazonal verde, sem os necessários requisitos técnicos de acompanhamento,
quando então uma saída forçada do gerador implicará em pagamento de um custo de energia
muito maior (ver 3.3.2 do APÊNDICE C e anexo 4 – tarifa de ultrapassagem HS verde).
Outro exemplo interessante é que a análise econômica adequada permite ainda
descobrir que um eventual investimento em geração própria pode ser menos vantajoso do que
buscar contratar a energia no mercado livre, evitando-se ainda despesas futuras de
acompanhamento técnico de operação e manutenção de instalações produtoras.
Isto quer dizer que a autoprodução também deve estar concatenada com a melhor
opção tarifária e contratual, com especial atenção para os contratos firmados como
consumidor ou como produtor.
96
Solucionadas, portanto, as etapas referentes à conservação de energia, gerenciamento
de carga e análise tarifária e contratual, a auto-produção poderá trazer resultados importantes
para a empresa, ao fazer com que esta também se posicione no lado da oferta de energia
elétrica, conforme comentado no item 3.4.1.4.
Conforme visto no item 3.2 do APÊNDICE A, anteriormente às reformas, a
possibilidade de uma empresa gerar energia elétrica era restrita à sua própria necessidade ou
ainda de venda dos excedentes à concessionária local, mediante regras comerciais não muito
claras. Nesta época, a localização da geração deveria ser obrigatoriamente situada na mesma
área do parque fabril.
No caso de centrais termoelétricas não se caracterizava como um empecilho mas,
para os aproveitamentos hidráulicos, normalmente não havia contigüidade entre as plantas
industriais e as propriedades em que se localizavam os aproveitamentos, já que a geração
hidroelétrica raramente pode ser encontrada nas regiões industriais.
Além disso, por não ter meios de vender a energia produzida para outrem além da
concessionária, muitos consumidores que dispunham de aproveitamentos hidráulicos
consideráveis, raramente investiam e quando compatibilizavam a localização da empresa
junto ao sítio hidráulico, normalmente dimensionavam a central somente para o fator de carga
da empresa, projetando-a como se um sistema isolado fosse (SCHREIBER, 1978, p. 40).
Com a regulamentação do produtor independente de energia e do livre acesso ao
sistema elétrico, as empresas podem investir em aproveitamentos hidroenergéticos ou
térmicos em qualquer região do Brasil, pois terão garantia de acesso à rede. Poderão vender
energia à si mesmas, para suas plantas localizadas em outro lugar e, ainda mais, podem
maximizar a eficiência do empreendimento, ao projetar a usina para a potência média e
máximas disponíveis do recurso hidráulico ou térmico, e vender os excedentes à quem lhes
pagar o melhor preço (vide item 3.2 do APÊNDICE A; BAJAY et al., 2002, pp. 86-93;
CLEMENTINO, 2001, pp. 33-40, 55-59; JANNUZZI, SWISHER, 1997, p. 114).
Nesse sentido é que se pode classificar as empresas autoprodutoras em três
categorias:
??Quando a autoprodução é proposta para atender à totalidade do seu sistema
elétrico de uma empresa, com perspectivas de comercialização do excedente;
97
??Quando a empresa se lança em um empreendimento independente de geração de
energia, para comercialização no mercado;
??Quando a empresa investe em geração própria destinada à uma parcela de sua
carga.
As duas primeiras situações assumem um caráter bastante específico, pois se tratam
de análises técnicas e de investimento usualmente empregadas por qualquer agente do setor
elétrico voltado à geração.
De acordo com Reis (2003, pp. 275-281) a visão dos consumidores investidores em
geração (distribuída) depende essencialmente de variáveis econômicas. Neste caso, os estudos
de implantação e operação da autoprodução podem se utilizar dos conceitos e métodos
utilizados em programação e planejamento de geração, eventualmente de forma simplificada,
mediante a análise técnico-econômica de alternativas, sendo que suas linhas básicas estão
comentadas nos itens 2 e 3 do APÊNDICE D e 3.2 do APÊNDICE A.
No entanto, as prospecções a serem realizadas pelo cand idato a produtor
independente (ou para a venda dos excedentes) requerem aprofundamentos mercadológicos e
situacionais muito mais detalhados, lembrando ainda que se a empresa decide vender energia
elétrica no mercado, passa a fazer parte do rol dos agentes que exercem a atividade de
comercialização, sujeita portanto aos atos regulatórios que regem seu funcionamento (itens 3
do APÊNDICE A e 5.2 do APÊNDICE C), os quais dizem respeito às autorizações ou
licitações para produção e ainda dos custos e taxas incidentes nas transações.
Trata-se fundamentalmente da empresa tomar uma decisão estratégica de “entrada
em um novo negócio”, o que requer uma devida análise de riscos, custos e benefícios
inerentes à indústria de energia elétrica, para o que denomina Porter (1986, pp. 313-328) de
uma “entrada bem-sucedida”. Almeida, Santos e Kusevic (1997, pp. 54-64) ao analisar
conjuntos interligados com o auxílio de técnicas matemáticas e da curva de duração de carga,
comentam que a remuneração do autoprodutor, no momento em que se lança como PIE, deve
levar em conta todos os riscos associados ao planejamento e à operação do sistema de geração
e principalmente da interligação com o setor elétrico, que vai se refletir em negociações de
contratos envolvendo parâmetros de confiabilidade como energia garantida e capacidade de
reserva.
98
Preliminarmente, o produtor deve determinar qual será a capacidade instalada que irá
construir e qual a potência média disponível (energia firme – fator de capacidade) (item 2 do
Apêndice D), lembrando que desses parâmetros se originarão os custos totais do
empreendimento e também conforme as características da carga que irá atender, alternativas
poderão ser mais ou menos vantajosas, pois o fator de carga do sistema a ser atendido vai
implicar em um fator de capacidade ou tempo de operação à plena capacidade (2.2 do
Apêndice D) que poderá mudar completamente o resultado na fase da integração técnico
econômica.
Além disso, se o empreendimento for na área da geração hidráulica, deve ser
definido se a usina a ser construída vai ser característica de operação de base ou de ponta, o
que muda radicalmente a composição de seus custos para a sua operação 29 .
Usinas de base térmica, como um gerador diesel, gás ou biomassa, devem ser
comparadas lembrando de seu custo variável ser predominantemente associado ao
combustível, com propostas promissoras em usinas de ciclo combinado (gás- vapor)30 , até
mesmo em processos de co- geração.
Menção à parte deve ser feita à co-geração (vide 3.4.1.4), por ser inegável sua
importância na questão da autoprodução e na constatação de que, mesmo mundialmente, não
ser freqüentemente usada na extensão que é disponível (vide item 3.2 do APÊNDICE A;
BJÖRK, KARLSSON, 1985, pp. 2059-2060).
Na GEEE, a co-geração também é analisada como uma das alternativas de
fornecimento, comparável às demais e que após sua adoção trará reflexos em termos de
parâmetros de gerenciamento de carga e de análise tarifária. Por sua grande potencialidade
descrita em inúmeros trabalhos, parece ser uma excelente alternativa para as empresas que
dispõe de alguma forma de aproveitamento concomitante a processos térmicos de diversos
usos (BRANDT, 2002; CLEMENTINO, 2001, pp. 30-40; NASCIMENTO et al., 1997, pp.
84-94; PELLEGRINI et al., 2001, pp. 98-108).
A terceira modalidade em comento, quando a geração própria é destinada à uma
parcela da carga do consumidor, utiliza-se dos mesmos instrumentos dantes comentados, mas
ainda pode aproveitar-se de outras abordagens da GEEE que se oferecem através de estudos
29
Notadamente, nos últimos anos, tem se revelado interessante os investimentos na área de pequenas centrais
hidroelétricas (PCHs) (Brandt, 2002, pp. 124-128).
30
Para mais detalhes, vide Barreto, Amaral e Azola (1997, pp. 136-144) e Brandt (2002, pp. 43-88).
99
de viabilidade econômica e eventual composição com outras fontes (concessionária ou outros
fornecedores).
A situação mais comum atualmente é a da instalação de geradores diesel pra o
suprimento de energia no horário de ponta, havendo vários estudos favoráveis de sua
viabilidade econômica (CARVALHO et al., 2003, p. 154). Também figura neste rol o caso de
geradores adquiridos para operação exclusiva no horário de ponta ou ainda aqueles destinados
a servirem de reserva emergencial para situações de corte de fornecimento pelo sistema
elétrico.
Ambas as situações não primam pela eficiência de uso dos equipamentos, pois que os
mesmos permanecem fora de atividade durante períodos de tempo elevados, operando com
baixos fatores de capacidade, não obstante terem seus investimentos necessidade de
remuneração.
Nesses casos, existe a possibilidade de compor alternativas de fornecimento, próprias
e/ou de terceiros, a apropriação dos conceitos desenvolvidos a partir dos itens 3.3 e 3.4 do
APÊNDICE D.
A essas alternativas vão se incorporar outras, a dos enquadramentos tarifários e
contratuais disponíveis com a concessionária local e, na condição de consumidor livre, com os
demais agentes do setor elétricos dispostos a lhe vender energia.
4.3.4.2. Composição de fontes diversas
O consumidor autoprodutor, nos casos em que sua geração não é suficiente para o
atendimento de sua curva de carga terá de adquirir a diferença de outrem. Caso seja um
consumidor cativo, terá que recorrer à concessionária.
Por outro lado, configurando-se como consumidor livre, as possibilidades aumentam,
pois a curva de carga pode ser composta a partir de vários contratos bilaterais com agentes
diferentes, incluindo o próprio consumidor na qualidade de participante de um
empreendimento de produção independente (item 3.2 do APÊNDICE A).
Nos dois casos acima, o ponto básico é que tanto um consumidor cativo quanto um
consumidor livre (itens 4e 5.1 do APÊNDICE C) pode realizar uma composição ótima entre
100
as mais diversas fontes de energia elétrica, próprias ou de terceiros, utilizando-se do mesmo
ferramental técnico- matemático-econômico comentado no Apêndice D.
Dentre
as
opções
disponíveis
atualmente,
incluindo
algumas
emergentes
(CLEMENTINO, 2001, pp. 27-30) , pode-se enumerar:
??Energia comprada da concessionária;
??Energia comprada de outros fornecedores;
??Geração própria a gás natural;
??Geração própria a óleo (diesel ou combustível);
??Geração própria a biomassa;
??Geração própria em processos de co-geração;
??Geração própria hidroelétrica;
??Geração própria solar, eólica ou a células de combustível.
Assim, valendo-se do conhecimento dos custos totais unitários (de potência e
energia), devidamente equalizados no tempo (ver itens 3.1 e 3.2 do APÊNDICE D e 4.3.1) 31 ,
o consumidor pode comparar alternativas de variados graus tecnológicos, entre geração
própria (em processo de co- geraçao ou não) com empreendimentos próprios fora de sua planta
industrial (produtor independente), ou ainda com fornecimentos de outras concessionárias,
produtores ou mesmo de agentes comercializadores.
Em um primeiro exame, o consumidor pode buscar alocar qual a fonte mais
vantajosa de ser alocada para atender completamente a um determinado bloco de energia e
potência, por exemplo, no horário de ponta, considerando as opções tarifárias oferecidas pela
concessionária ou por um terceiro e os custos de instalação e operação de geração própria.
Nessa proposição, podem ser utilizados os estudos envolvendo os custos unitários de
energia dependentes do fator de capacidade e do tempo de operação à plena capacidade (item
2.2 do APÊNDICE D). A composição entre as fontes será segmentada por horário, isto é, toda
31
A equalização no tempo é necessária, por exemplo, na comparação entre custos de geração própria e de
concessionárias ou fornecedores, requerendo a transformação do custo da demanda, que é mensal, em uma base
anual (vice-versa), ou ainda entre empreendimentos de vida útil e tempo de implementação diferentes.
101
a curva de carga da empresa é atendida por fontes diferentes, uma no horário fora de ponta,
outra no horário de ponta.
Em um nível mais elaborado de exame voltado à otimização do atendimento da
necessidade de potência e energia, a empresa pode se propor a compor fontes de energia
utilizando-se de instrumentos que englobem as análises das curvas de duração de carga e de
carga-energia (itens 3.3 e 3.4 do APÊNDICE D).
Tais enfoques, eminentemente criados para o planejamento e a operação dos setores
elétricos de grande porte, oferecem a vantagem de se poder diferenciar o atendimento a cada
kW elementar que compõe a curva de carga, utilizando fontes mais baratas em energia para
suprir a base e aquelas mais caras para suprir a ponta do sistema. De modo análogo, fontes
com baixo custo de instalação podem se tornar viáveis para atender cargas de curta duração
(ponta).
Exemplificando, uma empresa possui as seguintes opções: Um processo contínuo de
vapor disponível para co-geração, uma usina hidroelétrica de ponta existente, a concessionária
local e um terceiro.
Utilizando-se das análises da curva de duração de carga e da curva carga-energia, a
empresa vai descobrir quais suas cargas serão mais economicamente atendidas em função de
cada fonte, chegando à conclusão de que instalará a co-geração para operar permanentemente
(na base), a hidroelétrica para cargas de curta duração (ponta) e o restante (área intermediária)
sendo dividida entre a concessionária local e outro agente comercializador. Desse modo, a
curva de carga (e a CDC e a CCE) da empresa ficará então segmentada conforme a alocação
efetuada para cada fonte, nos moldes da figura 38 constante do APÊNDICE D.
Considerando o maior leque de alternativas, as vantagens para o consumidor livre
são evidentes no que se refere principalmente ao preço final do fornecimento de energia
elétrica 32 . Seus ganhos vão depender de sua habilidade de compatibilizar suas necessidades
energéticas com os variados preços da energia, aprendendo a gerenciar riscos através de
informação adequada e/ou a contratação de mecanismos financeiros de proteção, ou então
contratar com empresas especialistas no ramo, que podem ser as comercializadoras de energia
ou ESCOS (DUKE ENERGY, Guia do cliente livre, 2003, tema 5, pp. 1-2).
32
Recomenda-se o interessante trabalho de Oliveira, Machado e Ramos (2004, pp. 134-154)
102
Além disso, as próprias concessionárias de distribuição de energia elétrica tomaram
consciência de que é necessário oferecer ao consumidor mais do que uma “cesta básica”, tanto
que já existem estudos no sentido de aumentar a gama de serviços especializados à disposição
de seus clientes, atraindo-os nos quesitos da confiabilidade e presteza em assuntos que antes
teriam que buscar com outras empresas (FREITAS, FIGUEIREDO, 2001, pp.100-114).
Obviamente não serão apenas esses três critérios (demanda, energia e custo), os
definidores da decisão da empresa. Outros itens técnicos e estratégicos já comentados se
perfilam como importantes, além de questões regulamentares e conjunturais.
Na verdade, dentro de uma visão estratégica, a empresa pode comparar vários
parâmetros para compor um quadro comparativo a ser resolvido por de métodos de tomada de
decisão multi-critérios (item 4.3.1):
??Custos do kW e do kWh;
??Custos de atividades secundárias de controle: técnicas, administrativas e legais.
??Tecnologia: Facilidade de acesso, nacional ou dependente.
??Confiabilidade de suprimento: Confiabilidade do processo e dos equipamentos,
riscos de falha e de redução de qualidade;
??Localização: Na própria planta da empresa, na região ou fora dela;
??Segurança: De pessoas, equipamentos e instalações;
??Capacidade de geração: Fator de capacidade, fator de utilização;
??Meio ambiente: Dificuldades de obtenção de licenças, perigos de contaminação.
4.4. CONCLUSÕES DO CAPÍTULO
A gestão estratégica de energia elétrica (GEEE) pode ser considerada como uma
metodologia ou uma filosofia administrativa de gestão voltada a otimizar o desempenho da
organização em relação à obtenção e ao uso energético.
103
De caráter sistêmico e contínuo, a GEEE integra os dive rsos setores da empresa,
buscando melhorar o resultado econômico- financeiro por meio de uma postura proativa frente
aos ambientes interno e externo, relacionados à questão energética, esta entendida como uma
variável estratégica de qualquer empreendimento econômico.
Situando-se no âmbito do consumidor, a GEEE incorpora, por um lado, técnicas
originadas no Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD) mas inova ao acrescentar a
análise do ambiente externo, avaliando riscos e oportunidades inerentes a um novo arranjo
institucional do setor elétrico.
A figura a seguir resume a heurística empreendida na abordagem da GEEE.
104
Figura 7 – Heurística da abordagem da GEEE
HEURÍSTICA DA ABORDAGEM DA GEEE
GLO
GLD
GEEE
ADMINISTRAÇÃO
ESTRATÉGICA
EFICIÊNCIA
ENERGÉTICA
EFICIÊNCIA
ENERGÉTICA
EFICIÊNCIA
ENERGÉTICA
GERENCIAMENTO DE
CARGA
GERENCIAMENTO DE
CARGA
REFORMAS
INSTITUCIONAIS
OTIMIZAÇÃO
TÉCNICO-ECONÔMICA
DE PRODUÇÃO DE EE
SETOR ELÉTRICO
POLÍTICAS
TARIFÁRIAS
ANÁLISE E
APLICAÇÃO DA
LEGISLAÇÃO
TARIFÁRIA
AUTOPRODUÇÃO
COMPOSIÇÃO
TÉCNICOECONÔMICA DE
FONTES DE ENERGIA
ELÉTRICA
SETOR ELÉTRICO
&
CONSUMIDOR
CONSUMIDOR
Fonte: Elaboração do próprio autor.
Ao se compilar os diversos enfoques de gestão de energia elétrica de uma forma
sistêmica, verifica-se que a GEEE pode se estruturar em quatro subprojetos que em princípio
devem obedecer à uma certa ordem de execução, estabelecida por critérios de simplicidade e
custo:
??conservação de energia (eficiência de equipamentos e processos);
??gerenciamento de carga;
105
??análise da regulamentação contratual, tarifária e de fornecimento;
??composição técnico-econômica de fontes de energia elétrica.
Cada um destes subprojetos deve ser analisado sob o crivo de uma metodologia
muito bem definida, de escopo eminentemente técnico-econômico, mas que também pode
ampliar-se em um método multi-critério, agregando variáveis não-monetárias, como por
exemplo, dimensões sociais e ambientais.
Deve-se lembrar contudo que, sempre supondo o caráter holístico da GEEE, a cada
etapa de implementação de um determinado subprojeto, devem ser apreciados os reflexos nas
etapas anteriores, sob pena de se obliterar ganhos já estabelecidos.
No subprojeto de conservação de energia, a organização se volta para o aumento da
eficiência no consumo energético em equipamentos e processos internos, muitas vezes
obtendo resultados com baixos investimentos, como por exemplo em se tratando de mudanças
comportamentais no uso da energia elétrica.
O gerencia mento de carga, em conjunto com aplicação do conhecimento dos
aspectos legais e infra- legais que regulamentam o fornecimento de energia elétrica, alça a
organização a um nível em que já não é mais suficiente apenas o conhecimento técnico, mas
também uma necessidade de interpretação da legislação em vigor.
Tais avaliações já se iniciam desde o planejamento das atividades da empresa,
ocasião do projeto elétrico que vai se refletir no pedido de carga junto à concessionária e se
propagam no período de operação da empresa.
Em funcionamento, a empresa deve se concentrar na gestão de itens onerosos de sua
fatura de energia elétrica que estão submetidos à obrigações contratuais e tributárias, como
por exemplo a demanda, o consumo e o ICMS, assim como averiguar as possibilidades de
enquadramento tarifário mais atraentes, inclusive a opção de se tornar consumidor livre.
Em uma etapa adicional mais elaborada, pode-se partir para diversificar o portfólio
energético por meio da autoprodução ou da produção independente, ut ilizando-se de
instrumentos analíticos disponíveis que determinem os níveis ideais de aquisição de energia
de várias fontes.
106
Em uma situação ainda mais avançada, e desde que tenha condições técnicoeconômicas para tanto, a empresa pode ainda tornar-se ofertante de energia elétrica para o
sistema interligado ou para um cliente específico, incrementando seu resultado com receitas
adicionais.
A consecução dos subprojetos aqui comentados leva a um estado de plenitude da
GEEE, o que, sem sombra de dúvida, torna a organização muito mais preparada, em termos
de flexibilidade e competência, para enfrentar mudanças e desafios cada vez mais freqüentes
no ambiente do setor energético da economia.
107
5.
GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA E O
DESENVOLVIMENTO REGIONAL
5.1. INTRODUÇÃO
A questão que se coloca é como a GEEE, em sendo adotada por empresas da região,
pode contribuir para melhorar a competitividade individual mas também impulsionando o
próprio desenvolvimento regional.
Resta aqui desenvolver uma linha de raciocínio que demonstre que as ações para
melhorar o desempenho econômico da empresa com base na GEEE se voltam favoravelmente
à sua competitividade e por decorrência trazendo subsídios para o desenvolvimento da região
na qual a empresa está inserida.
Enquanto que no capítulo anterior foram detalhados métodos e oportunidades do
emprego da GEEE, tendo sido levantados os benefícios e oportunidades de tratar a energia
elétrica em um nível estratégico da empresa, procura-se neste ponto relacionar a GEEE à
aquisição de vantagens competitivas pelas empresas que a adotem e a conseqüente possível
alavancagem da competitividade da região em que as mesmas se situam.
Nesse sentido, vai-se explorar uma possível concatenação que forma a trilogia
competitividade empresarial – produtividade empresarial e local – desenvolvimento regional,
observando o conceito ampliado de desenvolvimento analisado nos itens 3.2 e 3.3, ou seja
adicionando-se à base sócio-econômica a questão da sustentabilidade ambiental.
5.2. GESTÃO ESTRATÉGICA DE ENERGIA ELÉTRICA, COMPETITIVIDADE
EMPRESARIAL E REGIONAL
A competitividade é uma qualidade considerada como tema central da agenda das
empresas, da qual têm absoluta necessidade a fim de sobreviverem nos mercados em que
atuam.
Sua razão de ser tem fundamento no ambiente externo à empresa, manifestada pelo
nível concorrencial do mercado em que a mesma procura vender seu produto. Nessa arena
competitiva certamente só sobrevivem empresas cujo grau de inserção e adaptação às
108
mudanças de regras do ambiente empresarial garanta supremacia em relação às suas
concorrentes ou pelo menos mantenha o status atual.
Assim, a disputa ou a concorrência por maiores fatias do mercado ou por manter as
posições atuais implica em que toda a estrutura empresarial tenha necessidade de estar voltada
para a busca de mais eficiência e melhores resultados, na forma de estratégias formuladas
implícita ou explicitamente pelos níveis institucional e gerencial da organização (PORTER,
1986, pp. 13, 22)
Com relação aos meios de aquisição de competitividade, Menezes (2001, pp. 24-26)
salienta que a questão se situa em diversos âmbitos, alguns deles fugindo ao controle das
empresas, notadamente os de nível político e macroeconômico (ambiente externo) 33 .
Apesar da falta de gerência sobre essas variáveis, que Porter (1989, p. 97; 1986, p.
44) denomina de “fatores institucionais” ou ainda como mais uma “força na concorrência na
indústria”, a empresa não deve eximir-se de buscar compreender o ambiente, traduzi- lo para
suas necessidades e diagnosticar ações que observem e se aproveitem também das questões
regulatórias e legais.
Em outras palavras, tal ponto de vista faz parte da abordagem de Hrebiniak e Joyce
(1985, pp. 336-349) que pretende tornar evidente que não existe mútua exclusão (conquanto
sejam interdependentes) entre o determinismo ditado pelas mudanças ambientais (sobre as
quais a organização empresarial não tem controle) e as ações de adaptação estratégica
(inerentes à administração estratégica) que a mesma escolhe implantar (item 4.2).
As empresas criam vantagens competitivas quando percebem novas e melhores
maneiras ou métodos de fazer as coisas, muitas vezes se utilizando de idéias não totalmente
novas, mas investindo em uma nova arregimentação de forças internas, voltada para
apreender e desenvolver potenciais vantagens que o meio externo lhes oferece
(PAGNONCELLI, VASCONCELLOS FILHO, 1992, pp. 267-269).
Dessa forma, nos dizeres de Porter (1993, p. 649) “A vantagem competitiva prospera
fundamentalmente da melhoria, inovação e mudança. As empresas obtém vantagens sobre
seus rivais [...] porque descobrem novos e melhores meios de competir [...].
33
Muito embora sabe-se que grandes corporações possuem seus mecanismos de influência (CAMARGO, 2005).
109
Segue Porter que “a inovação, em termos estratégicos, é definida no mais amplo
sentido. Inclui não só novas tecnologias, mas também novos métodos ou maneiras de fazer as
coisas que, por vezes, parecem lugares comuns.”
Assim, se a conjuntura do setor elétrico tem proporcionado desagradáveis surpresas à
empresas, com aumentos exagerados de preços e até racionamentos, também abriu espaço
para uma nova postura estratégica em termos de aquisição e produção de energia, com boas
perspectivas de resultados.
Uma das formas de a empresa se posicionar estrategicamente para se tornar
competitiva, é a que Porter (1989, p. 11) denomina de “estratégia voltada para a liderança no
custo”, traduzindo a capacidade que a empresa tem de melhorar ou inovar procedimentos para
tornar seus produtos mais baratos, e com isso adquirindo uma “vantagem competitiva” em
relação aos concorrentes do mercado em que atua.
Conforme Porter (1986, p. 50), a estratégia de liderança no custo exige controles
rígidos e ênfase na eficiência, pois a empresa vai contar com uma vantagem de custo somente
quando seu custo cumulativo de todas as suas atividades for mais baixo que o custo dos
concorrentes.
O ponto de partida para essa liderança é definir a cadeia de valores da empresa,
entendida como um sistema de atividades interdependentes, procurando desenvolver métodos
que efetivamente diminuam o custo de cada atividade.
Porter (1993, 651-654) admite ainda que “a vantagem competitiva de uma empresa
pode surgir de qualquer atividade na cadeia de valores”, subentendendo-se uma abordagem
estratégica global. Cadeia de valores trata-se de uma reunião de atividades que são executadas
para projetar, produzir, comercializar, entregar e sustentar seu produto (PORTER, 1989, pp.
31-56).
A habilidade em coordenar e gerenciar estes elos é que vai se refletir em fonte de
vantagens competitivas, desde que haja a habilidade em traduzir a percepção de melhorar o
comportamento do custo por escolhas de estratégias adequadas.
Dentre as diversas cadeias de valor, relacionadas por Porter (1989, p. 36), a energia
elétrica está presente, em maior ou menor grau, direta ou indiretamente em todas, sejam
atividades de apoio ou atividades primárias.
110
Nesse sentido, a energia elétrica, ou melhor definindo, a gestão do consumo de
energia elétrica é indubitavelmente, é um elo fundamental da cadeia de valores das diversas
atividades empresariais, pois que está intimamente relacionada aos custos intrínsecos destas
(Porter, 1989, p. 81).
Obviamente, é certo que a GEEE subordina-se a um espectro mais amplo (global) em
termos de posicionamento estratégico corporativo, pois basicamente é uma parcela de um
plano gerencial global voltado à melhoria da competitividade, sob o prisma da redução de
custos.
No entanto, também parece coerente afirmar que a energia [elétrica] é um dos
parâmetros a ser classificado como estratégico, pois a já prevista escassez dos recursos
energéticos, submetida às leis econômicas da oferta e da procura, só tem uma direção a dar, a
do aumento dos preços da energia elétrica, na melhor das hipóteses; sua falta, em um cenário
mais pessimista.
A GEEE, conforme o conceito delineado no item 4.2, é uma atividade de caráter
estratégico-operacional da empresa, contínua, principalmente submetida à uma abordagem
sistêmica entre os ambientes interno e externos à organização.
É fundamentalmente um processo de otimização técnico-econômica da obtenção e
utilização da energia elétrica, ou seja a conjugação do atendimento aos critérios de quantidade
e qualidade de potência e energia elétricas necessárias às atividades empresariais, com a
racionalidade econômica de busca pela maior eficiência da utilização dos recursos, redução de
custos e aumento de receitas.
Não deixa de ser uma inovação no que se refere a um novo enfoque de gestão, que
avalia e trabalha com os pontos fortes e fracos internos ao mesmo tempo em que está
sintonizada com as ameaças e oportunidades externas do ambiente de mercado de energia
elétrica, traduzidas pela conjuntura econômico-regulamentar do setor elétrico.
Internamente, são pontos de força ou fraqueza a capacidade de gerenciamento de
carga, de entendimento e acompanhamento das contas de energia elétrica, a adoção de
políticas de conservação ou ainda a viabilidade técnica de auto-produção de energia elétrica.
São ameaças ou oportunidades, por exemplo, a disponibilidade de energia para
eventual atendimento de projeto expansão da capacidade de produção (PORTER, 1986, p.
299; item 4.3.3.1) , possibilidades de racionamento, abertura do mercado a consumidores
111
livres, possibilidade de comercialização da auto-produção de energia ou ainda políticas
governamentais para a produção independente).
Também
se
constata
que
as
mudanç as voluntárias empreeendidas pelos
consumidores se focam principalmente em incentivos (positivos ou negativos) que os mesmos
visualizam no ambiente, no caso do setor elétrico normalmente em função de ganhos ou
penalidades pecuniárias (BJÖRK; KARLSSON, 1985, p. 2058).
Ganhos ou evitação de penalidades implicam diretamente nos resultados econômicofinanceiros da empresa, e são conseguidos através do conhecimento da regulamentação do
setor e pelo gerenciamento do consumo de energia elétrica, resultando em economia de escala
(produzir mais com menos energia) ou ainda um eventual aumento de receita não-operacional
na comercialização da auto-produção de energia elétrica.
Além disso, Carvalho et al. (2003, p. 146) apresentam mais uma variável
interessante, a de que o controle energético dentro de uma visão integrada entre produtos
processos e setores de uma mesma empresa proporciona à empresa, além de ganhos de
produtividade e redução de custos, a possibilidade de preservar o meio-ambiente e de adquirir
um diferencial de mercado no contexto da globalização, por exemplo ao atender aos requisitos
da norma ISO 14001.
Sob outra perspectiva, a redução de custos pode ser atingida não só pela
racionalização do consumo (fatores técnicos internos), mas também por uma estratégia de
compra, entendida como aquela definida pela empresa quando a mesma tem condições de se
beneficiar da competição entre seus fornecedores (PORTER, 1986, pp. 126-129), ou seja tem
poder de negociação.
No caso dos consumidores livres, esse poder lhes foi dado por determinação legal, no
bojo das reformas da década de 1990 (vide itens 2 e 3.1 do APÊNDICE A e 5.1 do
APÊNDICE C), os quais podem dispor de um produto padronizado sendo ofertado por vários
produtores ou comercializadores.
Não só a empresa pode conseguir melhores preços mas também compor suas
necessidades utilizando-se das técnicas descritas no capítulo 8, ou seja adquirir energia de
mais de um fornecedor 34 , atingindo um nível ótimo técnico-econômico.
34
Como participante de um projeto/consórcio de produção independente, pode ainda contratar energia com
preços obviamente mais acessíveis.
112
Na autoprodução, além de reduzir custos com a aquisição de energia, a empresa
adquire uma proteção adicional contra indesejáveis racionamentos, o que é sem dúvida
estratégico.
Na eventual venda de excedentes ou ainda atuando como produtor independente, a
empresa promove uma diversificação de suas atividades, explorando novas áreas de atuação
(no caso a geração e comercialização de energia), pondo à prova a capacidade gestora de
complementar as estratégias dos seus negócios.
A GEEE pode ser também encarada como uma virtual empreendimento no que se
refere à empresas especialmente formadas para atuarem nessa área, vendendo serviços
terceirizados de consultoria de conservação de energia, gerenciamento de carga de gestão de
contas (item 4.3.3.2)
35
, de comercialização (item 3.3 do APÊNDICE A). De acordo com
Bajay et al. (2002, pp. 86-93), abriram-se às empresas novas e variadas oportunidades de
negócios, não só relacionadas à produção de energia mas também em áreas de conservação e
eficiência energéticas, consultoria, manutenção e gerenciamento de riscos financeiros
envolvendo interrupções do suprimento.
Mas, se existem indicativos de que as ações da GEEE trazem competitividade à
empresa que a adote, haveria também conseqüências benéficas para a região em que essa
empresa está localizada?
Empresas bem sucedidas normalmente concentram-se em cidades ou regiões de um
país, daí que Porter (1993, pp. 30, 189-190) afirma que os conceitos e idéias sobre
competitividade dirigidas a um país “podem ser facilmente aplicados a unidades políticas ou
geográficas menores [...]”.
As características geográficas, culturais, econômicas e de organização do Estado dão
forma ao conceito de região entendida desde o nível nacional (o Brasil), suas divisões
(estados) ou ainda os níveis locais, como o caso do Médio Vale do Itajaí.
O entendimento do que é a competitividade de uma região tem várias explicações
conflitantes, como de origem eminentemente macroeconômica, de políticas governamentais,
da mão-de-obra ou de recursos naturais abundantes, ou ainda de diferentes práticas
administrativas (PORTER, 1993, pp. 3-6; COSTA, ARRUDA, 1999, p. 17).
35
Seria m o equivalente às ESCOS - Energy Services Companies.
113
Tratando as questões em um conjunto, Porter (1993, pp. 6-24) prefere firmar sua
posição no sentido de que o que é realmente relevante é a produtividade com a qual os
recursos nacionais ou regiona is são empregados.
Partindo da constatação que não existe país em que toda a indústria é competitiva, ou
seja, existe muita diferenciação nesse aspecto, pode-se afirmar que são as diferenças em
estruturas econômicas, mas principalmente culturais, criadas principalmente em nível local,
que contribuem para a criação de vantagens competitivas de um determinado segmento
empresarial do país. Logo, é o comportamento empresarial de uma determinada região que
prenuncia sua ascendência, nesse aspecto, sobre outros locais.
De qualquer modo ou delimitação geográfica que se queira assumir, essa proposição
interessante é novamente exposta por Costa e Arruda (1999, p. 15), de que “a competitividade
sistêmica [de um país ou região] não é responsabilidade apenas do Poder Executivo, e que a
empresa é o veículo fundamental da competitividade.”
Não obstante o ambiente econômico, as instituições e políticas de uma nação tenham
grande influência na competitividade das empresas, algumas iniciativas de caráter endógeno
com certeza trazem sucesso à empresas que se dispõe a criar e melhorar seus fatores, mesmo
inseridas em meios até certo ponto adversos, caracterizados por altas taxas de juros, câmbio
desfavorável e até mesmo infra-estrutura deficiente (PORTER, 1993, pp. 146-148, 663-667).
Se na abordagem sobre a competitividade regional o que importa é a produtividade, e
são as empresas os principais veículos de sua manifestação, então é a própria produtividade
empresarial a chave para a competitividade de uma região, através da apropriação e
transformação eficiente de recursos naturais, humanos e de capital36 .
A forma mediante a qual essa virtuosidade se processa, espelhando uma relação
inequívoca entre competitividade e distribuição de renda, é a de que empresas mais
competitivas absorvem maiores parcelas de mercado, distribuindo resultados na sociedade na
forma de geração de mais empregos de melhor qualificação-remuneração e de recolhimento
de tributos para alocação na área social (COSTA1999, pp. 364-365, 369-371; PORTER, 1993,
pp. 612-633).
36
Já Camargo (2005) entende essa condição como necessária mas não plenamente suficiente, pois que existe a
necessidade de uma articulação com o poder público.
114
Desse modo, atende-se aos pressupostos de sucesso de um processo de
desenvolvimento econômico, ligados ao crescimento e à distribuição de renda. A outra
componente do conceito de desenvolvimento, a da sustentabilidade ambiental, também é
influenc iada pela GEEE, passaremos a verificar no próximo item.
Ora, aumentar a eficiência em processos produtivos empresariais diz respeito mais
do que evidente no que concerne à finalidade da GEEE, pois que esta lida com um dos
insumos básicos (e virtualmente oneroso) de todas as cadeias produtivas, sejam elas de bens
ou de serviços.
Por conseguinte, se em determinada região, várias empresas ou uma grande parte
adotarem métodos que aumentem sua competitividade através do aumento da produtividade,
então certamente essa região terá capacidade de se sobressair em termos de potencial de
desenvolvimento econômico.
Exemplos que revelam possibilidades mais contundentes são aqueles que
representam a ação empresarial regional organizada.
Na questão da globalização, autores como AMIN (2001), exploram um veio bastante
otimista em relação a como uma região pode superar as deficiências do Estados-nação de
desenvolver políticas nacionais de regulação dos processos econômicos internacionais, entre
outras atitudes a de focar-se na inovação e na interdependência entre empresas, relações de
trocas e racionalidades de comportamento (confiança e reciprocidade), que possam se tornar
vantagens para o local.
Assim, podem ser estruturados consórcios de empresas para tomar ações inerentes à
conservação de energia, ao gerenciamento de carga, bem como não há impedimento de
empresas ou unidades diversas locais adotarem alguma forma de inter-relação de mercado, no
sentido de influenciarem preços de energia, através de negociações em bloco, na qualidade de
consumidores livres, mediante leilões patrocinados por agentes comercializadores, junto aos
fornecedores (concessionárias e produtores).
37
37
Uma eventual expansão do MERCOSUL em termos de colocar a energia elétrica como um dos produtos
dentro do acordo, poderia colocar em competição um número maior de fornecedores, favorecendo a compra de
energia elétrica em períodos de escassez interna ou de alta de preços por baixa hidraulicidade. A questão da
interligação energética já vem sendo alvo de entendimentos entre Brasil, Argentina, Paraguai e Bolívia, algo de
vinte anos antes da formalização do MERCOSUL (criado em março de 1991), voltados à exploração de quedas
d´água e da importação de energia elétrica e de gás natural, sendo que são enormes as potencialidades de
importação e diversificação energética na América do Sul (DIAS LEITE, 1997, pp. 162-167, 358-359, 452-453;
PAULA, 1997; ROSA, MIELNIK, 1983, pp. 18-28).
115
Adquire então a região uma vantagem competitiva oriunda da inter-relação entre
concorrentes, por exemplo, se algumas empresas do setor têxtil da região se unissem para
comprar energia (inter-relações de aquisição) ou para produzir pára si mesmas (inter-relação
de infraestrutura), uma expansão conceitual do que se refere Porter (1989, pp. 296, 316, 320321) para a atuação de empresas locais como uma unidade.
Em nível nacional, quando as empresas têm segurança para investir em geração (que
passa a ser distribuída para fins de análise setorial), diminui consideravelmente o impacto
sobre as contas públicas de investimento em infraestrutura de energia elétrica, liberando
recursos para o Estado investir em áreas também primordiais para a competitividade da nação,
como a educação e a saúde (GELLER, 1994, p. 163) e, na acepção de Costa (1999, pp. 377386) na redução da pobreza, o que constituiria uma “política industrial” bastante eficaz, haja
vista a inclusão de grande parcela da população no mercado consumidor.
5.3. A GEEE E O DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL
Energia elétrica, como visto no item 3.1, é obtida a partir do processamento de uma
energia primária, no Brasil predominantemente hidráulica mas com avanços na geração
térmica e algumas iniciativas na área de energia renovável.
Os efeitos sobre o meio ambiente e as ações voltadas à sustentabilidade ambiental do
desenvolvimento, no que tange à produção e ao consumo de energia elétrica já foram
discutidos (itens 3.3 e 3.4) e, o que importa neste ponto, é verificar como a GEEE está
relacionada a esses fenômenos, em que pese sua inegável relação com o desenvolvimento
econômico, na forma do aumento de produtividade/competitividade empresarial.
Reduzir as taxas de aumento de consumo de energia é o desafio de um país que
necessita ainda de crescimento econômico e conseqüente aumento da produção. Ou seja,
respeitando a capacidade do meio-ambiente de fornecer energia de baixa entropia e de
processar os resíduos decorrentes dos processos de transformação energética.
Por isso, a questão ambiental parece transcender a individualidade dos agentes
econômicos e requer uma posição firme da sociedade, através de regulamentos, fiscalização e
de incentivos governamentais à eficiência.
116
Segundo Goldemberg (1998, pp. 171-174), as políticas para reduzir a degradação
ambiental devem se adotadas pelos diversos níveis de poder, conforme os impactos locais,
regionais e globais, sendo a produção assunto destinado ao nível regional; e a poluição
(aquela relacionada à resíduos) inerente aos governos locais.
Este intento só será atingido através do aumento de produtividade global da geração
e do consumo de energia (elétrica). Dito de outra forma, aumentar a eficiência tanto no lado
da oferta quanto no lado da demanda.
Daí derivaram programas de gerenciamento pelo lado da demanda (GLD) e de
planejamento integrado de recursos (PIR), cujas dimensões sócio-ambientais puderam ser
incluídas em políticas de governo e submetidas pelo poder concedente à indústria de energia
elétrica.
Por outro lado, as recentes transformações na estrutura institucional-econômica do
setor elétrico brasileiro (itens 2 e 3 do APÊNDICE A), enfatizando a dimensão da
comercialização, permitiram o aparecimento de um mercado de energia elétrico mais
dinâmico, competitivo e por isso cada vez mais dependente de maior eficiência, tanto para os
agentes que vendem quanto para aqueles que compram energia elétrica.
A GEEE, como visto, está interrelacionada a essas duas dimensões (conservação de
energia e competição de mercado), na forma de uma visão estratégica empresarial que consiga
extrair o máximo de resultado por meio da gestão da energia elétrica.
Mas, diferentemente de políticas públicas específicas, a GEEE tem seu raio de ação
individual bastante mais restrito no que tange à questão ambiental. Na verdade, em geral
pode-se constatar que as ações empresariais que trazem benefícios ambientais assim o fazem
normalmente por vias indiretas ou então respondendo a estímulos externos eminentemente
econômicos.
Deve-se isso ao fato de que a racionalidade das empresas tem uma composição cujo
peso do econômico é substancialmente maior do que o ecológico e social, até por uma questão
cultural que justifica a dificuldade de aferição mercadológica em termos de, por exemplo,
“como agregar o custo do ambientalmente ou socialmente correto de um produto se o
concorrente não o faz e o consumidor compra pelo menor preço”.
Existem, no entanto, algumas vertentes mercadológicas que consideram a
importância da gestão ambiental praticada por empresas. Nesse sentido, segundo Carvalho et
117
al. (2003, pp. 146-152), modelos de gestão energética são plenamente condizentes com as
mais atuais plataformas de gestão ambiental, como por exemplo a ISO 14001, cujo teor
sintoniza perfeitamente com a busca pela eficiência energética.
Situando-se então a GEEE nas alegações precedentes, fato é que os benefícios em
termos de sustentabilidade ambiental do desenvolvimento são estimáveis a partir de uma base
bastante difusa, considerando as iniciativas individuais, mas certamente não menos
apreciáveis se operadas em um conjunto de consumidores, de uma região ou país, indução de
que ações individuais cumulativas passem a formar uma verdadeira cultura coletiva.
No lado da demanda, os subprogramas de conservação de energia, gerenciamento de
carga e análise tarifária são iniciativas individuais dos consumidores que se apropriam das
ações do GLD (mediante algumas adaptações) e incorporam métodos de análise das
oportunidades oferecidas pela abertura competitiva do mercado de energia elétrica, mas sem a
intervenção ou iniciativa direta dos organismos planejadores e executores do setor elétrico.
Com relação aos subprojetos relacionados à conservação de energia e de
gerenciamento de carga, os benefícios saltam aos olhos, pois propiciam aumento de produção
de bens e serviços, ou seja crescimento econômico, com cada vez menores quantidades de
energia, dando ênfase ao que Saidel et al. (2001, pp. 197-202) denominam de uso eficiente ou
racional. A redução do desperdício, meio pelo qual se busca melhores resultados econômicos
nas empresas, incorre plenamente em práticas de eficiência energética.
Mas a solução de se substituir equipamentos perdulários e de se melhorar processos
de consumo pode ser considerada como trivial pela GEEE, pois que essa avança em soluções
de concepção (projetos) e corretivas (controle de carga) sistematizadas com análises de
enquadramento tarifário e de fornecimento de energia elétrica.
Quando se opera uma redução na demanda máxima de uma empresa (principalmente
no horário de ponta) evitando sobreposição de cargas e demanda máxima (gerenciamento de
carga - fator de carga – fator de potência), não ocorre somente uma aquisição de vantagem de
custo intrínseca à organização, mas também uma transferência direta dessa vantagem ao setor
elétrico como um todo, pois em sendo seu objetivo suprir a demanda dos consumidores a cada
instante através de unidades produtoras conectadas ao sistema, é beneficiado pelo
deslocamento de parte da carga para horários em que o mesmo não está sobrecarregado e para
118
períodos do ano de maior disponibilidade de geração (BJÖRK; KARLSSON, 1985, pp. 20582063).
Mesmo uma redução na demanda contratada (baseada na carga instalada – item 2 do
Apêndice B) de um consumidor já traduz-se em menores investimentos ou em uma
diminuição do custo marginal de curto prazo (item 3.1 do Apêndice D) que em termos físicos
implica em uma menor taxa de ampliação das estruturas de transformação e distribuição de
energia. Do Apêndice B, item 3, destaca-se:
Se a concessionária e o sistema elétrico se baseassem simplesmente no conjunto dos pedidos de carga
dos consumidores (estes baseados na carga instalada) para projetar a expansão de suas próprias
instalações, ocorreria de fato um efeito encadeado de sobredimensionamento aumentando custos do
setor e por conseqüência das tarifas de energia elétrica.
Com relação ao subprograma da GEEE que envo lve a composição de fontes de
energia elétrica pode-se delinear as seguintes considerações.
No âmbito do mercado, a competição instaurada na oferta de energia em virtude do
aparecimento dos consumidores livres, impele a um aumento da eficiência por parte dos
agentes da oferta, estimulando a racionalização de seus custos pela maior eficiência em
processos e por conseqüência na transformação da energia primária. Nos dizeres de
Assumpção (2002, p. 39), “a experiência internacional autoriza afirmar que a melhor forma de
impulsionar a eficiência energética é através de mecanismos de mercado”. 38
Dessa forma, quando o consumidor aprimora sua estratégia de compra junto ao
mercado, buscando uma composição de fontes que resulte no menor preço global de energia,
está por si só impulsionando o setor elétrico à uma maior eficiência intrínseca.
Mas, quando essa composição envolve a autoprodução, já é um caso que merece
melhor atenção, pois não é totalmente evidente que sua adoção traga reflexos positivos ao
meio-ambiente. No entanto, uma assertiva parece ser inegável, a de que o aumento de
produtividade na geração implica em menor impacto ambiental, ou seja, produzir a mesma
quantidade com menor consumo de energia primária e menor lançamento de resíduos no meio
ambiente.
A geração de energia elétrica, por ser a fase que mais responde por índices de
degradação ambiental, deve ser analisada também pelo enfoque legal das políticas nacionais
38
Não obstante existirem críticos como Jannuzzi (2000, pp. 3-104 – Vide Item 3.4.1)
119
voltadas ao meio-ambiente. Nesse sentido, a Constituição Federal de 1988 dedica um capítulo
exclusivo ao meio-ambiente, onde se verifica a exigência de estudos ambientais prévios para a
instalação de atividades causadoras de degradação ambiental.
Um dos aspectos que mais importância vem assumindo nesse tipo de estudo é a
análise do impacto ambiental, onde se procura harmonizar a necessidade de geração de
energia com o atendimento às exigências de preservação ambiental, de caráter federal,
estadual e municipal.
Essa questão, trazida para a realidade das empresas consumidoras que intentam
investir em autoprodução, se reflete em uma série de injunções legais que devem ser seguidas,
para não deixar que a questão econômica de redução de custos se sobrepuje à natureza
ambiental do empreendimento. Sem qualquer medida regulatória, considerando que a ma ioria
dos processos convencionais de produção de eletricidade (item 3.1 - normalmente os
utilizados pelos consumidores em geração térmica) provocam impactos ambientais, não há
realmente nada que assegure que as empresas estariam espontaneamente interessadas em
reduzir os impactos ambientais da geração própria em detrimento aos seus resultados
financeiros.
Na verdade, cabe ressaltar que o estudo de impacto ambiental do empreendimento
não deve assumir um caráter meramente descritivo, mas, sobretudo, de demons tração de sua
viabilidade ambiental, ou seja, que a inserção da hidroelétrica ou termelétrica no meioambiente previsto e na forma como está concebida não acarretará problemas para o seu
licenciamento ambiental e que os sistemas escolhidos de fato tenham a capacidade de atender
a todos os limites e condições estabelecidos pelo poder público (BARRETO, AMARAL E
AZOLA, 1997, p. 140). 39
Feitas essas considerações, passa-se a analisar, sob o enfoque ambiental, a
autoprodução em nível coletivo, ou no contexto geral dos consumidores e do setor elétrico,
daí recaindo-se no conceito de geração distribuída.
Reis (2003, p. 276) é enfático ao afirmar que “Não se pode garantir, sem uma análise
mais aprofundada e específica, que os projetos de geração distribuída causem menos impactos
negativos para o meio-ambiente do que as centrais geradoras convencionais, pois, para
produzir a mesma quantidade de energia de uma central, são necessários vários projetos de
39
Trata-se de incorporar ao project finance o custo das externalidades negativas (CAMARGO, 2005).
120
geração distribuída, que podem ser dos mais diversos tipos”. Outra pergunta aparece: em
termos de fiscalização da adequação ambiental de usinas, não seria mais eficiente para o
poder público concentrar-se em menos unidades de grande porte do que em miríades de micro
usinas espalhadas geograficamente ?
Por outro lado, em uma avaliação positiva, Almeida, Santos e Kusevic (1997, pp. 5464) defendem a geração distribuída sob a vantagem da interligação de sistemas
autoprodutores com a concessionária, melhorando a eficiência de utilização global de insumos
energéticos, inclusive aumentando a confiabilidade do setor.
Na comparação entre usinas hidroelétricas de grande porte e PCHs, vários autores
parecem enfatizar a vantagem destas últimas em termos de alterações em regimes hidrofluviográficos, em ecossistemas, melhor aproveitamento de quedas d´água, menores áreas
alagadas e menos influência sobre sociedades (TOLMASQUIN, SKLO, SOARES, 2002, pp.
141-142) .
Por outro lado, a geração de base térmica, além de extrair a maior parte de seu
combustível de fontes não-renováveis, sempre tem a si associada um certo grau de poluição
ambiental, como é o caso do expressivo uso de geradores diesel por parte de empresas.
Tais desvantagens poderiam ser minimizadas através do emprego de tecnologias
mais limpas e sobretudo de fontes renováveis e não poluidoras, aumentando a eficiência em
processos de co-geração. Melhor ainda se pudessem ser utilizados os próprios resíduos de
processo industriais para gerar energia elétrica, como por exemplo a queima de biomassa
como casca de arroz, bagaço de cana ou resíduos têxteis. Para um futuro próximo, inclusive, é
de se esperar a expansão do uso das células de combustível/fotovoltaicas em conjunto com
sistemas de co-geraçao, que possuem um dos mínimos impactos ambientais (CLEMENTINO,
2001, p. 29; TOLMASQUIN, SKLO, SOARES, 2002, pp. 139-151; Vide item 3.4.2.4).
No Brasil, observa-se que já existe uma política estrutural voltada à maior
participação de fontes altenativas e renováveis no setor elétrico (PCH, eólica, solar e
biomassa), através do PROINFA, Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica, criado em dezembro de 2001, justamente voltado a produtores independentes
autônomos (PORTO, 2002, pp. 23-30). Para o consumidor é importante, pois lembrando que a
demanda mínima contratada para o consumidor se tornar livre é de apenas 500 kW para todo
o grupo A, quando a energia for adquirida de usinas da natureza acima descrita (item 3.1 do
121
APÊNDICE A), aumenta muito o número de consumidores aptos a ingressarem no mercado
competitivo.
5.4. CONCLUSÕES DO CAPÍTULO
A GEEE, uma vez que lida com um insumo presente em toda a cadeia de valores de
uma empresa, a energia elétrica, assume uma característica estratégica para a organização.
Ao reduzir custos com a aquisição de energia elétrica e eventualmente até
conseguindo gerar receitas extras, possibilita a empresa a se posicionar estrategicamente com
produtos mais baratos, adquirindo certamente uma vantagem competitiva (liderança no custo)
em relação aos seus concorrentes.
Assim a GEEE pode colaborar com a melhoria da eficiência organizacional,
consequentemente com a maximização de seus resultados, aumentando sua competitividade e
seu sucesso no ambiente de mercado em que atuam.
Empresas bem sucedidas, por sua vez, são motores de crescimento econômico para
as regiões em que se localizam, traduzindo-se em melhores condições sócio-econômicas a
partir da geração de emprego e renda.
Porém, além do incremento da atividade econômica individual e regional,
pressupostos do desenvolvimento econômico, exige-se o alinhamento de outro componente
indispensável ao desenvolvimento sustentável.
Desenvolvimento sustentável, ao par da inclusão sócio-econômica e de cidadania, é
aquele que, não abstendo-se do crescimento econômico relativo à maior disponibilização de
bens e serviços à sociedade, está amparado em um sistema energético 40 e um padrão cultural
de consumo adequados à prudência ecológica.
40
Conjunto de atividades relativas à (Jannuzzi, 1997, p. 8):
produção e conversão de fontes em vetores energéticos (energia secundária)
armazenamento e distribuição dos vetores
consumo final (usos finais energéticos – serviços de energia)
122
Assim, é necessária a diminuição das taxas de exaustão dos recursos energéticos
naturais não-renováveis, de forma a tornar viável técnica e economicamente a substituição por
fontes renováveis 41 , sob pena de uma ruptura irreversível da base energética.
Este objetivo pode ser conseguido através da adoção de sistemas energéticos mais
eficientes desde a transformação de energia primária em processos de produção e distribuição
até sua conversão em usos finais pelos consumidores.
Neste campo, a GEEE pode influenciar a melhora da eficiência global do sistema
elétrico pela transferência cumulativa das ações de redução de consumo e demanda (redução
de ponta do sistema), pela inserção ativa dos consumidores nas negociações de compra de
energia (estimulando a eficiência dos ofertantes) e na venda, mediante a expansão da geração
distribuída, por meio da autoprodução 42 e da produção independente (liberando recursos de
investimentos públicos).
Uma vez disponível aos consumidores, a energia é aproveitada em aplicações
diversas, as quais também devem ter sua eficiência aumentada pela utilização de
equipamentos e técnicas apropriados.
Neste campo, a GEEE atua nos moldes de subprogramas de conservação de energia
pelo lado da demanda, pois seus projetos de eficiência energética, gerenciamento de carga e
análise da legislação (fornecimento e tarifas) são iniciativas individuais dos consumidores que
se apropriam das ações do GLD (mediante algumas adaptações), mas sem a intervenção ou
iniciativa direta dos organismos planejadores e executores do setor elétrico.
Em outro aspecto que envolve o desenvolvimento sustentável, aquele que prevê a
assimilação da capacidade auto-regeneradora dos ecossistemas em relação aos resíduos
despejados em função da produção e do uso da energia, a GEEE, por tratar diretamente com
um dos princípios da sustentabilidade ambiental, a conservação de energia, colabora com a
redução dos impactos ambientais ligados à extração de energia primária, bem como das
emissões de resíduos e poluentes na natureza, tanto na produção de energia quanto no
consumo de produtos ativos e passivos.
41
Mesmo recursos renováveis como a energia hidráulica, possuem limites físicos que devem ser adequadamente
gerenciados.
42
Com as ressalvas comentadas anteriormente.
123
Do que foi visto, portanto, depreende-se que a adoção da GEEE por parte das
empresas de uma determinada região pode ser concebida como um vetor positivo do próprio
desenvolvimento regional, tanto em suas dimensões econômico-social quanto ambiental.
124
6.
ANÁLISE DOS RESULTADOS DA PESQUISA DE CAMPO
Preliminarmente, deseja-se passar as impressões colhidas pelos entrevistadores nos
contatos telefônicos e presenciais com relação ao desenrolar da pesquisa e entrevistas e o
comportamento dos entrevistados.
Notadamente, as pessoas que receberam o questionário via fatura de energia elétrica
ou não tinham conhecimento algum da área técnica, mas recebiam e encaminhavam o
pagamento da conta de energia, ou tinham conhecimento de aspectos técnicos, mas não eram
envolvidos em questões gerenciais, financeiras e estratégicas da empresa.
Quase sempre, além disso, parece que a fatura de energia elétrica não é alvo de
atenção direta dos níveis dirigentes da empresa, pois nas entrevistas pode-se constatar que
dificilmente o nível de dirigentes se manifestou, o que indica não estar ainda a energia elétrica
situada no âmbito das decisões estratégicas. Visto de outra forma, ficou comprovado que é
muito tênue a interação sistêmica entre as áreas técnica, financeira e de staff, no aspecto do
gerenciamento de energia elétrica.
Por outro lado, a modalidade de entrevista pessoal trouxe à baila a interessante
constatação do grau em que as pessoas compreenderam o teor das questões 43 , sendo que foi
possível, de certa forma, a classificação em três tipos de entrevistados:
Os que não entendiam o conteúdo da pergunta e mesmo assim respondiam sim ou
não (em vez de desconheço o assunto), alguns ainda transparecendo absoluta falta de
convicção, mas que pretendiam demonstrar conhecimento do assunto, talvez devido à
presença de um funcionário da concessionária de energia elétrica.
Os que perguntavam aos aplicadores o significado da pergunta e, após a explicação
por parte dos entrevistadores (até por uma questão de cortesia), preenchiam suas respostas.
Por fim, uma minoria que aparentemente entendia plenamente o conteúdo das
questões.
Voltando à análise das respostas das perguntas constantes do questionário veículo
dessa pesquisa, a primeira pergunta foi elaborada no intuito de sensibilizar e atrair o
43
Lembrando que quase todas as perguntas tinham uma opção “desconheço o assunto”, preparada justamente
para avaliar essa situação.
125
entrevistado, pois se refere a uma tema onipresente no ambiente empresarial: redução de
custos:
1) A empresa já procurou informações de como reduzir seus custos com energia elétrica?
A pesquisa segue tentando descobrir até que ponto as empresas têm conhecimento de
assuntos relacionados à gestão de energia elétrica, alguns destes aprofundados nesta
dissertação:
2) A empresa conhece as regras/legislação pelas quais lhe é cobrada a energia elétrica?
A primeira e segunda perguntas se relacionam, pois para empreender ações no
sentido de reduzir os custos com energia elétrica é necessário conhecer um mínimo da forma
pela qual ela é cobrada, e esta forma está submetida a regulamentação específica, de acordo
com os conceitos visto no APÊNDICE C.
Com relação à análise das respostas, como esperado, a redução de custos é objetivo
da grande maioria dos entrevistados que responderam ao questionário, o que pode se verificar
pelos percentuais de respostas positivas à pergunta 1.
Já com relação à pergunta 2, mesmo uma queda não muito significativa no
percentual de respostas positivas não estimula a concluir, à guisa do já comentado
anteriormente, que uma grande parte dos entrevistados conhece a legislação que regulamenta
as formas de fornecimento e de cobrança de energia elétrica.
As perguntas 3 a 5 dizem respeito ao gerenciamento de carga (capítulo 5), ou seja, se
a empresa conhece e/ou emprega métodos de análise de seu comportamento de consumo:
3) A empresa conhece sua curva de carga?
4) A empresa realiza algum controle sobre o seu fator de carga?
5) A empresa emprega ou possui algum sistema ou método de gerenciamento de carga ou de controle
sobre seu consumo de energia elétrica?
Com relação às perguntas 3 a 5, seu cunho mais técnico foi decisivo para a queda nas
respostas que afirmavam conhecer conceitos como os da curva de carga, do fator de carga e
da utilização de processos ou equipamentos de controle da demanda. No entanto, mesmo nas
entrevistas com pessoal da área técnica, notou-se alguma hesitação na compreensão da
finalidade de tais instrumentos. Registre-se que o percentual positivo na faixa dos 30 aos 40
% teve participação decisiva dos grandes consumidores, os quais normalmente possuem
pessoal qualificado e equipamentos de medição adequados, portanto um acompanhamento e
controle da carga mais sofisticados.
126
As perguntas 6 e 7 são específicas para empresas que já procuraram evoluir em suas
análises, buscando inteirar-se das figuras do consumidor livre, do autoprodutor e do produtor
independente:
6) A empresa já teve conhecimento das regras/legislação do setor elétrico que falam do consumidor
livre, do autoprodutor e do produtor independente?
7) A empresa já estudou a possibilidade de tornar-se consumidor livre?
A pergunta 6, que intencionava descobrir até que ponto os consumidores já detinham
informações sobre a regulamentação do consumidor livre, do autoprodutor e do produtor
independente, figuras criadas desde meados da década de 1990, teve por respostas positivas
um percentual considerado baixo, o que denota ainda um grau de informação deficiente por
parte das empresas em relação às oportunidades existentes nessas áreas. Daí que, por
decorrência lógica, poucos já se preocuparam em estudar a possibilidade de participar no
mercado livre 44 , objetivo da pergunta 7.
As perguntas 8 a 12 direcionam-se a descobrir as empresas que tenham já analisado
ou dispostas a operarem como produtoras (em suas próprias instalações ou como PIE)
tentando identificar quais os combustíveis ou fontes primárias em foco, inclusive a cogeração:
8) Quanto à possibilidade de geração própria, a empresa:
desconhece o assunto
está estudando a possibilidade
já implantou
9) Caso a geração própria já esteja implantada ou em estudo:
ela é/será utilizada em todos os horários
ela é/será utilizada apenas no horário de ponta
10) Caso a geração própria já esteja implantada ou em estudo, o combustível utilizado para gerar
energia em sua empresa é/será:
gás natural
biomassa - lenha
óleo combustível ou diesel
hidroeletricidade
resíduos do próprio processo produtivo da empresa
11)
A empresa estuda a possibilidade ou já utiliza processos de co-geração para energia elétrica ?
12) A empresa já estudou a possibilidade de efetuar algum empreendimento na área de energia
elétrica na qualidade de produtor independente?
44
Nesse aspecto, importante é a ressalva que atualmente, devido às restrições para se tornar consumidor livre,
grande maioria dos entrevistados, embora pertencentes ao grupo A, não reuniam as condições necessárias (69 kV
e 3 MW)
127
A geração própria já foi implantada ou está sendo analisada pela maioria dos
consumidores (pergunta 8), mas notou-se que a preocupação básica é com a continuidade do
fornecimento, talvez reflexo do período de instabilidade que sofreu a oferta de energia elétrica
brasileira nos anos de 2001 e 2002. Daí que, respondendo à pergunta 9, alguns fizeram
referência verbal à manutenção de geradores “stand by” com a finalidade de suprir
emergências, sem ligação direta com algum estudo de tarifação ou fornecimento, muito
embora a maioria os utilize ou pretenda utilizá- los como substitutos da concessionária no
horário de ponta, adequando-se à tarifação horo-sazonal.
Com relação ao combustível em uso ou a ser utilizado na geração própria, destaca-se
de forma absoluta os derivados do petróleo (óleo diesel ou combustível), sendo surpresa para
os pesquisadores os níveis muito reduzidos das opções por gás natural, biomassa e resíduos
próprios, principalmente quanto ao primeiro, pela facilidade de acesso à fonte. Destaque-se,
por exemplo, o caso de um consumidor revendedor de gás na tural que não havia ainda
estudado a alternativa de gerar energia própria com esse combustível e de várias empresas do
ramo têxtil cujos resíduos (biomassa) nunca foram aventados para a produção de energia.
A relativamente baixa contagem de empresas que visam a co-geração pode ser
explicada pelo fato de que não são muitas as que dispõe de processos térmicos que gerem
vapor, mas, de qualquer forma, pôde-se constatar in loco que não é ainda uma opção com
grande aceitação.
Já com relação à produção independente, a grande maioria, como já esperado, não se
atém com muito interesse ao assunto, até por se tratar de área de atuação diversa do negócio
principal das empresas e que envolve valores elevados, além de uma série de providências
técnicas, administrativa e legais. No entanto, detectou-se algum interesse na formação de
cooperativas (consórcios) para construção de usinas e produção de energia elétrica, o que
pode ser um indício de um movimento empresarial regional nesse sentido.
Já a pergunta 13 busca identificar quantas empresas se utilizam de alguma
sistemática ou ferramenta matemático-estatística de análise e programação de fontes de
energia elétrica, nos moldes dos conceitos apresentados no capítulo 8:
13) A empresa adota alguma forma de análise para compor diversas fontes de energia para o
atendimento de suas instalações (outras concessionárias, autoprodução, produção independente,
outras formas)?
128
As perguntas que precederam à questão 13 já indicavam que seria muito baixo o
percentual de consumidores que empregassem métodos estatísticos matemáticos de análise
técnico-econômica de composição de fontes de energia elétrica, nos moldes do explanado nos
capítulos 7 e 8 dessa dissertação. Compreensível quando se verifica que mesmo as questões
mais básicas de gestão de energia elétrica ainda estão por ser desenvolvidas pelas empresas,
mas de certa forma intrigantes no sentido de saber quais são os métodos empregados para a
escolha de centrais de geração própria e comparativos econômicos de seus custos com os
preços da concessionária.
129
7.
CONCLUSÕES DA PESQUISA
Esta dissertação teve como objetivo geral contribuir para a ampliação do
conhecimento acerca da Gestão Estratégica de Energia Elétrica (GEEE) e para a compreensão
da sua relação com o desenvolvimento regional. Nesse aspecto genérico, julga-se que foram
plenamente satisfeitas as aspirações motivadoras deste trabalho, ao conduzir-se a pesquisa sob
duas abordagens distintas mas complementares entre si.
A primeira delas, cumpriu os objetivos específicos de sistematizar conhecimentos
existentes e avaliar a contribuição da GEEE para o desenvolvimento regional. Mais do que
isso, foi intenção deste trabalho disponibilizar ao leitor um arsenal teórico, com condições
factíveis de ser utilizado em sua realidade prática do dia-a-dia.
A literatura e a documentação pesquisadas indicam que a adoção da GEEE pode
contribuir de forma positiva para o desenvolvimento, através da criação de vantagens
competitivas para as empresas da região e, simultaneamente, reduzindo o impacto sobre a
base de recursos naturais da qual se originam as fontes de energia.
Para tanto, foi necessário, além da construção da abordagem da GEEE, um resgate da
questão da relação entre a energia elétrica e o desenvolvimento, notadamente da concepção
que envolve a harmonização entre o crescimento econômico e a sustentabilidade ambiental.
Neste intento, foi requisitada uma ampla gama de informações, de caráter multidisciplinar, destinada a responder às perguntas da pesquisa voltadas a reconhecer e
sistematizar os fundamentos e aplicabilidades dos enfoques da GEEE, bem como de verificar
os reflexos do emprego desta no âmbito do desenvolvimento regional.
Os fundamentos e aplicabilidades referem-se à uma série de conceitos e instrumentos
técnicos, econômicos e normativos associados à produção, ao consumo e à comercialização
de energia elétrica, discriminados e discutidos sob o interesse do consumidor de energia
elétrica, nos apêndices A a D e no título 4. Com relação à verificação da GEEE frente ao
desenvolvimento regio nal, o caminho analítico tornou-se mais longo.
A relação entre a energia elétrica e o desenvolvimento foi apreciada no decorrer do
capítulo 3. No contorno do que se denomina por desenvolvimento econômico, ficou evidente
que a energia elétrica tem relação estreita com o aumento da complexidade das atividades
130
sócio-econômicas do ser humano, especialmente nos processos de produção e consumo de
bens e serviços, com tendência a aumentar sua já significativa participação no mercado de
usos energéticos.
Nesse sentido, a maior parte das atividades econômicas tem na energia elétrica um
insumo de grande importância, cujos custos podem envolver somas expressivas.
Por outro lado, um enfoque evoluído do conceito de desenvolvimento não prescinde
da condição da sustentabilidade ambiental, a qual tem como um de seus vetores a conservação
de energia elétrica, pois que sua obtenção está relacionada a impactos ambientais ligados ao
processamento de energia primária além de implicações pela emissão de resíduos e poluentes
na natureza.
Na questão da conservação de energia elétrica, evidencia-se o aparecimento do
Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD), movimento que tomou vulto a partir dos anos
das crises energéticas de 1970, cujas áreas de atuação foram incorporadas por vários
organismos de planejamento e operação setoriais de diversas nações.
Sob outro aspecto, em uma ligação aparentemente mais tênue, existe também a
alegação de que as reformas institucionais de desregulamentação do setor elétrico brasileiro
podem imprimir um novo encadeamento de ações de eficiência na produção (oferta) de
energia elétrica, ao permitir a flexibilização dos monopólios, o aparecimento do consumidor
livre e a possibilidade de comercialização da autoprodução.
Para o conceito de GEEE (item 4.2), foram resgatados elementos da administração
estratégica voltada para o aumento da competitividade empresarial através de uma
compreensão sistêmica entre os ambientes interno e externo à empresa, no que se refere à
obtenção e à utilização da energia elétrica.
As ações da GEEE têm por referências fundamentais exatamente as linhas do GLD e
das novas regras econômico- legais do mercado de energia elétrica.
Sob um certo prisma, a eficiência energética, o gerenciamento de carga, os aspectos
de tarifação e fornecimento e a composição mediante a autoprodução de energia elétrica são
itens reflexos daqueles pertencentes ao Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD).
Por outro lado, a GEEE inova em relação ao caráter limitado de apenas otimizar o
uso interno da energia, incorporando de forma mais completa a análise do ambiente externo,
131
avaliando os riscos e oportunidades que apareceram com as reformas sofridas pelo setor
elétrico nacional, a partir da última década.
Resumindo, entende-se que a GEEE insere-se no contexto do crescimento econômico
pois gerencia um insumo primordial à atividade econômica e está também ligada ao
desenvolvimento em um sentido lato, pois que suas bases conceituais estão plenamente
compatíveis com políticas que têm por resultado a conservação de energia.
Uma vez identificadas e sistematizadas as informações bibliográficas e documentais
que relacionaram a energia elétrica [GEEE] ao desenvolvimento, e sobre aquelas que
construíram o conceito de GEEE, o capítulo 5 foi destinado a verificar a relação positiva entre
a GEEE, a competitividade empresarial e o desenvolvimento, ou seja, “Quais os reflexos, no
âmbito do desenvolvimento regional, da adoção de uma visão de gestão estratégica de energia
elétrica por parte das empresas”.
A GEEE tem razoável impacto na questão da competitividade empresarial, tanto
maior quanto mais eletrointensiva a empresa, ou seja, quanto maior for o peso dos custos de
energia elétrica em seu orçamento. Melhorando o desempenho empresarial a partir da redução
de custos e de possíveis obtenções de receitas adicionais, espera-se que o produto da empresa
adquira uma vantagem competitiva em relação às suas eventuais concorrentes, aumentando
sua fatia de mercado.
No mesmo sentido, pode-se inferir que a disseminação cultural da GEEE em uma
determinada região, traduziria-se, no geral, em um aumento da potencialidade econômica de
geração de empregos, de arrecadação de tributos e de distribuição de renda, contribuindo para
a diminuição da desigualdade social.
Além disso, em nível macroeconômico, a liberação de parte da pressão sobre contas
públicas destinadas à infraestrutura implica em maior disponibilidade de aplicação em outras
áreas também fundamentais.
No aspecto ambiental entende-se que, mesmo sob vias indiretas, os reflexos da
GEEE não são de modo algum desprezíveis.
A via indireta se explica pelo fato de que a GEEE guia-se pela racionalidade
econômica dos agentes individuais, mas os reflexos advindos pela maior eficiência e
produtividade são manifestos na diminuição das taxas de apropria ção de recursos naturais
destinados à indústria de eletricidade e na redução do desperdício dos processos empresariais.
132
Esse efeito é de fundamental importância para a visão de atenuar a forte correlação
entre crescimento econômico e o consumo de energia para um país em desenvolvimento,
como o Brasil, que ainda não atingiu um patamar adequado de consumo ou de atendimento às
necessidades básicas da população, ou seja ainda dependente essencialmente da expansão da
atividade econômica.
Mesmo na questão da autoprodução, especificamente com relação à geração
distribuída, as vantagens seriam mais apreciáveis desde que submetidas a parâmetros bastante
severos de controle ambiental e pelo emprego de tecnologias mais limpas, haja vista
atualmente a preponderância de geração de base térmica de fontes convencionais.
Por isso, é de se crer que essa diminuição na velocidade de exploração do meioambiente pode se refletir em uma dilação do tempo futuro talvez necessário para a
consolidação de novas fontes alternativas e processos menos poluentes ou degradantes do
meio-ambiente. Nesse sentido, os dizeres de Theis (1996, p. 69), “Como não se pode agora
vislumbrar o futuro da humanidade, a parcimônia parece ser indicada para a transição rumo a
fontes alternativas [de energia]...”, convergem de forma inequívoca para a ação da GEEE.
Assim, pelas considerações anteriores, é concludente que a GEEE abarca vários
princípios que podem promover a alavancagem econômica da empresa e da região em que a
mesma se localiza, bem como servindo como agente de eficiência tanto no lado da demanda
quanto da oferta de energia elétrica, favorecendo pois o processo de desenvolvimento em seu
mais amplo significado.
A outra face da pesquisa, de natureza indutiva e baseada em um método descritivo,
atendeu ao objetivo específico de verificar o grau em que as empresas da região do Médio
Vale do Itajaí têm conhecimento ou aplicam algum enfoque ligado à GEEE.
A pesquisa de campo foi eleita como ferramenta de averiguação do segundo
pressuposto desta pesquisa, e destinou-se a verificar se as empresas potencialmente aptas a se
tornarem consumidores livres ou produtores de energia elétrica teriam conhecimento das
vantagens e estariam aplicando alguma técnica voltada à gestão estratégica de energia elétrica.
Constatou-se, de acordo com o capítulo 6, que a maioria das empresas da região não
estão atentas para o novo ambiente econômico do setor, aparentemente não buscando se
inteirar das oportunidades que o meio externo lhes oferece.
133
Desse modo, a pesquisa descritiva descortinou o elevado alheamento dos
consumidores empresariais do médio Vale do Itajaí em questões que seriam de seu interesse
caso se apercebessem das vantagens da adoção de algumas técnicas da GEEE.
Quando muito, preocupam-se em reduzir suas contas de energia utilizando-se dos
mais simples instrumentos de eficiência energética e de alteração contratual junto à
concessionária, mas raramente agregam algum controle de sua curva de carga e dos fatores de
carga e de potência.
Deve-se ainda atentar que a pesquisa concentrou-se no segmento do grupo A, aquele
que tem o perfil de maior eletrointensividade, e é cobrado através de um faturamento mais
complexo e abrangente.
Pode-se afirmar portanto que o desconhecimento somado ao desinteresse observado
sobre o assunto demonstram que os consumidores de energia elétrica da região do Médio Vale
do Itajaí, notadamente os que teriam condições de assumir uma postura estratégica em relação
à energia elétrica, ainda atuam de forma bastante incipiente na questão.
Por fim, tendo sido o problema da pesquisa consistentemente explorado mediante a
aferição dos pressupostos estabelecidos, exsurgem-se as seguintes conclusões:
?? Ficou demonstrada, a partir da pesquisa bibliográfica-documental, a
possibilidade teórica da contribuição positiva da GEEE para a criação de
vantagens competitivas por parte da empresas da região que a adotem, ao
mesmo tempo em que o decorrente aumento da atividade econômica regional
não implicaria em maior impacto sobre a base de recursos naturais, pelo
contrário, já que os fundamentos da GEEE são de justamente atuar no sentido
da conservação de energia.
?? Parece patente, pois, a contribuição positiva que a GEEE pode dar ao
processo de desenvolvimento da região do Médio Vale do Itajaí;
?? Na realidade, haja vista o baixo nível de conhecimento e de aplicação de
técnicas de gestão de energia elétrica, existe um potencial de competitividade
virtualmente inexplorado pelas empresas da região e que poderia ser
incorporado ao processo de desenvolvimento regional mediante o emprego da
GEEE.
134
8.
RECOMENDAÇÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
Reafirma-se que todos os capítulos derivados dos objetivos desta pesquisa oferecem
pontos que podem ser aprofundados e desdobrados em outras pesquisas, inclusive
possibilitando o desenvolvimento de modelos teóricos, matemáticos ou computacionais, nas
mais diversas disciplinas.
No âmbito da relevância prática deste trabalho, o aproveitamento do conteúdo desta
pesquisa por profissionais que lidam com as questões de utilização de energia elétrica pelas
empresas, seria evidentemente reforçado mediante o desenvolvimento e a adaptação dos
conceitos e técnicas descritos, adequando-se à situação real.
Nesse sentido, surgem algumas recomendações para futuros trabalhos, ligados à
casos práticos e em nível de pesquisa teórica, utilizando-se de dados já disponíveis em
publicações especializadas, estatísticas e de concessionárias, cujas responsabilidades podem
ser divididas entre diversos atores envolvidos na questão.
Enfatiza-se sobre a importância do registro e da divulgação do conhecimento
adquirido. Para tanto, entende-se primordial que os trabalhos tenham o devido
acompanhamento acadêmico de pesquisadores da Universidade Regional de Blumenau
(FURB).
Desta forma, recomenda-se aos consumidores de energia elétrica, em conjunto com
pesquisadores da FURB, as seguintes ações:
??Estudo de estruturação e acompanhamento de uma “task force” na proposição de
um projeto de GEEE em uma empresa;
??Estudo que envolva melhoria da eficiência energética em usos finais
(equipamentos e processos);
??Estudo envolvendo a obtenção das curvas de carga ativa e reativa, com a análise de
suas informações – gerenciamento de carga;
??Estudo relacionado à análise tarifária e eventual composição de opções de
fornecimento para se tornar consumidor livre;
135
??Reconhecendo que a literatura do Apêndice D e do capítulo 4 foi basicamente
voltada para as fontes convencionais (térmica e hidráulica), seria interessante o
aprofundamento de técnicas de custeamento de fontes atualmente alternativas
(eólica e solar), mas que se sabem estar com seus custos em declínio
(GOLDEMBERG, 1998, p. 145). Tais Estudos, porém, já devem incorporar a
questão do PIE e da autoprodução fora do estabelecimento do consumidor,
implicando na atenção aos fatores de comercialização e do transporte da energia.
??Por outro lado, também podem ser desenvolvidos os modelos de otimização
técnico-econômica envolvendo as demais matrizes energéticas, como o gás
natural e a biomassa, complementando diretamente o uso da eletricidade, pois,
mesmo sendo vo ltada para a energia elétrica, a abordagem dessa dissertação e
alguns de seus instrumentos técnicos-econômicos, mutatis mutandis, podem ser
adaptados para qualquer insumo energético;
??Outro caso interessante que merece ser estudado, mas a partir de uma situação real,
é a utilização da análise da CDC e da CCE, considerando não só as cargas de
ponta, mas também o horário de ponta previsto na tarifação horo-sazonal;
Recomenda-se à concessionária de energia elétrica, os seguintes projetos:
??Realizar pesquisa acerca da elasticidade-preço da energia elétrica, dos diversos
tipos de consumidores, a fim de encontrar os pontos de preços relativos ao lucro
máximo e à receita máxima;
??Realizar pesquisa sobre os potenciais consumidores livres da região do Médio
Vale do Itajaí, a fim de subsidiar negociações de preços e contratos;
??Estudo de viabilidade de investimentos em gerenciamento pelo lado da demanda,
induzindo os consumidores a adotarem ações de conservação de energia;
??Estudo de viabilidade de investimento/subsídio para redução de consumo de
energia reativa por parte dos consumidores;
Recomenda-se a pesquisadores da FURB:
136
??Aprofundamento em teorias de tomada de decisão para a aplicação da GEEE;
??Estudo de viabilidade econômica da criação de uma ESCO para atuar na região,
ligada à própria FURB;
Recomenda-se aos órgãos governamentais ligados ao desenvolvimento, em especial
à Secretaria de Desenvolvimento Regional, em conjunto com a Universidade Regional de
Blumenau, o efetivo envolvimento na questão energética regional:
??Estudo sobre o potencial de melhoria de indicadores sócio-econômicos ligado à
ações de GEEE;
??Estudo, por categoria de atividade econômica empresarial, do percentual dos
gastos com energia elétrica em relação ao faturamento bruto e ao preço final dos
produtos, concluindo pelo perfil de eletrointensividade da região e mensurando a
vantagem competitiva da redução de preços;
??Aferição do potencial econômico regional de redução de custos a partir do controle
do excedente de reativo;
??Aferição do potencial econômico regional de redução de custos a partir da
adequação documental das cargas do setor de produção, para fins de crédito de
ICMS;
??Levantamento,
junto
à
concessionária,
e
posterior
estudo
quanto
ao
dimensionamento incorreto em projetos elétricos e suas implicações na conta
futura de energia elétrica;
??Aferição do potencial econômico regional de redução de custos a partir de
adequações contratuais e opções tarifárias;
??Levantamento do potencial regional de co-geração e autoprodução, principalmente
a partir de resíduos próprios;
??Levantamento qualificado das empresas aptas a se tornarem clientes livres,
incluindo a opção de compra de PCHs, o que reduziria o patamar de demanda
para 500 kW. Neste estudo, inclusive, pode ser abordada a hipótese da formação
de consórcios de produção ou de compra de energia;
137
??Estudos de redução de impactos ambientais relacionados à GEEE.
Por fim, recomenda-se ao Mestrado em Desenvolvimento Regional da FURB a
criação de uma disciplina específica destinada a estudos sobre a influência da que stão
energética no desenvolvimento empresarial e regional.
***********
Mesmo cônscio da imperfeição inerente ao trabalho humano, não há como não se
sentir realizado ao dar forma concreta ao que dantes um turbilhão do mundo das idéias,
quase um sonho.
(Sandro Geraldo Bagattoli)
138
REFERÊNCIAS
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Manual do agente comercializador. Versão 30/06/2003. Disponível em:
<http://www.abraceel.com.br/mac/mac.pdf>. Acesso em: 13 nov. 2003.
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Brasília, 153 p., 2002.
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150
APÊNDICES
151
APÊNDICE A - O MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA
1
CARACTERÍSTICAS PRINCIPAIS DO PRODUTO ENERGIA ELÉTRICA
A atividade de produção é fundamental para qualquer sistema econômico. Do
emprego e da dinâmica de interação entre os fatores de produção ligados aos recursos
naturais, à mão-de-obra, aos bens de capital e às capacidades tecnológicas e empresarial,
resulta o atendimento às necessidades individuais e sociais.
Mediante a mobilização e a transformação destes diversos recursos, os sistemas
econômicos disponibilizam os mais variados produtos para o uso e o consumo da sociedade.
A natureza destes produtos pode configurá-los como bens ou serviços, cujas
definições encontradas em Sandroni (1999, pp. 51, 306, 497, 554 e 555) e em Samuelson
(1979, pp. 18-25) são delineadas a seguir.
Um bem, no sentido do que tem utilidade e pode satisfazer uma necessidade ou
consumo, tem denominação usual no que se refere a produtos tangíveis, notadamente aqueles
originados das atividades primárias e secundárias de produção.
Os bens econômicos se apresentam com relativa escassez e ainda requerem diversos
graus de intervenção humana em sua produção. Sob outra ótica, existem bens ditos
intermediários, que são aqueles empregados na produção de outros bens ou produtos finais.
Neste caso, a energia elétrica se encaixa como um bem intermediário produzido a
partir de fontes primárias mas destinado tanto à produção de outros bens físicos qua nto ao
consumo direto.
Na etapa do consumo, a energia elétrica é perfilada na categoria dos serviços, mais
especificamente públicos, os quais estão intimamente ligados ao setor terciário da economia,
ou seja, diferentes daqueles produtos originados das atividades agropecuárias e industriais, de
transformação e construção, pois que têm características de intangibilidade.
Sandroni (1979, pp. 554, 555) enfatiza que “o setor terciário abrange os serviços em
geral: (...), fornecimento de energia elétrica (...)” e que “muitos deles [serviços públicos] são
pagos de forma direta (...) conforme o nível de consumo, caso da luz, água e telefone.”
Assim, em sendo a atividade de produção classificada segundo a intensidade com
que se dá o emprego dos fatores básicos de produção e os produtos resultantes, pode-se inferir
152
que a produção, transmissão e distribuição de energia elétrica seriam então classificadas como
atividades secundárias de produção não completamente industriais, pois que também
pressupõe, em certo grau, uma atividade terciária ligada ao setor de serviços.
A eletricidade possui, certamente, características de produção e consumo que
revestem-se de várias especificidades, a começar pela falta de tangibilidade e de visualização.
Sabe-se que a energia elétrica está sendo consumida somente pela constatação do
funcionamento de equipamentos e sistemas que empregam este tipo de energia. Além disso,
no mesmo sentido que a indústria de transportes ou de telecomunicações, o consumidor do
produto energia elétrica também é usuário de toda uma infraestrutura estabelecida para seu
atendimento.
Neste enfoque, a própria Constituição Federal de 1988, interpretada exaustivamente
pelos principais doutrinadores (por exemplo, Meirelles, 2003, p. 320), exprime a tradição
cultural e jurídica do Brasil ao considerar que o fornecimento de energia elétrica trata-se de
um serviço, pois, de acordo com a letra b do inciso XII do artigo 21, a exploração dos serviços
e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético dos cursos d´água são de
competência da União que pode explorá- los diretamente ou mediante autorização, concessão
ou permissão.
Jannuzzi e Swisher (1997, p. 21) comentam que a energia elétrica é enfocada de uma
perspectiva de “recurso” público essencial, não só por suas implicações na base da economia,
mas também pela incorporação das visões sócio-ambientais que só o Estado pode legitimar
através de políticas energéticas adequadas.
Sem embargo, em seu artigo 175, a Constituição Federal obriga ainda que, no caso
dos serviços públicos, estes sejam prestados diretamente pelo poder público, ou sob regime de
concessão ou permissão, sempre através de licitação (GANIM, 2003, pp. 32-39).
Esta visão também é compartilhada por Barbalho, Pimentel e Guenzburger (1992,
pp. 1-43) , que também realizam suas análises sob o prisma de que para o setor elétrico, não
apenas o fornecimento direto de eletricidade ao consumidor seja um serviço público, mas toda
a cadeia de atividades necessária a este atendimento, incluindo as etapas de geração e
transmissão.
Observa-se, no entanto, que a indústria de energia elétrica, guardadas suas
particularidades, difere daquelas consideradas genuinamente terciárias, como por exemplo as
153
telecomunicações, por possuir uma estruturação para o processamento de inputs - como a
turbinagem de água ou a queima de um combustível - e comercialização de sua produção no
mesmo sentido do que uma indústria de um bem de consumo qualquer.
A indústria de energia elétrica não apenas disponibiliza uma rede física para que o
usuário dela se utilize, mas entrega, por assim dizer, blocos de energia que podem ser
individualmente medidos, e que serão aproveitados para os mais diversos usos finais.
Destas considerações e, de acordo com Paulo R. Cavalcanti de Souza (2002, p. 74),
sobremaneira com os processos de reestruturação dos setores elétricos de vários países,
proveio a percepção de que a energia elétrica é bem de mercado ou uma commodity, em
substituição ou ampliação do conceito de serviço público.
Uma commodity pode ser produzida, substituída ou importada com facilidade,
normalmente se tratando de produtos agrícolas ou minérios.
Daí que, mesmo ainda dentro de uma abordagem histórica de certa forma recente e
não consensual, foi empregada esta analogia de modo a facilitar a comercialização da energia
elétrica sob regimes competitivos, decorrentes das reestruturações dos setores elétricos, sob os
ditames das regras de mercado, ainda que em se estabelecendo tal prática, sujeitando-se a
riscos de reflexos indesejáveis de contaminação pelo mercado financeiro, como a especulação
inerente ao funcionamento dos mercados futuros (câmbio ou commodities). 45
Não se atendo porém, ao mérito dessa controvérsia, parece mais adequado lidar-se
com essa aparente ambigüidade bem-serviço, solucionando-a partir do enfoque ou da situação
sob análise.
Sob o escopo econômico, portanto, como já visto no título 3 desta dissertação, a
energia elétrica é produto de generalizada necessidade, aceitação e emprego diretamente pelos
indivíduos, pelas famílias, nos lares e no ambiente público, em atividades de transporte,
iluminação, força motriz, refrigeração, eletrotermia, radiação, “eletrônica de escritório” e
outros processos descritos por Udaeta et al. (2001, pp. 161-187) como “usos finais de
energia”.
45
Camargo (2005) discorda frontalmente desta abordagem, por entender ser a água um bem público e pelo fato
de o parque gerador nacional estar baseado na hidroeletricidade.
154
É também o insumo de uma grande parte dos processos produtivos, de bens e
serviços, influenciando sobremaneira os custos de praticamente todos os setores econômicos,
haja vista que alguma parcela de energia elétrica foi incorporada às suas atividades.
Munasinghe e Warford (1982, p. 245) estimaram, em estudo realizado para países em
desenvolvimento, que os custos com eletricidade variam de 5 a 10% dos custos totais da
maioria das empresas, podendo chegar até 30% naquelas denominadas eletrointensivas.
Esta faculdade de penetração em praticamente todas as atividades econômicas e de
sobrevivência modernas, sua versatilidade e eficiência conferem à eletricidade um status de
fator essencial no processo de desenvolvimento (REIS e SILVEIRA, 2001, pp. 38-42).
Neste sentido então, é facilmente verificável que por ser a energia elétrica um
insumo básico da economia, também as variáveis macroeconômicas, como os efeitos
inflacionários, a renda e o bem-estar social, têm em suas dimensões, um componente ligado à
qualidade do funcionamento e à economicidade do setor elétrico.
Outra característica, em se tratando de usos- finais, é que não há substitutos
tecnologicamente práticos para a eletricidade no tocante ao acionamento de aparelhos
domésticos, computadores e a maioria dos equipame ntos comerciais e industriais.
O consumo de energia elétrica tem outra distinção que é sua natureza contínua, ainda
com solicitações variadas no tempo, seja no decorrer do dia, dentro do qual ocorrem umas
poucas horas de demanda de ponta (demanda máxima) 46 , ou ainda durante o ano, quando em
determinados períodos ocorrem mudanças dos padrões de consumo devido à sazonalidade dos
usos- finais de eletricidade (JANNUZZI e SWISHER, 1997, p.20; SMAIL, 1969, pp. 56-39).
1.1
DEMANDA E OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA.
Para se entender a estrutura do mercado de energia elétrica, parte-se do conceito de
que um mercado é um conjunto de atividades de compra (demanda ou procura) e venda
(oferta) de determinado bem ou serviço, em certa região, compreendendo uma interação entre
vendedores e compradores, através de regras de troca estabelecidas.
A economia define a procura ou a demanda como o comportamento dos
consumidores (SAMUELSON, 1979, pp. 62-66).
46
Vide item 2 do APÊNDICE B.
155
A curva da procura apresenta uma declividade negativa, representando uma
conformação típica de interação entre o preço praticado e as quantidades que o consumidor
estaria disposto a adquirir, vale dizer, quanto maior o preço de um bem ou serviço, menor a
disposição de os consumidores continuarem a consumir o produto nos mesmos níveis, e viceversa (MANSFIELD, 1978, pp. 86-88).
O grau de sensibilidade que o consumidor se comporta com relação à variação dos
preços é denominado Elasticidade-preço da demanda. Um produto com alta elasticidade
implica em reações de retração ou aumento de consumo proporcionalmente muito maiores
que as variações de preços. O contrário também é verdadeiro, pois um consumidor que se
caracteriza por uma baixa elasticidade resiste em reduzir as quantidades demandadas na
mesma proporção em que o preço foi aumentado (DALGLEISH, 1969, pp. 34-39;
SAMUELSON, 1979, pp. 403-409).
Vários fatores podem influenciar a elasticidade-preço da procura, entre eles a
essencialidade e substituibilidade do produto, seu peso no orçamento do consumidor, bem
como a periodicidade de aquisição relativa aos hábitos de consumo (SANDRONI, 1999, p.
160; MANSFIELD, 1978, pp. 93-94).
A energia elétrica também tem um determinado padrão de consumo ditado pela
elasticidade-preço da demanda, sendo que Bitu e Born (1993, p. 37) referem-se à sua
diferença principalmente de acordo com o tipo de o tipo de consumidor e seu o nível da renda
(restrição orçamentária).
Além disso, os consumidores de energia elétrica possuem, em maior ou menor grau,
os outros determinantes da elasticidade-preço da procura, sendo ge ralmente predominantes a
essencialidade do produto e a falta de substitutos diretos.
Por exemplo, são setores bastantes sensíveis, ou de maior elasticidade, os de
consumidores de baixa renda e as empresas eletrointensivas. O primeiro pelo fato de que a
energia elétrica ocupa uma considerável porção de seu orçamento, que já é reduzido, e
qualquer movimento de alta de preços impõe a redução imediata do consumo. Para as
empresas eletrointensivas, por terem na energia elétrica uma grande parte da composição de
custos de seus produtos, uma alta de preços pode interferir severamente na competitividade
frente ao mercado em que atuam.
156
Por outro lado, os consumidores residenciais de alta renda e empresas que se utilizam
de conservação térmica de alimentos, seriam de menor elasticidade, ambos influenciados pela
essencialidade do produto energia elétrica e para os primeiros ainda pelo relativo pouco peso
em seus orçamentos.
Diferentemente do que em outros setores da economia, o produto energia elétrica é
entregue ao consumidor mediante um sistema físico fixo, por meio do qual se faz o transporte
de energia das fontes geradoras, através de instalações de linhas de transmissão e de
distribuição de energia elétrica, ou seja, ninguém vai ao “mercado” comprar energia elétrica.
O encontro entre produtores e consumidores, desta forma, é instantâneo e continuamente
variável em se tratando da proporção e da freqüência do produto consumido (REIS et al.,
2001, p. 148).
Desse modo, fisicamente, o mercado de energia elétrica é o conjunto de um
articulado e complexo arranjo de unidades produtoras e consumidoras, interligadas por
sistemas de transporte de energia que viabilizam a exploração comercial da energia elétrica.
1.2
ESPECIFICIDADES DA OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
Oferta de energia elétrica é entendida como sendo todo o conjunto de atividades
destinadas a produzir e entregar o produto energia elétrica aos consumidores, através de sua
estrutura de mercado. Suas características construtivas e operacionais, bem como os recursos
técnicos empregados serão os determinantes dos níveis de qualidade e de custos inerentes ao
produto energia elétrica.
Basicamente podem ser encontradas duas estruturas de mercado que são
representativas do setor de energia elétrica: o monopólio e o oligopólio.
O oligopólio é uma situação recente em que alguns ofertantes podem atender a um
grande número de compradores (SAMUELSON, 1979, pp. 516, 540-545), caso que vem
sendo observado após a reestruturação do setor elétrico com a figura do consumidor livre, o
qual tem a prerrogativa de escolher seu fornecedor de energia elétrica, entre os vários
existentes na malha brasileira.
O monopólio, ao contrário, está na própria origem da indústria de energia elétrica.
Dalgleish (1969, pp. 31) avalia que “não há dúvida que esta é a era dos monopólios (públicos
e privados), de um ou outro tipo”.
157
Trata-se da situação em que um único produtor atende a muitos consumidores
(SAMUELSON, 1979, pp. 509-545), sendo ainda nos casos da distribuição de energia
elétrica, gás ou serviços de água e esgoto, considerado um monopólio natural.
Os monopólios naturais, segundo Bitu e Born (1993, pp. 21-230), Samuelson (1979,
p. 501) e Mansfield (1978, p. 248), são casos em que o custo médio de uma empresa diminui
por intervalo suficientemente longo que permite a esta empresa produzir uma quantidade de
mercadoria que atenda todo o mercado, a um custo de produção mais baixo do que o fariam
duas ou mais empresas.
Logo, as economias de escala são tão grandes que o mercado pode ser servido a
custo mínimo por uma única empresa. As causas de sua ocorrência estão ligadas geralmente a
uma combinação de fatores decorrentes do tamanho e características de custo da indústria.
Um ambiente econômico deste tipo não permite a competição pois que a maior empresa pode,
através do aumento do nível de sua produção, alcançar custos menores do que os de sua
concorrência, levando-a eventualmente à inviabilização econômica e ao encerramento de
atividades, com isso aumentando ainda mais a eficiência econômica da empresa
remanescente, pela transferência da fatia de mercado da empresa extinta.
A distribuição de energia elétrica é tipicamente o caso de um monopólio natural
clássico. Conforme Reis et al. (2001, pp. 146-148), destina-se ao transporte de eletricidade
por meio de uma rede constituída de equipamentos destinados à “ajustar” tecnicamente a
energia elétrica para que o uso final possa se efetivar.
Evidentes economias de escala, devidas aos custos decrescentes dentro do limite da
demanda do mercado, tornam ineficiente a atividade de duas empresas distribuidoras servindo
a mesma área. No entanto, a expansão horizontal não conduz necessariamente a relevantes
economias de escala (BITU e BORN, pp. 21, 122).
Exemplificando, não há como se viabilizar duas empresas distribuidoras de ene rgia
elétrica atendendo a mesma região, com linhas e equipamentos simultaneamente ocupando os
espaços públicos e cuja disputa por mais clientes leva certamente uma delas a obter vantagem
de custo sobre a outra. Por outro lado, não é descabido que possam existir diversas empresas
operando de forma eficiente, atendendo cada qual à regiões distintas, como se verifica no
território brasileiro.
158
Deve-se frisar no entanto que, no caso da energia elétrica, a condição monopolista
natural não é homogênea em todas as atividades que estruturam a oferta do mercado de
energia elétrica.
Além da distribuição, o setor de eletricidade tipicamente se compõe de mais dois
estágios contíguos verticais, a transmissão e a geração (BITU e BORN, p. 21;
MUNASINGHE e WARFORD, 1982, pp. 29-42).
Os três estágios englobam o processo de condução do fluxo de carga ou de potência
(load flow ou power flow) através de um sistema elétrico de potência, operando com
equipamentos de diferentes níveis de capacidade e tensão (geradores, transformadores, linhas
de transmissão/distribuição e uma série de equipamentos auxiliares).
A geração é parte da estrutura da oferta de energia elétrica, em geral responsável por
mais de 50% dos custos totais de fornecimento de eletricidade, em que as empresas não atuam
em uma indústria sujeita ao monopólio natural, pois que os custos de expansão sempre são
crescentes, relacionados principalmente ao tamanho da planta, o tipo de combustível e a
proximidade da central em relação à sua fonte. No entanto, tampouco pode-se afirmar tratarse de um exemplo de indústria competitiva pois que os fatores econômicos acima
mencionados variam de acordo com os locais de concessão de exploração e/ou os acesso a
fontes de combustíveis mais econômicas (BITU e BORN, 1993, pp. 21-26, 116).
A energia elétrica é um produto que não pode ser armazenado em escala adequada ao
consumo de grandes blocos de energia (SMAIL, 1969, p. 55), e ainda tem que estar à
disposição para consumo imediato e para acompanhar a evolução contínua da demanda mais
rápida que a oferta, o que acarreta um necessário excesso de capacidade instalada para
processar o combustível, incorrendo ainda em um custo adicional de estocagem.
Bitu e Born (1993, p. 128), Camargo (1984, p. 2) ensinam que o fornecimento do
produto energia elétrica está também consignado a desejados níveis de qualidade e de
confiabilidade. Não só a energia elétrica deve ter seu fornecimento adequado a rígidos
parâmetros de padronização (como por exemplo a variação de tensão e de freqüência 47 ), como
também não pode conviver com interrupções, haja vista que estas apresentam conseqüências
bem mais amplas (as externalidades – sub título 3.3) do que a simples suspensão da entrega da
energia.
47
São parâmetros técnicos objetos de regulamentação por parte do poder concedente.
159
Com efeito, todo consumidor ou sociedade que depende da energia elétrica para a
realização de suas próprias atividades enfrenta perdas econômicas ou transtornos sociais
crescentes tanto quanto piores os níveis de qualidade e quanto mais longas e freqüentes as
interrupções de fornecimento. Desta forma, existe um binômio custo-confiabilidade que vai
orientar o preço ótimo, provavelmente além do simples custo mínimo (least-cost), segundo as
escolhas sócio-políticas e econômicas que levem em conta determinados graus de risco de
falha no suprimento de energia elétrica para a comunidade (BORENSTEIN e CAMARGO,
1997, pp. 30-35).
Reis et al. (1997, pp. 56-61; 2003, pp. 10-15) elencam as fontes de geração elétrica,
de acordo com a importância e a respectiva evolução de uso no Brasil: hidroeletricidade,
termoeletricidade
não-renovável,
termoeletricidade
renovável
e
novas
tecnologias,
compreendendo as energias eólica, fotovoltaica, oceânica e células a combustível.
A geração hidráulica tem por característica que seus custos relacionam-se ao local
(distância ao centro de carga), à disponibilidade de água (ciclo hidrológico) ao tamanho da
central (investimentos), assim como às adequações referentes à legislação ambiental e às taxas
e royalties decorrentes da utilização de cursos d´ água.
Normalmente, o planejamento da expansão se atém à minimização dos custos pela
ordenação da entrada de operação de centrais, de forma que as mais baratas sejam construídas
antes e adicionadas ao sistema interligado (REIS, 2003, p. 251).
Tanto o direito da exploração das fontes mais baratas de combustíveis (energia
termoelétrica) quanto no aproveitamento hidráulico das fontes mais próximas (energia
hidroelétrica) são, normalmente, assuntos de outorga de concessão pelo Poder Público,
mediante processo de concorrência, baseado em futuros preços de fornecimento.
A interligação do sistema elétrico impõe que, mesmo quando não estabelecidas em
um curso d´água ou bacia hidrográfica comum, as centrais geradoras devem ser planejadas e
operadas de um modo integrado e cooperativo, a fim de maximizar e otimizar o uso dos
fluxos de água e dos reservatórios, bem como trazendo benefícios à manutenção, à
confiabilidade e à diversidade hidrológica.
Na geração termoelétrica ocorre uma grande diversidade entre modalidades que
resultam em diferentes características construtivas, operativas e de custo.
160
Os combustíveis utilizados provêm de fontes primárias não-renováveis como as de
componentes fósseis e nucleares; ou ainda de renováveis provenientes da biomassa (REIS,
2003, pp. 76-99).
Assim, os custos são reflexos basicamente da escolha do combustível e do tamanho
da planta, sendo que sobem na medida em que as sucessivas fontes de combustível mais
barato alcancem seus máximos níveis de extração. Suas características econômicas básicas
são o menor investimento inicial, menor prazo de implantação e maior flexibilidade
operacional48 . Como exemplo, quanto aos custos variáveis relacionados ao consumo de
combustível, Jannuzzi e Swisher (1997, p. 168) comentam que turbinas de combustão são
notadamente mais caras do que centrais a carvão, sendo então destinadas a suprir cargas com
menor duração (carga de pico).
As termoelétricas a gás, a óleo combustível ou biomassa têm a possibilidade de
implantação próximo aos centros consumidores, o que é um atrativo, mas existem limitações
quanto ao porte das centrais, comprometendo a extensão das economias de escala até o ponto
que possibilite o fornecimento a mercados de tamanho razoável.
Com relação às denominadas novas tecnologias renováveis, Reis (2003, pp. 15-16)
comenta que as gerações eólica e solar têm sofrido um processo de expansão mundial e
mesmo no Brasil, seu desenvolvimento já é notado principalmente no atendimento a sistemas
isolados. No entanto, suas aplicações ficam bastante vinculadas a aspectos econômicos (o alto
custo das centrais solares), tecnológicos e naturais (a existência de ventos e de insolação), o
que leva a planejamentos envolvendo utilizações híbridas (solar-eólico-biomassa-óleo).
Uma outra opção em franco progresso de estudos e já com implantação técnica
viabilizada para centrais de pequeno porte, é a utilização de células a combustível,
considerada uma opção viável para o Brasil, mas também dependente de competitividade
econômica em relação às outras fontes convencionais (REIS, 2003, pp. 193-214).
Por fim, complementado o estudo da estrutura do setor elétrico, encontramos,
fazendo a ligação do percurso entre a geração e a distribuição de energia elétrica, a
transmissão de energia elétrica. A energia gerada, portanto, é transportada das fontes
geradoras até os pontos de consumo, através dos sistemas de transmissão e distribuição,
respectivamente (REIS et al, 2001, pp.129-159).
48
A flexibilidade operacional não é característica das centrais termonucleares e a carvão.
161
A transmissão é a extensão vertical do sistema de geração, que se compõe de um
rede de linhas cuja tensão e porte físico normalmente são elevados no sentido de minimizar as
perdas decorrentes do transporte de grandes níveis energia em longas distâncias. Abrangendo
regiões mais extensas, faz seus escoamentos aos sistemas de distribuição através de
subestações rebaixadoras de tensão (CAMARGO, 1984, pp. 1-4, 16).
Stoll (1989, p. 593), Reis et al (2001, pp. 130, 135) referem-se à função da
transmissão em atender às necessidades técnicas e econômicas de interligação entre fontes
locais e sistemas interregionais, estruturando-se em uma rede que pode instituir múltiplos
caminhos para o atendimento das diversas cargas a partir da transferência de potência de
diversas fontes situadas em lugares distintos.
Segundo Bitu e Born (1993, pp. 21-26), a transmissão apresenta características
similares ao monopólio natural, no entanto, em grandes sistemas interligados, a existência de
várias empresas cobrindo áreas adjacentes é usual, e, em geral, não contribui para aumentar os
custos.
No Brasil, a transmissão é fundamental para o transporte da energia elétrica de base
hidráulica, cujas grandes usinas situam-se normalmente muito longe dos centros de carga
(PEGADO, BERER e CHIGANER, p. 20; REIS et al, 2001, p. 135, CAMARGO, 1984, p.
16), sendo que a transmissão assume papel fundamental de equilíbrio entre regiões distantes
submetidas à diversidade de regimes hidrológicos, ao propiciar a transferência de grandes
blocos de energia elétrica de regiões com reservatórios cheios para aquelas que estão sofrendo
secas.
1.3
O COMPORTAMENTO ECONÔMICO DOS AGENTES DA OFERTA DE
ENERGIA ELÉTRICA.
Notadame nte, os ofertantes de qualquer produto, no que tange à sua resposta às
variações de preços, tendem a um comportamento típico representado pela curva da oferta,
cuja ascendência positiva reflete a disposição em aumentar quantidades ofertadas, caso os
preços aumentem, mas também de reduzi- las quando as reduções de preços se mostrarem
desinteressantes em relação aos custos de produção (SANDRONI, 1999, p. 379).
Sandroni (1999, pp. 199, 429) ainda expressa que, assim como a demanda, a oferta
também possui variados graus de sensibilidade às variações de preços, ou seja, o
162
comportamento típico dos produtores, em tender a aumentar sua produção mediante o
aumento dos preços praticados, a elasticidade, é variável de acordo com alguns determinantes.
Um dos determinantes da elasticidade oferta-preço é a disponibilidade dos fatores de
produção, ou seja, os diferentes graus de dificuldades em se conseguir arregimentar e
coordenar recursos humanos, naturais e de capital.
Outro determinante refere-se ao “fator tempo”, pois com ou sem recursos
disponíveis, existe uma defasagem de tempo entre a decisão de se produzir e a real obtenção
de cada tipo de produto. Neste sentido, por exemplo, a resposta dos produtores às sinalizações
de preços pode ser tanto mais rápida quanto o produto a ser fabricado esteja enquadrado em
um tipo de mais rápida organização da capacidade da empresa (MANSFIELD, 1978, pp. 221225).
Diante do exposto, conclui-se que a oferta de energia elétrica é essencialmente
inelástica no curto prazo, pois não há como alocar, de forma rápida, os recursos de produção
necessários para a expansão da produção (empreendimentos civis e eletromecânicos), devido
inclusive ao elevado prazo de maturação do empreendimento.
No entanto, dentre as formas de geração, há que se notar que boa parte das
alternativas de geração térmica, quando localizada próxima aos centros de carga e com
disponibilidade de combustível, é sem dúvida bastante mais elástica e portanto mais fácil de
se implementar do que a de base hidráulica, conquanto esta tenha que se localizar
normalmente longe dos centros de consumo e dependendo ainda de extensões de linhas de
transmissão.
Continuando a análise do próprio negócio de energia elétrica, verifica-se que, pelo
fato de situar-se em um mercado em constante expansão, com baixa elasticidade da oferta,
necessita sempre estar posicionado com um excedente de capacidade instalada de geração,
transmissão e distribuição. Na geração, além disso, existe a questão da estocagem, tanto para
o armazenamento do combustível (seja a água ou derivado do petróleo) quanto para seu
processamento (a geração propriamente dita).
Deve-se lembrar que a estrutura de oferta de energia elétrica exige, dentro de uma
política energética nacional, a aptidão em sustentar o crescimento econômico futuro, em
cenários de longo prazo e de planejamento com incertezas (BITU e BORN, 1993, p. 134;
SILVEIRA, RIBEIRO e PINTO, 1998; JANNUZZI e SWISHER, 1997, pp. 168-173).
163
Por isso é que se trata de um negócio grande intensividade do uso de capital
financeiro (capital intensivo), implicando em que os investimentos situam-se em patamares
por volta de 400% da receita anual das empresas do setor.
Da mesma foram, o tempo de retorno dos investimentos em geração de energia
elétrica é muito longo, comparativamente a outros setores da economia (BITU e BORN,
1993, pp. 21-26).
Além disso, como já visto no título 3, o setor de eletricidade apresenta externalidades
econômicas associadas à produção e ao consumo, que podem afetar positiva ou negativamente
outros agentes econômicos ou a sociedade. É o caso das interferências nocivas ao meioambiente associadas à produção de energia elétrica, nos efeitos positivos da eletrificação e do
incentivo ao consumo produtivo em regiões menos desenvolvidas ou ainda os efeitos das
restrições ao consumo em períodos de baixa disponibilidade de energia primária.
Portanto, as características particulares do produto e do mercado de energia elétrica,
resumidas até aqui, são de fato motivos para que a sociedade adote alguma espécie de
normatização, fiscalização ou regulamentação da atividade (BORENSTEIN e CAMARGO,
2997, p. 39-43).
Parece sensato afirmar que um bem tem características que o tornam público, quanto
maiores forem seus benefícios externos associados à sua produção e consumo, ou seja a
ocorrência de externalidades econômicas.
Um empreendimento que produz um bem privado puro, restringe sua utilidade
apenas ao comprador e ao produtor. Por outro lado, muito embora de difícil avaliação precisa,
os benefícios atribuídos à produção e ao o consumo de energia elétrica voltadas
hipoteticamente a um determinado consumidor podem perfeitamente serem estendidos ao
restante da sociedade sem alterar a relação anterior existente, desde que haja em sua
concepção, as características de um bem público, e a necessária complementação dos
mecanismos de mercado por parte do ente estatal.
As principais justificativas para a regulamentação das atividades econômicas,
restringindo ou procurando substituir o livre funcionamento das forças de mercado, dizem
respeito às chamadas “imperfeições de mercado” que afetam a eficiência alocativa,
destacando-se aquelas decorrentes da existência de monopólios naturais, assim como da
164
ocorrência de concorrência destrutiva, potenciais situações encontradas no setor de energia
elétrica.
Em se tratando da indústria da energia elétrica, o controle de preços, lucros e de
qualidade de fornecimento pelo poder público é uma forma típica de regulamentação que tem
sido empregada para evitar lucros exagerados em atividades monopolistas. Também a
intervenção direta do Estado, retendo a propriedade de empresas produtivas pode ser vista
como uma forma de ação sobre as imperfeições do mercado.
Historicamente, existe uma similaridade entre o Brasil e outros países quanto às
etapas ou fases institucionais do setor elétrico, desde uma origem descentralizada e de fraca
regulamentação, passando por um período de forte intervenção estatal e, em seu esgotamento,
sofrendo novo refluxo liberalizante, construído não só sobre problemas endógenos ao negócio
mas fundamentalmente devido à uma nova conjuntura econômica internacional.
165
2
2.1
HISTÓRICO INSTITUCIONAL-LEGAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
A PRIMEIRA FASE, ATÉ 1930.
Os primórdios da indústria de energia elétrica brasileira aconteciam sob uma
perspectiva política e em um marco institucional liberal, onde o Estado não intervinha no
setor, aguardando que os agentes privados suprissem as necessidades do mercado.
Barbalho, Pimentel e Guenzburger (1992, pp. 1-43) comentam que, iniciado em fins
do século XIX, o abastecimento de energia elétrica foi por muito tempo questão geralmente
de âmbito municipal, sendo que a sociedade era atendida de forma bastante limitada pelos
serviços de eletricidade.
Conforme a jurisdição que se exercia sobre o curso d´água, cabia à União, aos
estados ou aos municípios conceder a exploração, editar e fiscalizar contratos e definir novas
tarifas.
As empresas de energia elétrica tinham as mais diversas constituições, nacionais e
estrangeiras, públicas e privadas, e incluíam autoprodutores que forneciam, além do seu
próprio consumo, para a região em que se encontravam.
De fato, após o centralizador Império Brasileiro, a República comportou-se de forma
bastante descentralizada na outorga de poderes concessórios aos estados e municípios. Desta
época data inclusive o aparecimento dos primeiros empreendimentos e ordenamentos
jurídicos/legais do setor elétrico brasileiro (MELLO, 2000, p. 8).
O aumento do consumo de energia elétrica, associado ao crescimento econômico do
país, fomentou a expansão dos sistemas elétricos, incorporando usinas de maior porte e
regiões cada vez maiores.
Não tardou a se exigir uma maior sofisticação dos dispositivos regulatórios, a bem da
verdade até aí esparsos e incipientes, cuja organização se consolidou no Código de Águas
(Decreto 26.643, de 10/07/34), que regulamentou o aproveitamento hidroelétrico, a concessão
de exploração de energia elétrica, o regime econômico- financeiro das concessionárias, as
tarifas e a fiscalização dos serviços, inaugurando uma nova etapa institucional (GANIM,
2003, p. 25).
166
2.2
DE 1930 A 1964.
Nessa fase ocorre um gradual aumento da intervenção Estatal, tanto na questão da
expansão quanto da regulamentação.
Borenstein e Camargo (1997, pp. 69-100) lembram que o Código de Águas decorreu
da regulamentação da Constituição de 1934 que no capítulo Da ordem econômica e social,
introduziu o conceito da intervenção estatal na exploração de riquezas naturais como minas e
quedas d´água. Neste sentido, o Código de Águas estabeleceu a União como proprietária de
todas as fontes de energia hidráulica existentes, bem como a necessária concessão, pelo
Presidente da República, a qualquer aproveitamento, público ou privado.
No que se referia aos órgãos do setor elétrico, o Código de Águas conferiu
competência na área de estudos, autorizações, concessões e de tarifação ao Serviço de Águas
do Departamento Nacional de Produção Mineral do Ministério da Agricultura.
Importante acontecimento foi a criação do Conselho Nacional de Águas e Energia
Elétrica (CNAEE) em 1939, cuja função era de apreciar, superiormente questões relativas ao
aproveitamento racional do potencial hidráulico do país e estudar assuntos pertinentes à
indústria de energia elétrica (BARBALHO, PIMENTEL e GUENZBURGER, 1992, p. 35). O
CNAEE foi um órgão da administração pública de vida das mais longas, perdurando até o
final da década de 1960.
Logo em seguida, caminhou-se para a definição de que os beneficiários exclusivos
das concessões seriam brasileiros ou empresas organizadas no Brasil, entendimento reflexo do
movimento nacionalista que havia emergido com a revolução de 1930.
Existia ainda uma parcela considerável dos setores nacionalistas que defendia a total
intervenção estatal no setor elétrico, aproveitando o ambiente internacional neste sentido e
tendo por outros motivos as constantes denúncias de lucros excessivos das companhias
estrangeiras, as remessas de divisas para o exterior e a eliminação da autoprodução de energia
elétrica por meio de geradores a óleo diesel, devido ao alto custo. Havia como exemplo
inclusive a estratégia adotada pelo “New Deal” americano que, dentro de sua política de
desenvolvimento energético, criou empresas estaduais, federais e até mesmo empregou as
forças armadas para a construção de hidroelétricas de grande porte (MELLO, 2000, p. 14).
A oportunidade chegou após o encerramento da 2a grande guerra:
167
O pós-guerra indicava uma retomada do processo de desenvolvimento econômico, iniciado em 1930,
com vistas à industrialização do país. Nesse contexto, o Estado incrementava sua intervenção no setor
elétrico, dando continuidade ao processo iniciado no primeiro governo Vargas, e de certa forma não
implementado até o pós-guerra, por pressões dos grupos estrangeiros atuando no Brasil (DIAS, 1988;
SKIDMORE, 1992 ; MEDEIROS, 1993 apud BORESTEIN e CAMARGO, 1997, p. 72).
Assim, os projetos já gestados no último governo Vargas deixavam claro que um
novo modelo, de plena intervenção estatal no setor elétrico, abarcaria as funções de
regulamentação, planejamento, investimento, construção e operação e venda da energia
elétrica.
Ressalte-se, porém, que a regulamentação do Código de Águas com relação ao
caráter operativo das questões da energia elétrica só foi definida pelo “Regulamento dos
Serviços de energia elétrica” (Decreto 41.019 de 26/05/57) inaugurando a fase da
preeminência do Estado como empresário através de concessionárias estatais e o virtual
desaparecimento das grandes empresas privadas (1957-1980).
O processo de intervenção estatal foi se consolidando com a criação do Ministério de
Minas e Energia (MME) em 1960 e posteriormente da ELETROBRÁS em 1962.
2.3
DE 1965 A 1990.
A década de 1960 assiste à estruturação de um aparelho estatal forte, atuando
intensamente nas áreas institucional e financeira, nacionalizando e praticamente estatizando o
setor.
O MME e a ELETROBRÁS absorveram funções até então de competência do
CNAEE, sendo este incorporado à estrutura do ministério. Ocorreu que, com a organização do
MME, criou-se em 1965 o Departamento Nacional de Águas e Energia – DNAE, o qual
iniciou a desenvolver atividades de certa forma em duplicidade ao CNAEE.
Tal situação redundou, por fim, em 1969, na extinção do CNAEE e do DNAE,
consistindo na transferência oficial de todas as suas atribuições para o então recém criado
Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE. Este passa então a ser o
organismo destinado a promover a regulação do setor elétrico, através do disciplinamento,
direto e indireto das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização.
168
De 1968 a 1976 verificou-se uma fase de grandes e acelerados investimentos no setor
elétrico, de base estatal, mas também alicerçado em uma política de captação de recursos via
tarifas de energia elétrica.
O avanço do governo federal no setor de energia elétrica ampliou-se após as
reformas econômicas implantadas durante o período 1964/67 sendo a política tarifária
associada aos financiamentos internos e externos os causadores do programa de investimentos
em energia elétrica do período 68/73, estimulando sobremaneira setores de materiais e
serviços nas áreas de engenharia e eletromecânica.
Em 1974 presencia-se o advento da política nacional de equalização tarifária em todo
o território nacional, criando a Reserva Global de Garantia, mecanismo contábil- financeiro
destinado a prover recursos às concessionárias, tendo por base a diferença positiva entre a
remuneração da concessionária e a remuneração média do setor.
O período compreendido entre a década de 70 e o início da década de 80 também foi
o marco de um ciclo mundial de depressão econômica, que para a maioria dos países do
terceiro mundo, ainda permanece sob reflexos resultantes das crises do petróleo e dos juros.
No Brasil, é o início de um ciclo de crise econômica, implicando em insuficiência na captação
de recursos, ineficiente recomposição tarifária, medidas de controle de inflação via tarifas e
com isso o progressivo agravamento da situação financeira das concessionárias.
Sauer (2002, p. 124) entende que a situação inicial do setor, de grandes
empreendimentos e de crescimento de suas organizações, perdurou ainda até o final da década
de 1970, mas a crise financeira do Estado brasileiro implicou no enorme endividamento das
empresas e à paralisação de suas atividades, somando-se ainda a crescente influência política
nas administrações das organizações. O setor elétrico é duramente afetado pela intervenção
governamental na gestão das empresas estatais, por intermédio do controle de gastos e na
contenção tarifária.
As tarifas de energia elétrica eram até então calculadas como decorrência dos custos
contábeis de produção, transmissão e distribuição.
Segundo alguns, a fixação dos preços com base no custo do serviço tratou-se de uma
intervenção direta do Estado que, ao lado da retenção da propriedade de empresas produtivas,
levou à uma reduzida formação de lucros, incompatível com as necessidades de expansão do
169
próprio sistema, devido à falta de independência do órgão regulador (DNAEE) diante das
pressões conjunturais e às interferências políticas nas empresas concessionárias.
Diante dessa nova visão, entre 1977 e 1981, foram realizados estudos pelo DNAEE e
a ELETROBRÁS para propor revisão da estrutura das tarifas de energia elétrica. Em 1981,
através do Decreto 86.463, faz-se a modificação dos critérios para definição da estrutura
tarifária, de base nos custos contábeis para base nos custos marginais. Essa visão equiparou a
estrutura industrial do setor à da produção de um bem de consumo, uma commodity,
adaptando e associando os mesmos conceitos teóricos da microeconomia, como desenvolvido
pioneiramente na França e utilizados em países europeus e nos EUA, sendo esta metodologia
adotada posteriormente pelo Banco Mundial (SOUZA, 2002, pp. 77-82).
Borenstein e Camargo (1997, pp. 69-100) avaliam que a crise institucional do setor
elétrico brasileiro, alimentada pelo estrangulamento tarifário e a diminuição dos recursos para
o setor, foi agravada quando da promulgação da Constituição Federal de 1988, com a extinção
de receitas até então garantidas como o Imposto Único sobre a Energia Elétrica (IUEE) e da
alíquota reduzida de IR para as empresas do ramo.
Sauer (2002, p. 126) expressa que, no final dos anos 80, o contexto internacional já
induzia fortemente a mudança de orientação política, com o revigoramento do pensamento
liberal, com maior destaque nas administrações Reagan e Tatcher.
Moorhouse (1996) explica que as tendências básicas presentes nas reformas dos
setores elétricos de vários países se originaram a partir do ideário denominado “neoliberal”.
A desregulamentação promovida pelos EUA a partir de 1978, a privatização ocorrida
na Inglaterra e a parcial reforma na Noruega foram experiências da década de 1990 que
tiveram por intuito introduzir a competição nos mercados de eletricidade, originalmente
composto por empresas verticalizadas (geração-transmissão-distribuição) e monopolistas.
Nos EUA, em 1978, o PURPA (Public Utility Regulatory Policy Act) já definia o
direito dos co-geradores e dos produtores independentes (não concessionários) de vender
eletricidade às concessionárias locais. Já em 1992, a estes agentes foi estendido o direito de
venda à qualquer concessionária da rede elétrica (grid), abrindo o mercado atacadista
(wholesale) à competição da oferta de qualquer produtor/gerador.
Contestou-se veementemente a tradicional justificativa econômica da regulação e da
propriedade estatal dos monopólios naturais, cujas economias de escala e de finalidade
170
associadas às economias da integração vertical significavam que o custo unitário era
declinante durante uma larga faixa de produção.
Interessante é notar, contudo, que, mais do que a ênfase na redução de custos, a
discussão era voltada muito mais à confiabilidade e eficiência que pequenas centrais térmicas,
de risco distribuído, poderiam oferecer em relação às grandes centrais, cuja eficiência era
basicamente estática em função da própria redução de custos.
Na Inglaterra foi experimentada uma das mais radicais e completas transformações
da regulação e da estruturação institucional de um sistema elétrico nacional, visando a
competitividade de forma plana, envolvendo a transferência da propriedade do Estado para a
iniciativa privada, em um processo de desverticalização da indústria que separou as atividades
da geração, transmissão e distribuição.
Segundo Paulo R. Cavalcanti de Souza (2002, pp. 72-82), a incerteza decorrente da
crise institucional do setor, originária principalmente da falta de sustentação financeira, aliouse à disseminação das teses neoliberais e a pressão externa para a adoção dos princípios do
Consenso de Washington, articulando então a ideologia que pregava a solução homogênea aos
países do terceiro mundo: a privatização dos serviços de energia elétrica.
2.4
DE 1990 A 2004.
Nesta época, ocorre a tentativa de efetuar a mudança de Estado-empresário para
regulador de mercado.
Não só o Brasil mas vários países do mundo também procuraram implementar
mudanças institucionais, através de reformas de desregulamentação, estímulo à competição e
tentativa de viabilização de uma maior participação do capital privado na área da infraestrutura (ROSA, TOLMASQUIM, PIRES, 1998).
Borenstein e Camargo (1997, pp. 69-100), admitem que a partir de 1990 se
conjugam fatores que criaram as bases para transformações institucionais profundas. À
completa perda de alavancagem financeira do Estado, as práticas equivocadas de tarifa e
remuneração pelo uso macroeconômico e político das empresas e sua conseqüente
descapitalização aliaram-se, no processo de democratização do país, a retirada da base
171
financeira da indústria pela Constituição de 1988 e à no va ordem econômica mundial
adequada ao ideário neoliberal.
Desta forma, no Brasil, os anos 90 também ensejaram o início dos arranjos para um
novo modelo, inspirado basicamente na experiência inglesa, cujos estudos foram
encomendados à consultoria Coopers & Lybrand. O projeto recebeu profundas alterações
operativas, buscando adaptá- lo às especificidades do sistema de base hidráulica, mas sem
romper com os aspectos de mimetização das relações de mercado, cuja lógica era a da
desregulamentação do setor e da privatização dos ativos estatais.
Em 1993, por intermédio da Lei no 8.631, extingue-se a equalização tarifária e a
remuneração garantida, no intuito declarado de corrigir as distorções econômico-financeiras
das concessionárias, mas, além disso, com a finalidade de preparar o sistema de
estabelecimento dos preços através da competição e abrir caminho para a reestruturação da
indústria de energia elétrica.
Sauer (2002, p. 141), a respeito da regulamentação da Lei 8.631, relata que:
O marco inicial da liberalização e privatização do setor elétrico foi a aprovação, pelos Decretos
915/93, 1009/93 e pela Portaria 337/94, da criação de consórcios entre concessionárias e
autoprodutores para a exploração de aproveitamentos, assegurando livre acesso à malha federal de
transmissão, propiciando a competição na geração e definindo as condições de comercialização.
Em 1995, porém, ocorreu um verdadeiro avanço em direção à nova ordem
econômica, com a vigência da Lei 8.987, denominada Lei das Concessões, a qual definiu
profundas e importantes alterações para o setor de prestação de serviços públicos brasileiros,
abrindo espaços para a participação efetiva da iniciativa privada no setor de EE, envolvendo
regras e prazos para a exploração das concessões, para a licitação de novos aproveitamentos e
a regulamentação de direitos e deveres dos usuários.
Em seguida, a Lei 9.074 introduziu não menos essenciais adições e alterações à Lei
8.987, ao legislar sobre o Produtor Independente de Energia Elétrica, figura autorizada a
produzir, por sua conta e risco, energia elétrica para o comércio de toda ou parte e flexibilizou
o monopólio de distribuição de energia elétrica, quebrando a exclusividade do fornecimento
ao permitir que, dentro de determinadas condições, os consumidores façam a opção pelos seus
fornecedores (Washington: Embaixada Brasileira, 1995).
Em decorrência do estabelecimento dessa base legal, as reformas da indústria de
energia elétrica prosseguiram, tendo como eixo dinâmico a intenção da rápida privatização
172
das concessionárias, advindo o anúncio da privatização de todas as empresas controladas pela
Eletrobrás.
Esta ação fez parte de um conjunto de princípios fundamentais da revisão do regime
de serviços elétricos (MME, Reestruturação e desenvolvimento do Setor Elétrico, 1998;
SAUER, 2002, pp. 141-147; PEGADO, BERER e CHIGANER, pp. 19-23; SOUZA, 2002, p.
79) :
??Considerar a energia elétrica como uma commodity, substituindo-se os
monopólios regulamentados pela competição nos segmentos que não se
caracterizem como monopólios naturais, a exemplo da geração.
??Desverticalização do setor, desmembrando-se as funções de geração, transmissão e
distribuição.
??Livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição para os produtores de
energia elétrica, buscando criar condições de atrair o capital privado.
??Mercado de negociação competitiva, sujeito no entanto à ação reguladora do
governo por intermédio de uma agência independente.
??Direito progressivo de os consumidores, a partir de os de maior demanda,
escolherem e negociarem seu suprimento livremente com os supridores
(consumidores livres).
??Privatização da indústria.
Em 1996, pela Lei 9427/96, é criada a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, organismo destinado a exercer a função reguladora do Estado sobre o ambiente de
mercado instaurado no setor elétrico, declarando a nova postura do Estado na qual não há a
intenção de deixar a regulação econômica ao mercado, mas sim de “proporcionar condições
favoráveis para que o desenvolvimento do mercado de energia elétrica ocorra com equilíbrio
entre os agentes e em benefício da sociedade”(SAUER, 2002, p. 144).
Na mesma linha, a Lei 9648/98 e o Decreto 2655/98 passam a dispor o modo pelo
qual funcionará o Mercado Atacadista de Energia (MAE) e o Operador Nacional do Sistema
(ONS).
173
O MAE é o ambiente no qual se centralizam as operações mercantis e contratuais de
compra e venda de energia, de todos os geradores, inclusive os Autoprodutores e os
Produtores Independentes de Energia.
Já o ONS deve definir os planos de operação do sistema interligado, sendo o
organismo técnico de planejamento e operação do sistema interligado, mas também com
funções de cálculo dos preços de curto prazo (spot), decorrentes da análise física dos fluxos
energéticos presentes na rede.
No âmbito das políticas setoriais, de competência governamental, foram criados
ainda dois órgãos deliberativos. O Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos
Sistemas Elétricos – CCPE, como a entidade responsável pelo planejamento da expansão do
sistema elétrico e o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, que tem por principais
objetivos a promoção do aproveitamento racional de energia, a proteção ao consumidor em
termos de preços, qualidade e oferta de produtos, a proteção ao meio-ambiente, o incremento
do uso do gás natural, a utilização de fontes renováveis de energia, a promoção da livre
concorrência, a ampliação da competitividade e a atração de capitais para a produção de
energia.
À guisa de síntese, a lista e a figura a seguir definem a proposta de reestruturação
encaminhada para o setor elétrico brasileiro (SOUZA, 2002, p. 79; SAUER, 2002, p. 144;
CONDE, BRANCO, 2002, p. 166):
??Desagregação vertical das concessionárias até então integradas, separando os
segmentos de geração, transmissão, distribuição e comercialização
??Eliminação
das
anteriores
restrições
aos
autoprodutores
e
produtores
independentes de energia, com regulamentação própria e livre acesso à rede.
??Empresas geradoras atuando em um mercado concorrencial, todas as concessões
licitadas tratando os aproveitamentos como Produtores Independentes de
Energia, ao contrário das concessões de serviço público de energia anteriormente
aprovadas pelo governo.
??Empresas distribuidoras mantendo monopólios regionais apenas sobre os
consumidores ditos cativos, pois criou-se a figura dos consumidores livres, de
status opcional, a partir de determinados pré-requisitos, cuja condição essencial é
a de escolha de seus fornecedores, em contratos livremente negociados.
174
??Manutenção inicial da rede de transmissão estatal (rede básica), com vistas a
manter a equidade no transporte de energia e possibilitar a competição.
??Tarifas
reguladas
para
consumidores
cativos
e
preços
competitivos
e
desregulamentados para clientes livres e suprimento das concessionárias.
??Comercialização podendo ser praticada por agentes comercializadores, com livre
trânsito entre agentes produtores e consumidores, prestando serviços de
corretagem, consultoria e comercialização de montantes de energia.
??Criação de agência reguladora autônoma (ANEEL), órgão implementador de
políticas, regulador e fiscalizador, substituindo o DNAEE que era ligado à
administração direta.
??Criação do Operador Nacional do Sistema (ONS), ente destinado à necessária e
imparcial gestão técnica do sistema elétrico, objetivando o mínimo custo global
da operação interligada e operacionalizando o mercado competitivo através do
fornecimento dos dados necessários ao cálculo dos preços de curto prazo (spot).
??Criação do Mercado Atacadista de Energia (MAE), ambiente no qual seriam
efetuados os cálculos dos preços spot e o registro das transações econômicofinanceiras de energia elétrica, alterando a prática de preços regulamentados de
geração e contratos renováveis de suprimento.
175
Figura 8 – Estrutura do setor elétrico brasileiro após as reformas.
Fonte: ONS - OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA. Modelo
<http://www.nos.org.br/nos/institucional/index.htm>. Acesso em: 05 out. 2003.
2.5
setorial.
Disponível
em:
SITUAÇÃO ATUAL E MUDANÇAS PREVISTAS.
Em 2001, viveu-se a confirmação de previsões de críticos de que o modelo
implementado não estava conseguindo acrescer capacidade instalada em um ritmo suficiente
para a tender ao crescimento do consumo. O setor privado, tido como o potencial alavancador
do processo de expansão do setor elétrico após as reformas, não teve participação mais
acentuada do que adquirir ativos estatais existentes e, em alguns casos, realizar
empreendimentos direcionados às suas próprias necessidades, como o fizeram algumas
indústrias eletrointensivas (BAGATTOLI, 2001, p. 2B; PIRES, RODRIGUES, 2001, p. A-3).
De acordo com Sauer (2002, p. 149) a reforma foi feita em um momento de escassez
de oferta, expondo os consumidores às pressões por aumento de preços e confirmando que
nenhum mecanismo de mercado por si só pode equilibrar os objetivos intrinsecamente
conflitantes da obtenção da energia mais barata assegurando a segurança do suprimento.
Conde e Branco (2002, pp. 166-176), alertam para a vulnerabilidade da auto
sustentação do modelo firmado em um mercado em bases puramente competitivas, haja vista
o período crítico da oferta e pela forte dependência de utilização de recursos hídricos.
176
Opiniões nem tanto radicais apontam que, de fato, não houve a consolidação de todas
as ações previstas nas reformas e desta forma, viveu-se uma transição sem regras claramente
definidas, sem coordenação efetiva entre os órgãos governamentais de política energética, e
com o governo interferindo ainda demasiadamente na gestão do setor, o que inibiu a
participação do capital privado (PIRES, RODRIGUES, 2001, p. A-3; OLIVEIRA, 2001, p. A3).49
A partir de 2003, no entanto, com a assunção de um governo de discurso ideológico
distinto do anterior, iniciaram-se estudos para a definição de uma nova proposta de modelo
para o setor elétrico.
Com efeito, ao final de 2003, através de um conjunto de atos normativos, o governo
implantou as bases do que se pode chamar de “novo modelo energético” (MME, 2003)
Este novo modelo estabelece mudanças cujo eixo norteador se faz presente
principalmente em relação ao fortalecimento do planejamento estatal em detrimento da
orientação pelo mercado, à redefinição da metodologia de cálculos de preços na geração em
substituição à competição e às outorgas de concessões pela menor tarifa em substituição ao
melhor preço de venda do aproveitamento energético. A produção de energia elétrica volta a
ser, no dizeres de Ganim (2003, p. 253) uma atividade com maior regulação por parte do
Estado.
Institui-se dois ambientes de contratação de energia, um através de contratação
regulada (Ambiente de Contratação Regulada – ACR), e outro livre (Ambiente de
Contratação Livre), este último estimulando a iniciativa dos consumidores livres e dos agentes
comercializadores.
Entre suas mudanças mais significativas, está a sucessão do MAE pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), com redirecionamento para contratações de
longo prazo e assumindo as funções de contabilização e liquidação de contratos no ACR e
ACL.
Ao invés de um mercado concorrencial total, estabelece-se um pool de contratação
regulada, cuja compra de energia pelos concessionários, será feita conjuntamente, através de
preços médios (rateios de custos) entre as diferentes fontes de energia elétrica, alterando a
49
Camargo (2005) adiciona que a questão do planejamento do setor foi virtualmente abandonada com a extinção
do GCPS da Eletrobrás, sem que outro órgão viesse a lhe substituir naquele momento.
177
estrutura de formação de preços do mercado direcionado aos consumidores cativos (das
concessionárias) mas aparentemente preservando as atuações do autoprodutor, do produtor
independente e do consumidor livre.
Mesmo já sofrendo críticas de vários setores políticos e econômicos, inclusive
através de ações judiciais. Segundo ainda Barbosa, Barbosa e Leal (2004, p. 150), o novo
modelo retrocedeu quanto à liberação do mercado a varejo, no que se refere aos “tempos de
antecipação” de avisos para a troca de fornecedores, chegando a até 3 anos para aqueles
consumidores com carga superior a 10 MW.
De todo modo, previu-se que o novo modelo começaria a ser efetivamente testado a
partir do segundo semestre de 2004, com os primeiros leilões de energia sob a nova
sistemática (EFEI Energy News, 2003).
178
3
A COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NA ATUAL ESTRUTURA
DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO50
Já tendo abordado os aspectos institucionais e legais do setor elétrico brasileiro,
passa-se ao estudo dos fluxos transacionais do sistema elétrico, relativos à operacionalidade
da comercialização de energia elétrica, do ponto de vista do consumidor.
É importante ressaltar que a dimensão da comercialização de energia elétrica veio
justamente a ganhar destaque após as reformas ocorridas a partir de meados da década de
1990, pois que antes sua perspectiva era demasiado simplista, ocorrendo basicamente em uma
relação comercial com a concessionária de energia elétrica local, seja para a compra ou para a
venda de energia elétrica.
A condição característica e usual anterior às mudanças nos marcos regulatórios do
setor elétrico era a de que a estrutura do setor, sendo verticalizada, impunha que a
concessionária local realizasse a comercialização através da estrutura de mercado
característica da distribuição de energia elétrica, que é o monopólio natural, com tarifas
reguladas (GOMES, 1997, pp. 136-144) .
Com relação ao consumidor, não era dada qualquer opção de escolha de seu
fornecimento de energia elétrica. Ao consumidor empresarial, então, restava uma atuação
basicamente restrita a um gerenciamento interno voltado à eficiência do consumo de energia
elétrica, reduzindo desperdícios e procurando diminuir as despesas com esse insumo, ou ainda
estabelecer algum empreedimento de autoprodução de energia (DUKE ENERGY, 2003).
Quanto à autoprodução de energia elétrica, segundo publicação da Embaixada
Brasileira em Washington (1995), nota-se que a existência de autoprodutores no setor de
energia elétrica brasileiro é bastante antiga e razoavelmente regulamentada. Vários dos
concessionários de serviços públicos de energia elétrica absorvidos pelas estatais nas décadas
de 1950 a 1970 haviam sido originados a partir de indústrias que, necessitando energia
elétrica, investiram na sua geração para uso próprio e posteriormente para comercializar os
excedentes nas regiões mais próximas de suas instalações.
50
Importante salientar que esta análise foi realizada antes da efetiva divulgação do modelo do setor elétrico ao
final de 2003 e cujas conseqüências se farão sentir no decorrer de 2004. As referências de “novo modelo”,
“atual” e afins, relacionam-se às regras introduzidas pelas reformas empreendidas a partir de 1995. No entanto,
afora alguma reorientação mais intervencionista por parte do Estado, permanecem ainda pilares básicos de
competição no varejo e no atacado, com participação do capital privado no setor.
179
O autoprodutor podia eventualmente vender seus excedentes, porém submetido à
várias restrições a tal comercialização (venda prioritária para a concessionária local, tarifa
limitada ao custo marginal de expansão da região, etc..).
O novo arranjo institucional definiu a desverticalização das atividades de produção,
transmissão e distribuição, além de criar a desvinculação da atividade de comercialização de
energia elétrica.
A par dos comentários de Seppälä e Lehtonen (1999, pp. 104-111), a respeito da
reformas no setor elétrico da Finlândia, bem como da análise de Gomes (1997, pp. 136-144),
verifica-se que o Brasil seguiu tendências internacionais comuns de reestruturação, entre elas
a separação das atividades técnicas de operação do grid daquelas relacionadas à
comercialização de energia, implicando em um notável aumento da complexidade de gestão
do sistema elétrico, por parte das empresas do setor.
Neste sentido, formulou-se uma nova dinâmica na qual o consumidor de energia
elétrica se depara com novas e interessantes oportunidades, porém dentro de um ambiente
muito mais complexo do que anteriomente se presenciava.
O novo modelo baseia-se portanto na separação das funções de coordenação da
operação energética dos fluxos físicos, a cargo do Operador Nacional do Sistema (ONS) das
funções de natureza comercial, ligadas ao Mercado Atacadista de Energia (MAE) 51 .
O MAE, como o ambiente de negócios de compra e venda de energia, deve viabilizar
as transações de energia elétrica entre os diversos agentes do mercado, onde são registrados os
contratos de compra e venda bilaterais, e efetuado o gerenciamento do mercado livre de curto
prazo (spot) (MAE, 2003, pp. 19-23).
Os contratos bilaterais personificam operações de compra e venda de energia elétrica
livremente negociadas entre as partes, seja no curto (até 2 anos) ou no longo prazos. Assim, a
criação do segmento da comercialização de energia elétrica veio a solucionar a restrição
econômica dos monopólios naturais presentes na transmissão e na distribuição, ao promover a
livre negociação da compra e venda de energia elétrica entre os agentes de mercado presentes
no setor elétrico, abaixo relacionados:
51
Mesmo que o MAE esteja submetido à reestruturação que vai extinguí-lo como ente do setor elétrico (vide
item 4.2.1), algumas de suas funções e mecanismos permanecem vigentes, do que se conclui ser importante a
análise básica de seu funcionamento.
180
??Concessionários de geração.
??Produtores Independentes.
??Importadores e exportadores de energia elétrica.
??Concessionários de distribuição de energia elétrica.
??Autoprodutores.
??Agentes comercializadores.
??Consumidor Livre (na compra).
No entanto, todos os contratos bilaterais devem ser registrados no MAE, para fins de
contabilização das operações de comercialização de energia.
Os valores contratados obviamente são muito raros de serem atingidos, quase sempre
haverá variações para mais ou para menos nos montantes efetivamente medidos pelo sistema
elétrico. Para sanar esse problema foi instituído o mercado de curto prazo, ou “spot”, que vai
apurar o resultado de aferições entre a energia elétrica faltante ou excedente dos contratos
bilaterais, resultando em montantes de energia residuais que são liquidados mediante o “preço
MAE”, em procedimentos semelhantes ao de uma bolsa de mercadorias (commodities), cuja
obtenção tem por base os mecanismos de oferta e procura.
Simplificadamente, o preço MAE é obtido pela inter-relação entre modelos de
obtenção de custos marginais de operação (que definem os custos de curto prazo), associados
à otimização da operação (programação de despacho de carga) gerenciada pelo ONS (MAE,
2003, pp. 19-23; DUKE ENERGY, Guia do cliente livre, 2003, tema 6.9).
Desta forma, o preço MAE será utilizado para liquidar as transações ente os agentes
de mercado, complementando os contratos bilaterais.
A diferença entre a energia produzida ou consumida e a energia contratada,
associadas a outros encargos do sistema, será objeto de verificação mensal, por parte do
MAE, para proceder a cobrança dos agentes “devedores” ou a restituição dos “credores”. Por
exemplo, se um comprador consumiu mais energia do que contratou, a diferença será cobrada
pelo preço MAE `a época da contabilização e da liquidação financeira (MAE, 2003, p.60-63).
181
3.1
O CONSUMIDOR NO PROCESSO DE COMPRA DE EN ERGIA ELÉTRICA
Dentro da visão de implementação da competição em nível da comercialização de
energia elétrica, a flexibilização do monopólio da distribuição de energia elétrica foi efetuada
através de normatização legal, tratando em separado a atividade de comercialização da parte
operacional propriamente dita, haja vista que a característica de monopólio natural impede
que seja feito isso fisicamente sem que os custos médios do setor aumentassem indevida e
indesejavelmente.
A flexibilização foi posta em prática através da lei no 9.074/95, com modificações
introduzidas pela Lei no 9.648/98, a qual estabeleceu a possibilidade de os consumidores
optarem por seu fornecedor de energia assegurando o livre acesso aos sistemas de transmissão
e distribuição (DUKE ENERGY, Guia do cliente livre, 2003, tema 5, 1).
Aparece então, a figura do consumidor livre. Também denominado cliente livre, é o
consumidor de energia elétrica que pode optar pela compra de energia elétrica junto a
qualquer fornecedor diverso da concessionária local, seja concessionário, permissionário ou
autorizado do sistema interligado, conforme legislação e regulamentos específicos (artigos 15
e 16 da Lei no 9.074/95; inciso IV do art. 2o , da Res. ANEEL 456/2000).
Em outras palavras, é o que reforça Fernandes Filho (2000, pp. 108-110), entendendo
que o consumidor livre poderá adquirir energia elétrica de qualquer vendedor do sistema
elétrico, seja de uma concessionária (além da local), de um produtor independente de energia,
de um autoprodutor ou ainda de um agente comercializador de energia, mediante contratos
livremente negociados. Assim, pode buscar as melhores condições econômico- financeiras na
aquisição de energia elétrica do sistema elétrico, dadas a garantia de livre acesso aos
produtores deste insumo.
Oliveira, Ramos e Machado (2002, p. 2; 2004, pp. 134-137) registram que, a partir
de 08/07/1998, desde que uma de suas demandas contratadas fosse maior ou igual a 10 MW, e
sua tensão de fornecimento 52 fosse igual ou maior que 69 kV, o consumidor de energia
elétrica poderia optar pela condição de consumidor livre. A lei também dispôs sobre um
cronograma de “libertação” dos consumidores.
52
Vide item 3.1.2 do APÊNDICE C.
182
Atualmente, o consumidor, para se tornar livre, precisa adequar-se à uma das
seguintes situações, sendo que estão previstas modificações no sentido de tornar ainda mais
abrangentes as condições (FERNANDES FILHO, 2000, pp. 104-111):
??Para os já ligados antes de 08/07/1995, deverão possuir demanda contratada, em
qualquer segmento horo-sazonal, de no mínimo 3 MW e tensão de fornecimento
de 69 kV
53
.
??Para os ligados após a data citada, deverão possuir a mesma demanda contratada,
porém em qualquer tensão.
??Para os que optem pela compra de energia elétrica de pequenas centrais
hidroelétricas (PCHs), desde que haja demanda contratada mínima de 500 kW.
??Conforme a Lei 10.438/02, também para aqueles conectados aos sistemas
interligados que adquirirem energia de fontes eólicas, biomassa ou solar e, se
pertencentes a sistemas isolados o limite da demanda passa para 50 kW
(OLIVEIRA, MACHADO e RAMOS, 2004, p. 136).
Além disso, deve-se lembrar que mesmo o consumidor livre somente tem essa
prerrogativa quanto à compra de energia mas continua de certa forma cativo quanto à
demanda, por meio de taxas de conexão que devem ser pagas à concessionária local54 .
O consumidor livre pode se associar ao MAE, mas não é obrigatório. No entanto,
deverá se fazer representar quando do registro dos contratos bilaterais celebrados, seja pela
distribuidora, pelo produtor de energia ou por um agente comercializador que intermediar a
transação.
É certo, porém que, não ocorreu uma total transformação do modus operandi dos
consumidores de energia elétrica, sendo que ainda permanecerá por um bom tempo a figura
do consumidor cativo, nos moldes do que vem ocorrendo nos países que já iniciaram reformas
semelhantes (BARBOSA, BARBOSA e LEAL, 2004, pp. 140-150).
Primeiro porque não há previsão concreta de se estender essa prerrogativa a todos os
consumidores, independente de sua tensão de fornecimento e, além disso, provavelmente nem
todos os consumidores em condições de se tornarem livres possuem intenção ou condições de
fazê-lo.
53
54
Conceitos que serão vistos no APÊNDICE C desta dissertação.
Será melhor detalhado no item 5.1 do APÊNDICE C.
183
Assim, até porque compõe a ampla maioria numérica - por volta de 40 milhões de
unidades ao final do ano de 2000, divididos em várias classes e atendidos tanto em baixa
quanto em média tensões - o consumidor cativo ainda terá bastante peso na questão técnicoeconômica do setor elétrico brasileiro (FERNANDES FILHO, 2001, pp.170-180).
3.2
O CONSUMIDOR NO PROCESSO DE VENDA DE ENERGIA ELÉTRICA
Deve-se frisar que não há óbices a que o próprio consumidor empresarial ou mesmo
pessoa física busque tornar-se um agente ativo do setor de energia elé trica, seja como
autoprodutor em suas próprias instalações fabris ou como produtor independente, através de
um empreendimento específico.
No Brasil, a produção e comercialização de energia pelos consumidores está
regulamentada
pela legislação que trata do produtor independente e do autoprodutor de
energia elétrica (art.2o do Decreto no 2.003/1996, que regulamentou a Lei no 9.074/95):
Art. 2o - Para fins do disposto neste Decreto, considera-se :
I – Produtor Independente de Energia Elétrica, a pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio
que recebam concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda
ou parte da energia produzida, por sua conta e risco ;
II – Autoprodutor de Energia Elétrica, a pessoa física ou jurídica ou empresas reunidas em consórcio
que recebam concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao seu uso
exclusivo.
Do ponto de vista legal, no Brasil, autoprodutor e produtor independente são figuras
distintas dentro do mercado de energia elétrica. No entanto, tratam-se de agentes produtores
de energia que não se revestem da condição de concessionários de energia elétrica (utilities).
Nascimento et al. (1997, pp. 84-94) argumentam que anteriormente às reformas de
1995, a situação para os autoprodutores não se mostrava muito confortável, pois que
operavam em uma estrutura de monopsônio, isto é, só podiam vender energia à concessionária
local, em geral por preços não muito atrativos. Na década de 80, a venda de excedentes de
energia foi permitida com a promulgação do Decreto-Lei no 1.872, mas reservada apenas à
concessionária local mediante regras que não incentivaram tais empreendimentos
(CLEMENTINO, 2001, p. 36; ELETRICIDADE MODERNA, 1998, pp. 112-118).
184
A desregulamentação das atividades de geração resultou, na prática, no livre acesso a
todos os interessados em produzir energia elétrica, instituindo a competição através da quebra
de monopólios, o que resultou em maiores facilidades de entrada para os autoprodutores e
produtores independentes, devidamente regulamentados através da Lei no 9.074/1995 e pelo
Decreto no 2003/96.
Em referência a Bajay et al. (2002, pp. 86-93), os quais referem-se às novas
oportunidades para empresas geradoras no setor elétrico brasileiro, pode-se verificar que o
novo ambiente organizacional estimula a geração distribuída, e com isso existem
potencialidades de empreendimentos, pelos consumidores, em autoprodução e produção
independente, inclusive com interrelações com o fornecimento de gás natural.
De acordo com Westberg (2002, p.126), a atividade de produção independente já
responde, em 2002, por quase 20% da potência total instalada do setor elétrico brasileiro, só
não se expandindo em maior velocidade por conta da indefinição e obscuridade regulatórias.
Este dado, mesmo de cunho positivo, ainda é muito aquém de países como os EUA, Índia e
China, onde os PIE já respondiam, em 1997, por nada menos que 50% dos investimentos em
expansão do setor (NASCIMENTO et al., 1997, p.92).
Um implicação interessante é a de que as empresas de geração de energia e
consórcios que produzem eletricidade para seu próprio consumo podem se adequar à figura do
autoprodutor de energia elétrica, mediante autorização da ANEEL, com permissão para
alimentar instalações de seu grupo econômico, mesmo que não contíguos fisicamente à
unidade geradora. Isto significa que um consumidor pode fazer um investimento em geração
de energia elétrica fora da área de seu parque fabril, tendo garantido o “caminho” da energia
produzida (disponível em <http:/ /www.aneel.gov.br/arquivos/pdf/tarifas_conceituacao.pdf>).
Quanto à autoprodução, esse contexto, de acordo com Pellegrini et al. (2001, pp. 98108), inclusive reforça a potencialidade de injeção de energia elétrica no sistema advinda da
geração distribuída em processos de co-geração, cuja tecnologia já é amplamente difundida
no Brasil.
Segundo Nascimento et al. (1997, pp. 84-94) e Clementino (2001, pp. 30-32), a
atividade de co-geração enquadra-se como produção destinada ao uso exclusivo, ou
autoprodução. Predominam como co-geradores, os setores de siderurgia, petroquímica, papel
185
e agricultura, mas existem outros ligados a hotéis, shopping centers, bancos e outros
estabelecimentos comerciais e pequenas indústrias.
3.3
O CONSUMIDOR E A FIGURA DO AGENTE COMERCIALIZADOR
Segundo a ABRACEEL (Associação brasileira dos agentes comercializadores de
energia elétrica), “o agente comercializador é a pessoa jurídica que, preenchendo os requisitos
estabelecidos na Res. ANEEL nº 265/98, foi autorizada a atuar na compra e venda de energia
elétrica no âmbito do MAE”.
Não obstante todas as empresas geradoras e distribuidoras sejam automaticamente
agentes de comercialização, a configuração mais comum deste tipo de empresa é aquela que
se aproxima de uma corretora de bolsa de valores ou de mercadorias, que vai buscar os
melhores negócios para seus clientes, gerenciando riscos de mercado, intermediando
operações ou revendendo direitos de compra ou venda. Nota-se, pois, que não
necessariamente o comercializador de energia precisa possuir ativos ligados à indústria de
energia elétrica (ABRACEEL, 2003, pp. 6-24), ou seja, sua capacidade de operação não se
limita à estrutura física de equipamentos elétricos.
Este novo elemento de mercado trouxe- lhe mais uma parcela de dinamicidade na
medida que impactou a formação dos preços no setor elétrico, influenciando o planejamento e
a gestão das empresas tradicionais já constituídas, em suas relações com os consumidores de
grande porte. Estes, por sua vez, evidentemente direcionam-se no sentido de maximizar seus
interesses e pagar a menor tarifa que lhe proporcione um fornecimento de qualidade e
confiabilidade, sendo então os agentes comercializadores seus instrumentos de prospecção
mercadológica (SILVEIRA, RIBEIRO e PINTO, 1998, pp. 50-57).
É ainda incipiente, mas já detectável, que este novo espectro de negócios trouxe ao
consumidor de energia elétrica a disponibilização, pelos agentes comercializadores
(principalmente as concessionárias) de uma série de serviços ancilares 55 , tudo com o objetivo
de atrair fidelizar o consumidor, que se estendem além da simples corretagem de operações
55
Serviços ligados à operação do sistema como controle de tensão, freqüência e carga, necessários à
transferência confiável de energia entre produtor e consumidor (disponível em:
<http://www.nol.org/home/NEO/phase1/glossary.htm>. Acesso em: 21 ago. 2001). Este conceito pode ser
estendido ainda à uma série de serviços que a concessionária pode prestar ao consumidor, em suas próprias
instalações, com as mesmas finalidades de manter ou melhorar os níveis de qualidade do fornecimento.
186
mercantis, incluindo a consultoria em gerenciamento e conservação de energia, em auxílio em
projetos de expansão de carga, manutenção de equipamentos, redes de fibras óticas, aluguéis
de equipamentos e outras áreas (BAJAY, 2002, pp. 86-93; FREITAS, FIGUEIREDO, 2003,
pp. 100-114).
Nada impede ainda que, na eventualidade de um consumidor especializar-se de tal
forma na leitura e aplicação das regras do setor elétrico, poderá até ampliar suas atividades
constituindo uma empresa para ser exclusivamente comercializador de energia, atendendo
então a um novo nicho de mercado potencialmente lucrativo.
A figura a seguir pretende sumarizar as condições de comercialização de energia
elétrica, relacionando os dispositivos legais em vigor que as regulamentam:
187
Figura 9 – Condições de comercialização de energia elétrica
Fonte: Manual do Agente Comercializador. Disponível em: <http://www.abraceel.com.br/mac/mac.pdf> Acesso
em: 13 nov. 2003.
188
(1) Concessionárias de geração e PIEs podem comprar para cobrir eventuais exposições no
MAE . Para compor seus portfólios necessitam autorização da ANEEL, como é o caso de
FURNAS comprando da Térmica de Cuiabá.
(2) Concessionárias de distribuição, quando parte de uma empresa verticalizada, podem
comprar até 30% de suas necessidades (self-dealing) com as concessionárias de
geração e/ou comercializadora do grupo (Lei n.º 10.604/02, artigo 2º).
(3) O concessionário de distribuição pode vender para consumidor livre, inclusive fora da sua
área de concessão, desde que nas mesmas condições de preço/tarifa praticadas para
consumidores cativos similares, de acordo com a Lei n.º 10.438/02
(4) Todo agente de mercado que atenda consumidores finais tem que demonstrar que possui
cobertura, em contrato de longo prazo, para, no mínimo, 95% de suas necessidades, de
acordo com a Resolução ANEEL n.º 91/2003, de 27 de fevereiro de 2003, que substitui a
Resolução ANEEL n.º 511/2002.
(5) A negociação pode ser feita por intermédio de contrato bilateral, dispensado o leilão, se a
contratação for entre sociedades coligadas, dentro dos limites estabelecidos em
legislação, ou se a concessionária/permissionária atuar no sistema isolado, ou mesmo se
o objeto do contrato for a compra e venda de energia produzida por fontes eólica, solar,
PCHs ou biomassa, conforme artigo 2º da Lei n.º 10.604/02.
(6) Os Agentes Comercializadores podem adquirir energia de geradores fora do ambiente do
MAE. Basta registrar os contratos.
Deve-se observar que, além de o processo de mercado não ter se estruturado
totalmente, já está sendo modificado substancialmente quanto à comercialização de energia
entre a geração e as concessionárias (MME, 2003). Não havia, mesmo ainda em 2002, uma
sistemática de comercialização plenamente transparente, o que era reclamado pelos agentes
do ramo (AVILA, 2002, pp. 106-107).
Seguirá portanto um período de adaptação e de consolidação, mas que parece não
retirará dos comercializadores suas prerrogativas de “ligar” os consumidores livres aos seus
fornecedores, principalmente os autoprodutores e produtores independentes, dentro do
ambiente de contratação livre, mantido na proposta apresentada ao final de 2003.
Por outro lado, é mister destacar que, seja qual for a modelagem do setor elétrico a se
consolidar no Brasil, um posicionamento estratégico por parte do consumidor não pode
prescindir dos fundamentos de gerenciamento de carga, fornecimento e faturamento de
energia elétrica, que serão melhor detalhados a seguir.
189
APÊNDICE B - GERENCIAMENTO DE CARGA
1
INTRODUÇÃO
Neste capítulo sobrevém a questão do gerenciamento de carga, item básico do
gerenciamento pelo lado da demanda (item 3.4.2.2), desta feita voltando-se para a
compreensão dos principais conceitos envolvidos pelo tema, para fins de efetiva utilização por
iniciativa dos próprios consumidores, atuando em seus sistemas elétricos (suas instalações),
sem a interveniência direta ou indireta dos órgãos planificadores ou operacionais do setor
elétrico.
190
2
CARGA E DEMANDA
Nota-se, mesmo na bibliografia especializada em eletrotécnica e em publicações de
concessionárias, uma certa confusão entre os conceitos de carga e demanda. Em princípio,
desde que o leitor atente para o enfoque apresentado (normalmente em projetos elétricos de
dimensionamento), não há maiores problemas em se designar carga como demanda, e viceversa, até porque suas unidades são idênticas, relacionando-se à potência em kW.
No entanto, a rigor, são conceitos diferentes
56
, a saber:
Carga (load) é definida como a potência elétrica requisitada ou disponibilizada em
pontos de conexão de consumidores e seus equipamentos de uso, ao sistema elétrico
(BERKOWITZ, 1985, p. 2388; NEO, 2001, p. 5) 57 .
Em uma instalação, existem cargas que, embora existentes e conectadas ao sistema
elétrico, não representam consumo de energia elétrica, por não estarem temporariamente em
efetiva operação (ligadas).
Seu conjunto é conhecido como carga instalada ou conectada e compreende a soma
das potências nominais, expressa em quilowatt (kW), de cada equipamento elétrico que esteja
instalado na unidade consumidora, pronto a ser ligado e consumir energia elétrica (não
computando os aparelhos comprovadamente em reserva) (NISKIER, MACINTYRE, 1986, p.
72; BERKOWITZ, 1985, p. 2388; CELESC, 1981, p. 6).
Uma vez em efetivo uso junto ao sistema elétrico, essas cargas vão representar um
determinado consumo de energia associada à potência elétrica que representam:
Figura 10- Energia consumida por cargas instantâneas
C1………… *
Cn……………………………………*
Co…… *
C2……………………*
to
t1
t2
…
tn
período To
Fonte: Elaboração do próprio autor.
56
“demand should not be confused with load” (NEO, 2001, pp. 2,5)
Lembrando que a carga também pode ser reativa, derivada da existência de componentes indutivos e
capacitivos, cujo assunto será abordado no item 6 do APÊNDICE B.
57
191
Da figura anterior e do conceito de energia, pode-se afirmar que o consumo de
energia associado ao uso das cargas Ci é : E = C * t, ou seja, a multiplicação da potência ou
carga pelo intervalo de tempo em que a mesma é solicitada.
Daí a origem do conceito de demanda (demand), que é entendida, da mesma forma,
por vários autores.
“A demanda é a média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao
sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na unidade consumidora, durante
um intervalo de tempo especificado” (Art. 2º, VIII, Res. ANEEL 456/2000).
Em outras palavras, a demanda é “a média das potências elétricas instantâneas
solicitadas, por consumidor ou concessionário, durante um período especificado” (DUKE
ENERGY, 2001, p. 34; MUNDO ELÉTRICO, 1990, p. 43; COTRIM, 1992, p. 203;
TARBOUX, 1962, p. 1200). Das observações anteriores chega-se à fórmula que exprime a
demanda:
Equação 1 – Demanda
n
Demanda ?
?
i? 0
Ci ? ti
To
Onde:
Demanda é dada em kW ou sob outra denominação em kW médios.
Sob outra interpretação, a demanda é considerada como “a taxa mediante a qual a
energia elétrica é entregue ou consumida por um sistema, expressa em kW, em um
determinado instante ou como a média de um determinado período de tempo”
(BERKOWITZ, 1985, p. 2383; DUKE ENERGY, 2001, p. 34; NEO, 2001, p.2; SMAIL,
1969, p. 55) levando à conclusão de que a demanda multiplicada pelo período total To
corresponde à energia entregue ou consumida:
Equação 2 – Demanda x energia
Demanda ?
_______
kW
?
Energia ?
_______
kW ? To (em kWh)
No Brasil, o intervalo de medição ou integralização da demanda para fins de
faturamento é de 15 minutos, ou seja, a cada 15 minutos o equipamento de medição efetua a
192
média ou a integralização das cargas ou potências atingidas pelo consumidor, registrando-a
para eventual cobrança (CELESC, 1981, p. 6; PROCEL, p. 5; Art. 2º, XII, Res. ANEEL
456/2000).
Segue que, não obstante a demanda ter a mesma unidade (kW) relativa à carga ou
potência, só pode ser confundida com as mesmas desde que o período de sua averiguação seja
instantâneo, onde a média vai ficar igual à carga instantânea. Essa aproximação é bastante útil
para algumas análises, sempre devendo ser entendida, porém, as diferenças entre os dois
conceitos.
193
3
FATORES DE DEMANDA E DE DIVERSIDADE
Em uma determinada instalação consumidora de energia elétrica, existe um montante
de carga instalada pronta para entrar em funcionamento. São motores, aparelhos diversos,
tomadas, iluminação, calefação ou refrigeração.
Observa-se, porém, que nem todas as cargas de um consumidor estarão ligadas ao
mesmo tempo, o que implica dizer que a carga “em uso” (ou a demanda instantânea) varia no
tempo e, num certo momento, atinge seu máximo, o que se dá quando há maior solicitação de
carga por parte deste consumidor. A este valor denomina-se demanda máxima, ou seja “a
maior de todas as demandas da carga em uso, verificada em um determinado período de
tempo” (BERKOWITZ, 1985, p. 2383; DUKE ENERGY, 2001, p. 36).
Além disso, uma boa parte da carga usualmente nem é utilizada, permanecendo
como uma reserva técnica de dimensionamento de projeto (CREDER, 1984, p. 26).
Logo, desde que nem toda a carga instalada de um equipamento ou de uma instalação
é necessariamente completamente usada, e mesmo assim a parcela utilizada não fica ligada
durante todo o tempo em que os mesmos estão conectados, a demanda (mesmo a máxima) é
normalmente diferente da carga instalada (no limite, poderia ser igual - nunca maior -,
considerando que a carga instalada é a máxima potência que pode ser requerida pela
instalação) (MAMEDE, 1987, p. 16) 58 .
O fator de demanda vai indicar, portanto, quanto da carga instalada está efetivamente
em uso.
Berkowitz (1985, p. 2384) apresenta a definição do fator de demanda como sendo “a
razão entre a máxima demanda em um determinado período de tempo e a carga total
conectada em um certo sistema elétrico”.
Niskier e MacIntyre (1986, pp. 61-62), Mamede (1987, p.16), Cotrim (1992, p. 207),
referem-se ao fator de demanda de uma instalação como a relação entre a demanda máxima
(potência demandada ou potência de alimentação) e a potência instalada ou potência nominal
de um setor, de uma instalação ou de um circuito (soma das potências nominais dos
equipamentos de utilização, inclusive tomadas, efetivamente conectados ao sistema).
58
Convém atentar para SKROTZKI e VOPAT, 1960, p. 581: “If all devices ran to their fullest extent
simultaneously, the maximum demand of the consumer would equal his connected load”
194
A fórmula do fator de demanda é apresentada abaixo, como a relação entre a
demanda e a carga instalada, usualmente para o horário em que se verifica a demanda
máxima:
Equação 3 – Fator de demanda
Fd ?
D max
C arg a Instalada
A identificação de um baixo fator de demanda em uma determinada instalação
permite afirmar que houve, em certo grau, um superdimensionamento de projeto, implicando
em custos desnecessários e dificilmente recuperáveis.
Por outro lado, a constatação de que a Dmax de um consumidor é, em geral, inferior
à sua carga instalada, permite concluir que quando um grande número de consumidores é
considerado, a potência das unidades que fornecem energia para estes consumidores pode ser
dimensionada bem aquém da soma das cargas instaladas. O quanto aquém dependerá dos
levantamentos estatísticos disponíveis para a categoria de consumidores que está sendo
considerada.
Sendo, a rigor, instantâneo, pois a cada momento há uma demanda, existe a
necessidade de se estimar um fator de demanda para cada tipo de instalação (tomadas,
iluminação, aque cimento, etc...) e de consumidor (ex: padaria, malharia, hotéis, escritórios,
etc..).
Além das considerações feitas em torno do conceito de fator de demanda, existe
outro conceito que, se bem avaliado e aplicado, pode resultar em economia adicional no
dimensionamento e no planejamento da expansão dos circuitos elétricos alimentadores. É o
caso da diversidade, que se relaciona com o fato de que nem todos os componentes que
compõe uma carga instalada, estarão em funcionamento (ligados) simultaneamente;
A diversidade existe dentro de uma mesma instalação, entre equipamentos da mesma
natureza (iluminação, por exemplo), entre equipamentos diferentes (iluminação e motores, por
exemplo).
A diversidade também ocorre entre diferentes consumidores, pois, devido à
naturezas, padrões e hábitos de consumo diferentes, suas demandas máximas não se
verificarão no mesmo momento (CPFL, p. 6; BERKOWITZ, 1985, p. 2384, 2388).
195
Por isso, a soma das demandas máximas individuais de um conjunto de
equipamentos ou de consumidores será diferente da demanda máxima do próprio conjunto.
Por exemplo, tome-se três consumidores A, B e C, alimentados por uma fonte
comum, representados pela figura a seguir, com demandas máximas idênticas de 5 kW
registradas, respectivamente, às 18h, 19h e 20h, sendo que nos horários restantes do dia suas
demandas foram de 1, 2 e 3 kW.
Figura 11 – Consumidores ligados à mesma fonte
Consumidor A
Consumidor B
Consumidor C
Fonte: Elaboração do próprio autor.
O somatório das demandas máximas individuais é 15 kW mas, evidentemente, não é
a demanda máxima do conjunto haja vista que não ocorrem simultaneamente (neste caso seria
5 (A) + 2 (B) + 3 (C) = 10 kW, ocorrendo às 18 h59 ).
Define-se o fator de diversidade como a relação entre a soma das demandas máximas
de cada consumidor ou carga e a demanda máxima do conjunto de consumidores ou cargas
(BERKOWITZ, 1985, p. 2384; SROTZKI, VOPAT, 1960, p. 581). Ou, no entender de
Cotrim (1992, p. 210), o Fdiv é definido para um determinado ponto de distribuição de
energia elétrica, “sendo igual à razão da soma das demandas máximas dos diversos conjuntos
de cargas ligadas a este ponto, para a demanda máxima do ponto de distribuição”.
Assim, a fórmula do fator de diversidade fica sendo:
Equação 4 – Fator de diversidade
Fdiv ?
59
?
D max individuais
D max conjunto
Este resultado é mais facilmente constatado através da construção e análise de uma curva de carga, a ser visto
no item a seguir.
196
Como a demanda máxima do conjunto nunca será maior que a soma das demandas
máximas individuais, tem-se que o fator de diversidade deverá ser maior ou excepcionalmente
igual a 1.
Mamede (1987, p. 18) faz suas alusões à diversidade das cargas de modo inverso,
tratando de enfatizar o conceito da simultaneidade (fator de simultaneidade), o que para fins
práticos, resulta na mesma idéia. 60
Na prática realiza-se a aplicação dos fatores de demanda e diversidade, a fim de
prever a não simultaneidade da ocorrência das demandas máximas, o primeiro entre
equipamentos de uma instalação, o segundo entre consumidores de um mesmo ramal (ou
entre instalações distintas de uma mesma planta industrial, por exemplo), ainda na fase de
projeto de implantação ou de ampliação de uma unidade consumidora ou de uma subestação
de energia elétrica.
Utiliza-se o Fd e o Fdiv disponíveis em livros de eletrotécnica, normas, publicações e
manuais de concessionárias de energia elétrica, dados em tabelas especiais para projetos
elétricos.
Tanto para o consumidor quanto para a concessionária, o objetivo é o da
racionalização de custos cujo dispêndio será definitivo, ou seja, normalmente empregado em
capital imobilizado de difícil ou nenhuma liquidez.
Se a concessionária e o sistema elétrico se baseassem simplesmente no conjunto dos
pedidos de carga dos consumidores (estes baseados na carga instalada) para projetar a
expansão de suas próprias instalações, ocorreria de fato um efeito encadeado de
sobredimensio namento aumentando custos do setor e por conseqüência das tarifas de energia
elétrica.
Este raciocínio pode ser aplicado no âmbito interno do próprio consumidor, ou seja,
o superdimensionamento de circuitos e equipamentos alimentadores também implica em
dispêndios mais elevados a serem imobilizados com materiais, equipamentos e mão-de-obra.
Para se ter uma idéia das reduções possíveis, para a aplicação conjunta de um fator
de demanda usual, de 0,86 e um fator de diversidade de 1,3
60
61
, teríamos uma demanda
Apenas lembrar que, enquando o Fdiv não pode ser menor do que 1, o Fs não pode passar de 1.
Valores tomados a partir das tabelas existentes em Creder (1984, pp. 26-27). Exemplo mais complexo pode
ser visto em Skrotzki e Vopat (1960, pp. 583-584)
61
197
máxima estimada para o atendimento de um determinado grupo de cargas, calculada em
percentual da carga instalada:
D max conj ?
0,86 * CI
? 66% da c arg a instalada
1,3
Para registro, na questão dos projetos em eletrotécnica, existem ainda outros fatores,
como o de serviço 62 , que indicam a capacidade de o equipamento suportar sobrecargas
contínuas em sua operação, sem que isso lhes diminua a vida útil, relacionados às
características construtivas de transformadores (de potência ou de corrente), motores...
Já o fator de utilização 63 leva em conta que o regime de funcionamento dos
equipamentos normalmente é tal que a potência realmente absorvida é menor que a nominal.
Para fins de gerenciamento de carga, ou seja, etapa posterior ao projeto em que a
instalação já está em funcionamento, é possível, se bem que tomados alguns cuidados em
casos específicos, restarem os fatores de serviço e de utilização englobados pelo Fd e Fdiv.
62
Fator pelo qual pode ser multiplicada a potência nominal de um motor, para operação de modo contínuo, sem
aquecimento prejudicial, porém com queda do rendimento (CREDER, 1984, p. 135; MAMEDE, 1987, p. 164).
63
Fator pelo qual pode ser estimada, para equipamentos, a potência máxima efetivamente atingida em relação à
potência nominal, aproximadamente 0,75 no caso de motores e 1 no caso de iluminação (COTRIM, 1992, p.
207)
198
4
CURVA DE CARGA
Como visto anteriormente, as cargas de um consumidor nem sempre estão ligadas,
tampouco em simultaneidade, sendo que a cada instante pode ser solicitada uma carga
(demanda instantânea) diferente.
No mesmo sentido, uma subestação de energia elétrica cujo barramento de saída
alimente uma cidade, possuirá consumidores residenciais, comerciais e industriais, cada qual
tendo sua maneira própria de consumir energia.
Por exemplo, a carga de consumidores residenciais tem sua variação afetada de
maneira marcante pela iluminação e pelo acionamento de chuveiros elétricos, então, a
tendência de ocorrer a demanda máxima para estes consumidores é ao final do dia. Já os
consumidores industriais e comerciais em geral apresentam consumo mais uniformemente
distribuído dentro de seu período de funcionamento, entre 8 h e 12 h e entre 14 e 18 h.
Caso se deseje verificar graficamente o comportamento das demandas de um
consumidor ou de uma subestação, durante um determinado período, está-se diante da
construção de uma curva de carga, que é a representação ou o registro gráfico cronológico das
cargas ou das demandas em seus horários de ocorrência (CELESC, p. 43; SROTZKI,
VOPAT, 1960, p. 584; TARBOUX, 1962, pp. 1200-1202).
4.1
CURVAS DE CARGA TÍPICAS
Como já mencionado anteriormente, cada consumidor ou classe de consumidores
possui hábitos e padrões distintos de consumo de energia elétrica, que podem ser
representadas por suas correspondentes curvas de carga. (CPFL, pp. 22-44)
Com base em estudos efetuados pela CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz, na
década de 1980 (pp. 22-44), bem como nos dados apresentados por Skrotzki e Vopat (1960,
pp. 584-588), pode-se verificar as diferentes conformações das curvas de carga, de acordo
com o tipo de consumidor avaliado, assim como nos períodos da semana ou do ano.
A curva visualizada na figura a seguir é aquela tipicamente encontrada em
residências (dwelling load), referente às cargas de iluminação e outros usos em
eletrodomésticos e aquecimento, onde se constata nitidamente um aumento de consumo a
partir das 6h e salto a partir do início da noite:
199
demanda
Figura 12 – Curva de carga residencial
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
h
Fonte: CPFL. Análise da curva de carga. Fig. 4.11. p. 30. [s.l.]: CPFL, [s.d.]; VENNARD, 1970, p.60.
Já o comércio tradicional, bancos e ainda prestadores de serviços, por permanecerem
em atividade normalmente até o final do dia (horário comercial), têm suas curvas de carga
denotando o início e paralisação gradativa das atividades entre 8 e 18 h64 , mas ainda sofrendo
um aumento do consumo em função do aumento da temperatura ambiente à tarde e da adição
da carga de iluminação no início da noite:
demanda
Figura 13 – Curva de carga comercial
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
h
Fonte: CPFL. Análise da curva de carga. Fig. 4.13. p. 33. [s.l.]: CPFL, [s.d.].
A curva de carga industrial (industrial load) apresenta ainda uma diferença entre o
regime de operação das empresas. De acordo com Mamede (1987, p.15), os diferentes setores
64
Atualmente, no entanto, o aumento do número dos “shopping centers” seguramente fez deslocar mais para a
noite a ponta da demanda de energia elétrica do setor comercial.
200
de produção de uma determinada instalação industrial terão curvas de carga que vão variar em
função da operação e coordenação das atividades ali desenvolvidas.
As grandes indústrias normalmente operam em regime de produção contínuo
(durante o dia e mesmo finais de semana) e têm uma maior atenção e controle quanto ao
consumo de energia, o que leva à uma curva de carga com formato mais plano. Por outro
lado, pequenas e médias indústrias quase sempre operam em regime descontínuo,
normalmente acompanhando o horário comercial (mas iniciando e paralisando as atividades
mais cedo). A conjugação destes dois regimes origina a curva de carga industrial:
demanda
Figura 14 – Curva de carga industrial
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
h
Fonte: CPFL. Análise da curva de carga. Fig. 4.16. p. 35. [s.l.]: CPFL, [s.d.].
A iluminação pública (street lighting), que compõe uma parcela razoável da carga
total do sistema, tem sua curva bastante peculiar, por não ter definida uma demanda de ponta,
até porque sua carga apresenta uma razoável simultaneidade:
201
demanda
Figura 15 – Curva de carga da iluminação pública
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22
h
Fonte: CPFL. Análise da curva de carga. Fig. 4.19. p. 38. [s.l.]: CPFL, [s.d.].
Quanto aos diferentes períodos da semana ou do ano, as curvas de carga refletem
inclusive comportamentos de setores econômicos e sociais, atividades da população e eventos
específicos. Desse modo, encontram-se significantes diferenças sazonais ent re a carga dos
dias de semana e a dos finais de semana, ou ainda, por exemplo, nas curvas de carga do
período de safra de uma determinada região agrícola, de uma região balneária de verão ou
ainda, em países tropicais como o Brasil, o aumento de carga de ar-condicionado no verão.
Existe ainda a representação, via curva de carga, do comportamento de consumo de
energia reativa, dispondo-se cronologicamente as demandas reativas medidas no decorrer de
um período (MAMEDE, 1987, p. 114)
A composição das curvas individuais, com sua devida diversidade, vai acumulandose em direção à uma curva de carga do sistema elétrico como um todo, cujas características
podem ser visualizadas na primeira figura do item 5.3.2, a seguir 65 .
Tal é a importância da análise das curvas de carga para o setor elétrico dos países,
que são desenvolvidos estudos sistemáticos sobre o assunto, empregando equipamentos
específicos de medição e modelos estatísticos e matemáticos. Esses estudos permitem
diversas aplicações, dentre elas:
a) Supervisão, previsão e programação (planejamento) do atendimento de carga
do sistema elétrico interligado no curto, médio e longo prazos;
65
Entre essas características, estão a baixa carga no horário da madrugada, o crescimento ao raiar do dia, uma
pequena queda ao meio dia e a ponta do sistema entre as 20 h e 22 h. Camargo (1984, pp. 12-13), também
mostra a forma desta curva de carga típica.
202
b) Dimensionamento de sistemas de transmissão e distribuição: potência
máxima, diversidade, sazonalidade e interligações;
c) Acompanha mento e avaliação de efeitos de políticas tarifárias dirigidas,
modificações no perfil de consumo assim como no horário de verão;
d) Análise de confiabilidade (ex: demanda suprida e não suprida);
e) Análise econômico- financeira e determinação de custos marginais;
f) Regulação automática de tensão no sistema;
g) Operação controlada de transformadores em regime de sobrecarga;
4.2
CURVA DE CARGA – ANÁLISE DAS INFORMAÇÕES
Mesmo a maior parte dos consumidores empresariais não tendo a forma de curva de
carga visualizada a seguir, ela é a mais adequada para a apresentação didática dos
instrumentos de análise envolvidos no gerenciamento de carga.
Segundo Skrotzki e Vopat (1960, p. 589), para o planejamento e operação de um
sistema elétrico 66 , é necessário o conhecimento da forma que varia a demanda no decorrer do
período de tempo sob análise, das demandas máximas e mínimas 67 que ocorrem e da energia
consumida no período.
Estas informações importantes podem ser extraídas a partir dos dados que constroem
a curva de carga, sendo mostradas na figura a seguir (REIS, 2003, pp. 219-220):
66
E aqui podemos entender também o sistema elétrico relativo às instalações de um consumidor.
O conhecimento da demanda ou carga mínima ou de base (base load) também é importante pois que é a maior
demanda que permanece todo o tempo sendo solicitada, podendo ser representada por uma linha constante ao
longo da curva de carga, o que a diferencia da carga intermediára (intermediate) e da máxima ou de ponta
(peak ). (NEO, 2001, p.5)
67
203
Figura 16 – Curva de carga – pontos importantes
Carga
(Demanda)
Demanda Máxima
n
? Pi dt
i ?1
Demanda Mínima
Horas
Fonte: Elaboração do próprio autor.
Em uma curva de carga existem três regiões, nem sempre muito bem definidas, que
tratam das cargas de ponta, das cargas intermediárias e das cargas de base. Por isso as
definições de ponta, para as cargas de curta duração 68 , e de base, para as cargas que têm
maiores tempos de duração, em especial aquelas iguais ou inferiores à demanda mínima (que
aparecem durante todo o tempo) (SMAIL, 1969, pp. 56-59).
Verifica-se que a área sob a curva da curva de carga, obtida a partir da integração das
diversas cargas ou demanda no decorrer do período, exprime um valor que representa a
energia elétrica consumida durante o período:
Equação 5 – Área sob a curva de carga
To
Área
?
? P (t) dt
?
energia
t ?0
68
A duração das cargas é uma abordagem que será melhor apresentada no item 3.3 do Apêndice D, nas
aplicações das curvas de duração de carga.
204
Ocorre que é impraticável a determinação da equação da curva de carga, o que faz a
obtenção da área ser mais usual a partir de uma análise gráfica:
Equação 6 – Área sob a curva de carga – análise gráfica
?
Área
n
?
P( i) ? ? t
?
energia
i? 1
Na prática os valores de curvas de carga obtidos a partir dos equipamentos medidores
existente não são contínuos, porém lidos a intervalos de 15 minutos, a fim de se adequarem à
legislação brasileira específica de faturamento (vide item 4.3 do APÊNDICE C).
Podem ainda referir-se a outros intervalos (½ em ½ hora ou 1 em 1 hora)
69
, mas
sempre sob o pressuposto de que essa integração é feita imaginando-se que o valor lido
permaneça durante todo o intervalo até a próxima leitura, de acordo com a figura
exemplificativa a seguir:
Figura 17 – Curva de carga medida em intervalos
(MW)
CURVA DE CARGA
300
250
200
150
100
50
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
(Hora)
Fonte: Elaboração do próprio autor.
69
Tamb ém fazem esse comentário Skrotzki e Vopat (1960, p. 591-592), designando uma curva obtida a partir de
medições horárias como “hourly-averaged-load curve”
205
Neste caso, o cálculo da área sob a curva de carga (e por conseqüência da energia
consumida) trata-se da soma das áreas de diversos retângulos, multiplicando-se os valores de
demanda pelos intervalos de leitura e fazendo a soma destas multiplicações.
4.3
CARGA MÉDIA E DEMANDA MÉDIA.
A demanda média (Dmed) é a média das demandas ocorridas num período
considerado ou, ainda, é a relação entre a energia ativa consumida durante um intervalo de
tempo especificado (CELESC, p. 44; CELESC, 1981, p. 6; DUKE ENERGY, 2001, p. 37).
A expressão que permite o cálculo da Dmed é:
Equação 7 – Demanda média
T
Dmed ?
1
T
?P (t ) . dt
0
onde:
P representa a variável demanda ao longo de t.
To representa o período sob análise
Na verdade, como já visto anteriormente, a própria demanda já é uma média das
cargas solicitadas durante um período ou ainda a taxa mediante a qual a energia é consumida.
Aqui não se pode fazer confusão de aplicação: muito embora a forma de cálculo seja
a mesma, quando se fala em demanda média, entende-se estar tratando da média das
demandas verificadas nos intervalos de medição, que podem ser quaisquer (na prática 15’).
Por exemplo, na curva de carga da figura 14, se estivéssemos representando
medições feitas com registradores da concessionária, ou seja, de 15 em 15’, cada barra seria a
demanda medida em cada intervalo, obtida por integralização (média) da energia consumida
pelas cargas verificadas no período de 15’.
Já a demanda média do dia seria a média das demandas medidas ou a relação entre a
energia consumida por essas demandas sobre o período.
Outra forma de entendimento da natureza da demanda média pode ser vista pelo
seguinte conceito:
206
É a demanda que, permanecendo constante ao longo de um certo período, consome a
mesma energia relacionada à demanda variável (funcionamento normal do sistema) na curva
de carga do período em questão (COTRIM, 1992, p. 205). Ou seja, se tomarmos o valor da
demanda média multiplicado pelo período To, obteremos o valor da energia consumida
durante aquele período, daí a importância e a relação direta que se faz entre a Dmed e a
energia, quando esta pode até ser referenciada em kW médios.
207
5
FATOR DE CARGA
O fator de carga (Fc) é um índice que demonstra como está sendo utilizada a energia
elétrica colocada à disposição de um consumidor, refletindo a racionalidade e economicidade
do consumo e do funcionamento de suas instalações (CELESC, p. 43; CELESC, 1981, p. 11;
CNI, 1989, p. 20; SECR. ENERGIA-SP, 2001, p. 23).
Exibindo uma medida do grau de variação ou de uniformidade da carga (entre zero e
1, ou ainda em termos percentuais), o fator de carga (load factor) é obtido pela razão entre a
carga média em quilowatts suprida durante um determinado período, e a carga máxima ou de
pico verificada neste mesmo período (BERKOWITZ, 1985, p. 2388; SKROTZKI , VOPAT,
1960, pp. 592-593; VENNARD, 1970, pp. 30-34).
Considerando E como a energia consumida durante um período de tempo T, e se
Dmax for a demanda máxima atingida no período T, o fator de carga para o período T pode
ser definido a partir do conceito de demanda, podendo-se então atribuir ao Fc a relação entre a
demanda média e a demanda máxima (BERKOWITZ, 1985, p. 2388; CELESC, p. 43;
CELESC, 1981, p. 11; MAMEDE, 1987, p. 16-17; NEO, 2001, p. 5):
Equação 8 – Fator de carga
Fc ?
Fc
Fc
Cmed
C max
E
1
?
To D max
?
?
Dmed
D max
onde:
Cmed = carga média verificada
Cmax = carga máxima ou de pico
E
(kWh/h) é a demanda média (Dmed) para o período de tempo T.
To
Dmax = demanda máxima no período.
208
O fator de carga é um dos mais importantes índices que se usa para caracterizar o
consumo de energia elétrica, refletindo obviamente na análise do produtor, em projetos de
centrais e sistemas de transmissão e distribuição.
O fator de carga pode ser calculado para diferentes períodos de tempo, podendo ser
avaliado para um dia, um mês, um ano, etc, bastando que se divida a demanda média no
período considerado pela demanda máxima ocorrida no mesmo período, podendo ser expresso
em valores absolutos como também percentuais.
Usualmente o índice do fator de carga usado é o de base mensal, para fins de análise
dos preços médios de energia pagos pelo consumidor. Um fator de carga baixo significa que a
demanda máxima do período (pico ou ponta) é significativamente maior do que a média
verificada (CNI, 1989, p. 20; SECR. ENERGIA-SP, 2001, pp. 28-30).
Para os consumidores, a análise do fator de carga de suas instalações é importante
pois o mesmo influi no custo unitário de energia adquirida.
Por outro lado, para os produtores que os atendem, à medida em que o Fc se torna
elevado, suas instalações são utilizadas de uma forma mais completa, e os custos de produção
tornam-se menores por unidade de energia vendida (FORTUNATO et al.,1990, p. 191;
VENNARD, 1970, p.p. 184-186).
De fato, o preço pago pelos consumidores dos grandes consumidores, principalmente
as empresas, é composto de duas parcelas: a parcela proporcional à Dmax ocorrida e a parcela
proporcional à quantidade de kWh (energia) consumida no período considerado 70 (CELESC,
pp. 44-47).
Equação 9 – Influência do fator de carga nos custos de energia elétrica
Preço pago = p . Dmax + e . E
onde:
70
Aqui apresentado preliminar e simplificadamente. O detalhamento do assunto Tarifação será efetuado no
APÊNDICE C desta dissertação.
209
Fc ?
Dmed
D max
?
E
To ? D max
?
?
D max
E
To ? Fc
assim ,
preço pago ?
p?
E
? e? E
To ? Fc
p = preço do kW
e = preço do kWh
Em cálculos de base mensal, normalmente To é substituído por 730 h, período de
tempo de um mês médio [(365 dias x 24 horas) / 12 meses] (CELESC, 1981, pp. 12-15), ou
ainda para os horários de ponta (66 h) e fora de ponta (664 h) 71 (SECR. ENERGIA-SP, 2001,
p. 23)
A análise da equação anterior leva à conclusão de que quanto maior for o fator de
carga, menor é a parcela paga pela demanda e por conseqüência o preço unitário ou médio
(preço/kWh) pago por unidade de energia (kWh) (JANNUZZI, 1997, p. 167) 72 :
Equação 10 – Preço médio da energia elétrica em função do fator de carga
Pr eço Médio
?
preço pago
energia ( kWh)
?
p
?e
To * Fc
Neste sentido, o ideal seria que a demanda máxima se aproximasse o possível da
demanda média, ou seja, uma curva de carga o mais plana possível, implicando em um fator
de carga o mais próximo de 1 e o menor preço médio possível.
As principais causas de um baixo fator de carga estão relacionadas à uma má
distribuição ou programação de utilização de energia elétrica, normalmente através do
71
72
Vide item 3.3.2 do APÊNDICE C e nota 23.
Também pode ser calculado o preço médio para a tarifação horosazonal (item 3.3.2 do APÊNDICE C)
210
funcionamento desnecessário e/ou simultâneo de várias cargas 73 (CELESC, pp. 46-47;
CELESC, 1981, pp. 16-17).
Para melhorar o fator de carga, inicia-se por ações de natureza funcional, evitando a
partida simultânea de motores e efetuando manutenção preventiva nas instalações. Após a
correção dessas distorções, pode-se analisar ainda duas opções (CELESC, p. 47-51; CELESC,
1981, pp. 18-20; CNI, 1989, pp. 20-21; MAMEDE, 1987, p. 15-17):
a) Aumentar o consumo, sem aumentar a demanda: Esta opção só faz sentido se
a empresa constatar um aumento do volume de vendas/produção que
implicaria no aumento de consumo de energia elétrica. Neste caso, o
consumo adicional deve ser alocado em períodos em que a demanda esteja
menor que a máxima. 74 .
b) Reduzir a demanda, preservando o consumo: É a atitude mais natural, haja
vista que o baixo fator de carga vem do fato de que a demanda máxima é
bem maior que a média 75 . Assim, podem ser deslocadas e reprogramadas
cargas do horário de ponta, reduzindo a demanda máxima, aplainando a curva
de carga, reduzindo o custo médio da energia e portanto o custo total.
Estas medidas de melhoria do fator de carga implicam inclusive, para uma empresa
industrial, na melhor utilização da sua capacidade operacional, pelo melhor aproveitamento de
seus equipamentos (FORTUNATO et al., 1990, p. 192).
Na verdade, haja vista que toda ação da empresa no sentido de se adequar a um
melhor fator de carga pode requisitar investimentos e custos adicionais, é interessante a
informação de que, para fins de redução do preço médio de energia elétrica, não é
absolutamente imprescindível se chegar a um Fc para muito próximo da unidade.
Em Camargo (1984, p. 14) encontra-se a curva análoga à mostrada a seguir, obtida a
partir da equação 6, cujas relações entre seus componentes geralmente leva à uma forma
característica, onde se verifica que o preço médio realmente sofre reduções significativas para
73
Também podem ser elencados problemas com partidas de motores, curto-circuitos e fugas de corrente. Para
fins de faturamento de demanda, lembrar do período de 15 minutos de integralização (ver item 4.3.1 do
Apêndice B e nota 118)
74
Seria um “preenchimento de vales” da curva de carga, tornando-a mais plana (JANNUZZI, 1997, p. 128).
75
Ver curva de carga figura 16.
211
melhorias (aumento) do fator de carga até a faixa dos 70%, aproximadamente, o que pode
servir de balizador para estimar-se um limite de investimentos e gastos.
Figura 18 – Variação do preço médio da energia elétrica com o fator de carga
Preço Médio
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
Fc
Fonte: CAMARGO, C. Celso. Transmissão de energia elétrica. Florianópolis: Editora da UFSC, 1984. p. 14;
VENNARD, 1970, p. 226.
212
6
FATOR DE POTÊNCIA
Ao gerenciar a carga de suas instalações, o consumidor deve se ater ao fato de que
não estão presentes somente a demanda (kW) e energias (kWh) ativas, ou seja, aquelas que
realizam trabalho através da geração de calor, luz ou movimento.
Na maioria dos casos, existe um outro componente que se soma à parte ativa,
compondo a potência total ou aparente (kVA), relacionado à parte reativa das cargas (kVar),
que em função das características construtivas e operacionais dos equipamentos, tem a
necessidade de criar e manter campos eletromagnéticos.
É o caso das cargas indutivas como motores, transformadores, lâmpadas de descarga,
fornos de indução, equipamentos de controle e automação, entre outros (PROCEL, 2001, p.
12; CNI, 1989, pp. 15-18).
Cabe lembrar que quer-se aqui apresentar os fundamentos de análise e providências
relacionados ao assunto, baseados em bibliografias de cunho básico, lembrando de que existe
toda uma bibliografia técnica especializada para um estudo mais aprofundado.
Quanto aos aspectos legais e práticos de medição e faturamento de reativos dos
consumidores, será assunto a ser abordado no item 4.5 do APÊNDICE C desta dissertação.
O parâmetro mediante o qual se verifica qual o percentual da potência total fornecida
que efetivamente é utilizada como potência ativa é denominado Fator de Potência (FP), cuja
visualização gráfica se dá através do “triângulo de potências” (CODI, p. 5; CELESC, p. 38;
MAMEDE FILHO, 1987, p. 107; NISKIER, MACINTYRE, 1986, pp. 284-285; CREDER,
1984, p. 198):
213
Figura 19 – Triângulo de potências
Potência ativa (kW)
f
Potência total ou aparente (kVA)
ativa (kW)
Potência reativa (kVar)
Dos conceitos trigonométricos aplicados à figura acima, extrai-se a expressão que
exprime o fator de potência, que é a relação entre a potência ativa e a potência total76 :
Equação 11 – Fator de potência
FP ?
kW
?
kVA
kVar ?
?
cos ? ? cos ?arctg
kW ??
?
Onde:
kW = potência ativa
kVA = potência total ou aparente.
kVar = potência reativa.
O fator de potência também pode também ser capacitivo, o que normalmente ocorre
em períodos de baixa carga, com a injeção de reativo pelas linhas de transmissão e
distribuição, por bancos de capacitores que não são desligados pelas empresas.
O fator de potência (indutivo ou capacitivo) em níveis baixos implica na circulação,
entre fonte e carga, de uma energia reativa que não está executando trabalho, conquanto esteja
ocupando a capacidade do sistema elétrico.
76
Para questões de faturamento de energia elétrica, a resolução 456/2000 trata, em seus artigo 2o , incisos XIV e
XX, dos conceitos de energia elétrica reativa e de fator de potência, respectivamente:
“XIV - Energia elétrica reativa: energia elétrica que circula continuamente entre os diversos campos elétricos e
magnéticos de um sistema de corrente alternada, sem produzir trabalho, expressa em quilovolt-ampére-reativohora (kVArh).
[....]
XX - Fator de potência: razão entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada da soma dos quadrados das energias
elétricas ativa e reativa, consumidas num mesmo período especificado” (conceito também derivado do triângulo
de potências)
214
O baixo fator de potência ocorre principalmente na existência de motores e trafos77
em elevado número, operando a vazio ou com pequenas cargas, níveis de tensão da instalação
acima do normal, iluminação de descarga (vapor de mercúrio, fluorescentes, etc...) sem
correção individual de FP (CELESC, p. 40; PROCEL, p. 14-15; CREDER, 1984, pp. 197;
COTRIM, 1992, pp. 783-784).
Os problemas decorrentes da operação com baixo fator de potência, ou seja, em um
percentual elevado de reativos, refletem-se na rede elétrica através de uma corrente elétrica78
bem maior do que a necessária para gerar trabalho, aumentando as perdas de energia dentro
da instalação, redução da capacidade e da vida útil dos transformadores e outros
equipamentos, aquecimento de condutores, quedas e flutuações de tensão e implicando na
sub- utilização da capacidade instalada do próprio sistema elétrico, cuja legislação permite a
cobrança de penalidades pecuniárias (CODI, pp. 7-10; CELESC, p. 40; CNI, 1989, p. 16-17).
A correção do baixo fator de potência é alcançada pela eliminação das suas causas
(dimensionamento e utilização corretos de equipamentos elétricos, acerto no nível de tensão)
e pela injeção de energia reativa através da instalação de capacitores ou motores síncronos
superexcitados diretamente sobre as cargas indutivas (compensação) (CODI, pp. 11-15;
CELESC, pp. 41-42; CNI, 1989, p. 18, MAMEDE, 1987, pp. 120-127; COTRIM, 1992, pp.
796-803).
Cuidados adicionais devem ser tomados em função da presença de distorções
harmônicas 79 produzidas por vários tipos de equipamentos como fornos a arco, conversores
estáricos e outros, as quais podem interagir com os bancos de capacitores instalados,
agravando problemas de aquecimento e perdas em máquinas e interferindo em equipamentos
eletrônicos, de comunicação e de proteção de circuitos elétricos (CODI, p. 15; COGO, 1993,
pp. 3, 19-25).
77
Abreviação usual para transformador.
Grandeza elétrica relacionada ao fluxo de elétrons em um condutor, expressa em ampéres (A) (NISKIER,
MACINTYRE, 1986, p. 3).
79
Provocadas por ondas que possuem freqüências múltiplas da freqüência fundamental (60 Hz), de natureza não
senoidal.
78
215
APÊNDICE C - TARIFAÇÃO E FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA
1
INTRODUÇÃO
Políticas tarifárias de energia elétrica, além de sua função precípua de remuneração
do produto, são também formas de controle indireto do consumo de energia elétrica, inseridas
no contexto maior do Gerenciamento pelo Lado da Demanda 80 . Aproveitando-se da
racionalidade econômica dos consumidores, uma política tarifária adequada os induz à gestão
eficiente do uso e do aproveitamento energéticos, e com isso obtém uma melhor alocação
econômica dos recursos do setor elétrico.
Neste sentido, as transformações da estrutura de mercado do setor elétrico vêm
mudando o senso comum dos consumidores de energia elétrica em relação à sua interpretação
sobre o produto energia elétrica. A visão de que a energia elétrica é um serviço a ser
disponibilizado pelo governo foi ampliada e incluiu a dimensão de produto-bem, que tem que
ser produzido e distribuído sob a ocorrência de custos, dentro de uma estrutura de mercado
típica para o setor elétrico e cujos preços que os consumidores terão de arcar.
Desta forma, saber como e quanto se pagará pela energia elétrica torna-se elemento
estratégico para a obtenção de resultados pelas empresas, notadamente quanto maior sua
eletrointensividade.
Conhecer o funcionamento do mercado, os aspectos legais da comercialização, a
estrutura tarifária em vigor e a forma de cobrança em função dos preços praticados reveste-se
então de importância fundamental para os que terão a incumbência de planejar e operar sua
interação junto ao setor elétrico, seja como consumidor (cativo ou livre) ou produtor
(autoprodutor ou produtor independente).
Munasinghe e Warford (1982, pp. 10-11), comentam que não só observa-se
implicações intrínsecas ao setor elétrico no âmbito político e de planejamento econômico da
operação e expansão de seus sistemas mas, por reflexo, nas próprias estruturas
microeconômicas das empresas e das famílias, ou seja consumidores dos diferentes setores da
economia.
80
Vide item 3.4.1 do corpo do trabalho.
216
Neste capítulo, portanto, pretende-se fornecer uma visão geral da estrutura legal e
normativa pela qual os consumidores recebem a sinalização de preços (tarifas), penalidades e
incentivos, os quais se inserem em um amplo processo legislativo de instituição normativa
específica para o setor. Além disso, tem-se por objetivo examinar, distinguir e demonstrar as
formas mediante as quais os consumidores de energia elétrica são cobrados pelo uso do
sistema elétrico e pelo consumo da eletricidade.
217
2
TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA
2.1
CONCEITO DE TARIFA
O serviço público é aquele prestado direta ou indiretamente pela Administração
Pública ou por quem lhe faça as vezes sob regime de Direto Público, para atender direta ou
indiretamente os residentes no país, tendo a si dedicados estudos de doutrinadores de
reconhecido mérito como Meirelles (1990, pp. 318-388).
O fato de que, cada vez mais, a energia elétrica ser considerada imprescindível para a
vida normal das pessoas e das empresas, intui a sociedade a questionar sobre a natureza
obrigatória de serviço público, ou simplesmente a opcionalidade de uma commodity, assunto
esse de caráter eminentemente político, com resquícios evidentes ao jurídico e jurispridencial.
No entanto, sob os auspícios do direito administrativo brasileiro, a energia elétrica,
no sentido da prestação de um serviço de fornecimento, é remunerado mediante uma tarifa ou
preço público, que é a forma de remuneração de serviços públicos ditos de utilidade pública
ou facultativos (não essenciais, nem de necessidade), pois que serão utilizados se e quando o
cidadão assim desejar (MEIRELLES, 1990, pp. 320, 376).
Nota-se, no entanto, que a questão das tarifas submete-se à tradicional atividade
regulamentadora estatal, que pode ser mais ou menos ativa em função do sistema econômico
que adote para o setor elétrico. Quanto mais liberal e voltada ao mercado, menor sua atuação
no sentido da formação dos preços, como se verifica no caso dos contratos livremente
negociados entre os consumidores livres e seus fornecedores. Neste caso, no que tange à
energia elétrica ativa, não há submissão à uma tarifa quanto ao consumo, e sim o preço
acordado. No entanto a demanda e outras cobranças permanecem com tarifas
regulamentadas 81 .
Assim, nas situações em que a legislação dispuser, a tarifa de energia elétrica
relaciona-se ao preço estabelecido pelo poder concedente para a prestação do serviço público
de energia elétrica (ABRACEEL, 2003, p.31).
81
Será visto no item 4 deste Apêndice – Faturamento de energia elétrica.
218
Sob um conceito mais detalhado, a tarifa de energia elétrica é o preço da unidade de
energia elétrica consumida (tarifa de consumo) e/ou de potência à disposição (tarifa de
demanda (MUNDO ELÉTRICO, 1990, p. 44).
2.2
NÍVEL TARIFÁRIO
Segundo Bitu e Bo rn (1993, p. 37), o nível tarifário é o valor geral dos preços da
energia elétrica, definido pelo seu preço médio. Em sua definição são usualmente observados
vários quesitos, que compreendem a obediência aos aspectos legais, o equilíbrio financeiro da
concessionária, as políticas de governo, a renda dos consumidores e a influência nos custos
das empresas.
Lescoeur e Galland (1987, pp. 458-464) argumentam que as tarifas não podem, como
seria desejável, refletir todas as diferenças de preços entre as mais diversas formas de
produção e de consumo de energia elétrica, sob pena de se tornarem assunto de complexidade
inibidora inclusive da racionalização dos sistemas de medição e controle. Devem, no entanto,
trazer embutidas em sua formulação, a busca pela eficiência econômica do setor e
conseqüentemente dos objetivos de desenvolvimento do país.
Bitu e Born (1993, p. 38) salientam ainda que “a tarifa deve satisfazer às
necessidades financeiras das concessionárias (nível tarifário) e, ao mesmo tempo, atender aos
objetivos de alocação eficiente de recursos, igualdade e justiça social, estabilidade relativa de
preços, simplicidade e uso racional de energia elétrica (estrutura tarifária)”.
De acordo com Fortunato et al. (1990, pp. 185-209), o cálculo das tarifas de energia
elétrica englobam diversos fatores econômicos, financeiros, políticos, técnico e operacionais,
que o torna bem mais complexo do que o cálculo de preços de outros produtos.
As definições anteriores eram referências conceituais para a tarifa pelo custo do
serviço 82 , tradicionalmente empregada no Brasil até meados da década de 1990.
Esta tarifa é definida com base no custo do serviço prestado, obtida a partir de dados
e informações de origem contábil e com base nos custos marginais a partir da década de 1980.
As condições de formação de preços eram determinadas através de uma fórmula paramétrica,
82
“Custo necessário para assegurar um serviço técnica e economicamente adequado às necessidades dos
consumidores” (MUNDO ELÉTRICO, 1990, p. 42).
219
na seguinte composição de custos verificados no período, submetendo o pedido ao poder
concedente para homologação:
?? Custos de exploração: operação e manutenção dos bens e instalações em serviço.
?? Custos de conservação dos ativos: depreciação dos bens e instalações em serviço
?? Rentabilidade do capital: percentual sobre o custo de investimento nos bens e
instalações em serviço (remuneração legal).
O nível das tarifas é fixado alocando-se os custos de capital (fixos) ao componente
de potência, decorrentes da carga máxima 83 solicitada ao sistema e que devem remunerar as
despesas diretamente ligadas ao investimento. Do mesmo modo, os custos variáveis são
relacionados ao componente de energia, que será obtido mediante gastos com a prestação do
serviço propriamente dita, envolvendo pessoas, matérias primas utilizados na produção,
transmissão e distribuição.
Em um primeiro critério a determinação das tarifas era feita com base nos custos
contábeis (históricos), que realiza uma estimativa baseada nas informações dos componentes
das contas patrimoniais e de resultados das demonstrações financeiras de períodos contábeis
passados. De acordo com o DNAEE 84 (1989, p. 40), tal metodologia não se demonstrou
compatível com os objetivos de racionalização, equidade e neutralidade determinados pela
legislação regente, pois que não refletia diferenças de custos entre horários e períodos de
consumo.
Assim, a partir da década de 1980, introduziu-se na análise princípios econômicos e
probabilísticos, ao considerar os custos marginais 85 provocados pelo aumento de demanda em
cada categoria de consumidores e período de consumo.
Apoiando-se na teoria microeconômica de curto e longo prazo, o conceito do custo
marginal da energia elétrica é entendido como sendo o custo requerido para atender a um
aumento marginal de carga (FORTUNATO et al., 1990, pp. 193-199; MUNASINGHE,
WARFORD, 1982, pp. 15-24). Em outras palavras, a tarifação de energia elétrica associada à
83
Demanda de ponta ou pico.
Departamento Nacional de águas e Energia Elétrica, substituído em 1995 pela ANEEL – Agência Nacional de
Energia Elétrica.
85
“Variação do custo total decorrente da adição ou subtração de uma unidade de demanda ou energia, em um
determinado momento.” (MUNDO ELÉTRICO, 1990, p. 42).
84
220
metodologia dos custos marginais têm condições de sinalizar ao consumidor as vantagens
e/ou desvantagens de seu hábitos de comportamento de consumo.
Em um crescente número de países, entre os quais o Brasil (a partir de 1982),
prevaleceu o método de obtenção da tarifa de energia elétrica com base nos custos marginais
ou tarifa integrada (BITU e BORN, 1993, pp. 42-43, 158-164 ; FORTUNATO et al. , 1990,
pp.199-207)
Decursiva dos princípios da tarifação ao custo marginal, a tarifa integrada, não
obstante guardar a maior coerência possível com os custos marginais, leva em conta outros
princípios de caráter operacional, político e social atribuídos ao setor elétrico, como a
consideração sobre o equilíbrio econômico- financeiro das concessionárias e do setor elétrico,
aspectos operacionais de medição e faturamento e não menos importantes, as políticas
macroeconômicas e sociais, como por exemplo subsídios para tarifas industriais e para
consumidores de baixa renda.
Entrementes, as mudanças decorrentes das reformas institucionais proporcionaram o
aparecimento de um novo sistema de tarifação, notadamente para os novos empreendimentos
(concessões), pressupondo uma completa transição para um mercado livre e competitivo.
A este regime denominou-se tarifa pelo preço (price-cap), que é aquela que não está
subordinada à taxas de rentabilidade mas estabelecida em função do preço apresentado na
proposta vencedora de uma licitação para a outorga da concessão do serviço, aprovada pelo
poder concedente, podendo ser exigido o emprego de técnicas de custos marginais.
Bitu e Born (1993, p.116) comentam que essa modalidade se fortaleceu em nível
mundial, sendo que os preços praticados ficam então submetidos à fiscalização de um órgão
regulador.
No Brasil, a partir da edição da Lei 8.987/95, que trata do regime de concessão e
permissão da prestação de serviços públicos, o regime tarifário com base no “serviço pelo
custo” passou então para o de “serviço pelo preço”, revisado e reajustado periodicamente
conforme disposição do contrato de concessão ou permissão, a ser devidamente fiscalizado
pelo órgão concedente, no caso a ANEEL ( FERNANDES FILHO, 2001, p. 178).
Comentando de modo simplificado, a concessionária pode solicitar seus reajustes
anualmente a partir de variações de custos parte controlados pela ANEEL (custos
gerenciáveis), parte devidos à compra de energia elétrica e outros encargos (custos não-
221
gerenciáveis). No entanto, mesmo com relação aos custos não gerenciáveis, a Resolução
ANEEL nº 266/98, atualizada pela Res. nº 248/2002, estabelecem limites de repasse de
aumentos de custos de compra de energia elétrica às tarifas de fornecimento, por conta de um
custo de referência denominado “valor normativo”.
Não se trata ainda do descarte da análise feita pelo custo do serviço, pois que seus
princípios ainda estão sendo utilizados pela ANEEL na avaliação dos preços da transmissão e
da distribuição de energia elétrica (PIMENTEL, 2001, pp. 25-27). No entanto, cabe aqui
ressaltar que não existe ainda um arcabouço regulamentar claro e preciso que defina as regras
das novas relações de natureza concorrencial e negocial a que se submete a formação de
preços do setor elétrico brasileiro, pois que não se consolidou totalmente o modelo do setor
implementado a partir de 1995 antes que, em finais de 2003, nova reforma institucional
estivesse em andamento.
2.3
ESTRUTURA TARIFÁRIA
Os preços da energia elétrica (tarifas) são estruturados e discriminados mediante uma
estrutura tarifária 86 , que vai então definir a relatividade dos preços segundo os componentes
de nível de tensão de fornecimento, classe de consumo, demanda, consumo, estação do ano,
horário do dia e a localização do consumidor.
De acordo com o DNAEE (1989, p. 41) “dentro de uma estrutura tarifária, o nível
tarifário pode ser o nível de preços praticados pelo setor elétrico hoje ou o nível dos custos
marginais”.
Assim, a determinação da estrutura tarifária pelo custo do serviço pode ser obtida
tanto com base nos custos contábeis como nos custos marginais.
Nos dias atuais, para os consumidores cativos, a estrutura tarifária com base nos
custos marginais tem se demonstrado a mais empregada, a qual estabelece os preços relativos
entre consumidores participantes do sistema elétrico, analisando as variações de custo
segundo o nível de tensão em que os consumidores são servidos e a sua forma de consumir
(PIMENTEL, 2001, P. 15)
86
“Conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de consumo de energia elétrica e/ou de demanda de potências
ativas de acordo com a modalidade de fornecimento” (Art. 2º, XV, Res. ANEEL 456/2000).
222
Uma das formas mais usuais de estrutura tarifária pelo custo do serviço encontra-se
na tarifa monômia, também denominada de tarifa plana, situação em que o preço faz
referência somente à unidade de energia (kWh) consumida, computando-se um total ao longo
de um período.
As tarifas planas surgiram com a invenção dos medidores de energia, ao final do
século XIX, revolucionando o método anteriormente empregado, o do tipo “forfait”, que não
se utilizava de medidores e calculava o consumo mediante uma estimativa em função da
carga instalada, aliás método hoje ainda utilizado para a medição do consumo de boa parte da
iluminação pública.
No Brasil, os consumidores ligados em baixa tensão 87 , residenciais e outros, são
incluídos nesta estrutura. Sua evolução foi representada pelas tarifas em degraus e pelas
tarifas em blocos 88 , que diferenciam o preço em função de patamares de consumo
(FORTUNATO et al. 1990, pp. 187-193). Atualmente, a tarifa em blocos somente é utilizada
para os consumidores residenciais de baixa renda e para fins de cálculo do ICMS dos
consumidores residenciais. 89
A inclusão do custo da demanda de potência na composição da tarifa também tem
sua origem no século XIX, na criação da tarifação binômia, proposta por Wright (1886) e
aperfeiçoada por Hopkinson (1892), sendo atualmente largamente aplicada sobretudo nos
consumidores de maior porte.
As tarifas binômias ou de Hopkinson dividem-se em um componente de preço da
energia e outro da potência (kW), sendo então cobrados, dentro de um determinado período, o
total de energia consumida e a máxima demanda de potência atingida. É a modalidade
adotada no Brasil para os consumidores ligados em alta tensão 90 .
As tarifas horo-sazonais (time of use-seasonal tariff structure), por sua vez, são
tarifas binômias mas com a especificidade de que os preços se diferenciam em função do
período do ano ou horário do dia (DUKE ENERGY, 2001, p. 48).
87
Ver item 3.2 deste Apêndice.
“Modalidade tarifária em que se aplicam tarifas diferentes para cada um dos blocos sucessivos pré-fixados, em
que é subdividido o consumo total.” (MUNDO ELÉTRICO, 1990, p. 45)
89
Será melhor detalhado no item 4.7 deste Apêndice.
90
Tanto os consumidores cativos quantos os consumidores livres têm essa composição nos preços de energia
elétrica.
88
223
O período do ano define diferentes tarifas de consumo para um regime hidroelétrico,
reflexo dos ciclos hidrológicos que interferem na afluência de água para os reservatórios das
usinas. O atendimento ao mercado no período de menor disponibilidade hídrica só é possível
mediante a acumulação de água durante a fase de maior afluência, necessitando maiores
investimentos em barragens.
Já o horário do dia é indicador para que seja cobrado um maior preço pela energia e
pela demanda nos horários de ponta do sistema elétrico, que são aqueles em que a rede
assume maior carga.
Segundo Souza (2002, p. 95), esta estrutura tarifária originou-se da alteração da visão
do custo pelo serviço pelo enfoque microeconômico dos custos marginais, a partir da década
de 1960, na França.
No Brasil, a implantação da estrutura horosazo nal data de 1982. Até 1981, portanto,
não havia um sistema tarifário que permitisse ao consumidor perceber os reflexos decorrentes
de seu comportamento quanto ao uso da energia elétrica. Em termos de custos, não havia
diferença se o consumo ocorresse de madrugada ou ao final da tarde, ou ainda se no mês de
junho ou de dezembro.
Segundo Bitu e Born (1993, pp. 43-45) encontra-se ainda outros tipos de tarifas:
?? Tarifas interruptíveis : São preços substancialmente mais baixos em função da
concordância do consumidor em ser desconectado em caso de necessidade do
supridor.
?? Tarifas em função do tempo de utilização: Em função do fator de carga 91 do
consumidor. Podem ser divididas em de curta , média ou longa utilização.
?? Tarifas em função do preço do produto final do consumidor, notadamente em
eletro- intensivos
?? Tarifas instantâneas : Ou tarifas spot, que variam em períodos curtos de tempo e
definidas a partir do CMg de curto prazo. São freqüentemente resultantes da livre
comercialização de energia e no Brasil estão presentes nos processos de compra e
venda do Mercado Atacadista de Energia.
91
Item 5 do APÊNDICE B.
224
?? Tarifa pelo Passivo: obtida com base no balanço de resultados de uma empresa,
composto pelas parcelas do Passivo, que correspondam aos custos de exploração,
administrativos, financeiros, dividendos (rendimento do capital empregado) e
royalties. Dessa forma, a partir de informações contábeis, o nível da tarifa é
definido com base no valor médio dos custos. No Brasil temos o exemplo de
cálculo de tarifa pelo passivo na geradora Itaipu Binacional (BITU e BORN,
1993, p. 41).
?? Encargos ou taxas: Relacionados ao custo de atendimento aos consumidores,
independente de consumo ou demanda. Por exemplo, encargos de ligação,
desligamento, leitura, cobrança e outros serviços. Podem também estar
relacionadas a consumo extra de combustível em usinas térmicas, royalties, taxas
especiais e empréstimos compulsórios.
225
3
SISTEMA BRASILEIRO DE TARIFAÇÃO
A regulamentação das relações entre concessionárias e consumidores cativos foi
realizada pela ANEEL, exercendo sua competência para elaborar e implementar as
normativas que dispõe sobre os direitos e deveres do consumidor cativo junto ao setor
elétrico, cuja interface é a concessionária de energia elétrica.
Com a publicação da Resolução ANEEL no 456, de 29 de nove mbro de 2000, foram
consolidadas as disposições infralegais referentes ao fornecimento de energia elétrica, tendo
em vista a profunda alteração constitucional e legal de que foi alvo o setor e seu conseqüente
impacto na regulamentação (FERNANDES FILHO, 2001, p. 170).
A Resolução 456/2000 contempla a regulamentação da estruturação tarifária, as
regras de fornecimento e faturamento de energia elétrica, e visa o relacionamento entre os
agentes responsáveis pela prestação do serviço público de energia elétrica, ou seja, a oferta do
produto energia elétrica, e os consumidores do produto, inclusive os consumidores livres, no
que lhes couber.
Da análise da Resolução 456/2000 e da legislação que lhe é correlata, o consumidor
vai compreender seus direitos e deveres perante o sistema elétrico, seu enquadramento
tarifário e a forma mediante a qual lhe é cobrada a energia elétrica. A importância de seu
conhecimento é reforçada por Fernandes Filho (2001, p. 172) : “[...] todos os responsáveis
pelo gerenciamento de energia elétrica das unidades consumidoras atendidas em tensão
primária de distribuição, [...] deveriam ter uma cópia dela em seus arquivos.”
3.1
CLASSIFICAÇÃO DO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA
São duas as principais classificações pelas quais passa o consumidor para fins de
enquadramento nas estruturas tarifárias vigentes.
A primeira diz respeito à sua finalidade ou atividade econômica, cujas possibilidades
são bastante variadas em função da complexidade do sistema sócio-econômico, denominadas
de classes de consumo.
226
A segunda reporta-se à tensão de fornecimento (voltagem) que é aquela
disponibilizada pela concessionária no ponto de entrega 92 do produto energia elétrica ao
consumidor.
3.1.1
Classes de consumo
O consumidor, ao solicitar sua ligação ao sistema elétrico, será catalogado pela
concessionária nos termos do art. 20 da resolução 456, que assenta as diversas classes e
subclasses para efeito de aplicação de tarifas, resumidamente expostas a seguir:
a) Residencial - caracterizado principalmente pelo conjunto de domicílios
familiares;
b) Industrial - congrega uma grande variedade de consumidores, que se
distinguem pela grandeza de consumo (pequenos, médios e grandes) e pela
atividade econômica desenvolvida, conforme o Cadastro Nacional de
Atividades Econômicas (CNAE);
c) Comercial - consumo de estabelecimentos comerciais e prestadores de
serviço;
d) Rural - consumidores não urbanos e cooperativas;
e) Poderes Públicos - prefeituras, governo e outros órgãos públicos integrantes
da estrutura administrativa do Estado;
f) Iluminação Pública - cargas de iluminação;
g) Serviços Públicos – atividades econômicas sob concessão estatal;
h) Consumo próprio – consumo e perdas próprias da concessionária.
3.1.2
Tensão de fornecimento
As tensões de fornecimento aos consumidores estão regulamentadas observando os
limites e demais disposições dos art. 6o , 7o e 8o .
92
“Ponto de conexão do sistema elétrico da concessionária com as instalações elétricas da unidade consumidora,
caracterizando-se como o limite de responsabilidade do fornecimento.” (Art. 2º, XXVI, Res. ANEEL 456/2000)
227
O art. 6º define três limites a serem estabelecidos quando do pedido de
fornecimento 93 por parte de um consumidor :
a) Tensão secundária de distribuição 94 , quando a carga instalada 95 na unidade
consumidora for igual ou inferior a 75 kW;
b) Tensão primária de distribuição 96 inferior a 69kV, carga superior a 75kW e a
demanda contratada 97 ou estimada pelo interessado para o fornecimento, for
igual ou inferior a 2500 kW;
c) Tensão primária de distribuição igual ou superior a 69kV, demanda
contratada ou estimada acima de 2500 kW.
No entanto, são elencadas no art. 7o situações nas quais os limites expostos acima são
ignorados, pois que a concessionária pode estabelecer a tensão de fornecimento sem se ater
aos patamares de carga e demanda contratada ou estimada, aludidos no art. 6º. Exemplos
disso são vistos quando o consumidor, mesmo com carga instalada abaixo de 75 kW, possui
algum tipo de equipamento (normalmente motores de alta potência), cuja corrente de partida
pode afetar a qualidade do sistema de distribuição.
Logo a seguir, a Resolução 456/2000, no art. 8º, estende ao consumidor um direito
que anteriormente só era dado à concessionária:
Artigo 8o – O responsável por unidade consumidora pode optar por tensão diferente, desde que,
havendo disponibilidade técnica do sistema elétrico, assuma os investimentos adicionais ao
atendimento no nível de tensão pretendido.
Este artigo estabelece o direito de, por exemplo, um consumidor em 23kV conseguir
ser ligado em 138kV, desde que haja a viabilidade técnica desta conexão e que o mesmo
assuma os investimentos necessários.
93
“Ato voluntário do interessado que solicita ser atendido pela concessionária no que tange à prestação de
serviço público de energia elétrica, vinculando-se às condições regulamentares dos respectivos contratos.” (Art.
2º, XXV, Res. ANEEL 456/2000)
94
“Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária com valores padronizados inferiores a 2,3 kV.”
(Art. 2º, XXVIII, Res. ANEEL 456/2000)
95
“Soma das potências nominais dos equipamentos elétricos instalados na unidade consumidora, em condições
de entrar em funcionamento, expressa em quilowatts (kW).” (Art. 2º, I, Res. ANEEL 456/2000). Ver também
item 2 do APÊNDICE B.
96
“Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária com valores padronizados iguais ou superiores a
2,3 kV.” (Art. 2º, XXIX, Res. ANEEL 456/2000)
97
A demanda contratada é definida como “a demanda de potência ativa, com valor e período de vigência
especificados em contrato, a ser obrigatória e continuamente disponibilizada pela concessionária, no ponto de
entrega, conforme valor e período de vigência fixados no contrato de fornecimento e que deverá ser
integralmente paga, seja ou não utilizada no período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).”(Art. 2º, IX,
Res. ANEEL 456/2000; MUNDO ELÉTRICO, 1990, p. 43).
228
Não raro é a situação de que, partindo do estudo econômico adequado, o consumidor
descobre ser bastante atrativa a mudança de tensão de fornecimento, não só da ótica
operacional como também econômico-financeira, pois consegue recuperar seus investimentos
em instalações em prazo relativamente curto dado à diferença das tarifas entre os níveis de
tensões. 98
3.2
GRUPOS TARIFÁRIOS
A partir da classe de consumo e da tensão de fornecimento que lhe são atribuídas, o
consumidor é consignado a um determinado grupo tarifário.
No Art. 2o , incisos XXII e XXIII da Resolução ANEEL 456/2000, encontra-se a
definição dos grupos e subgrupos tarifários em que são alocadas as unidades consumidoras.
Importante é salientar que esta classificação vai se refletir nos níveis tarifários e na
estrutura tarifária a ser aplicada ao consumidor, com diferentes valores de preços. Além disso,
não menos importante é o fato de que o grupo tarifário é base para o enquadramento do
consumidor nas condições que o permitem tornar-se livre 99 .
3.2.1
Grupo B
O inciso XXIII do art. 2º, a Resolução 456/2000 registra a definição do grupo B (de
“baixa tensão”), como sendo “o grupamento composto de unidades consumidoras com
fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV [...], caracterizado pela estruturação tarifária
monômia [...]”
Observa-se que para o grupamento B, a sub-classificação decorre basicamente do
tipo de atividade ou finalidade da unidade consumidora:
a) Subgrupo B1 – residencial ou residencial baixa renda;
b) Subgrupo B2 – rural, cooperativa de eletrificação rural ou serviço público de
irrigação;
98
Como pode ser verificado nas tabelas de preços constante dos anexos 1 a 4, que serão melhor detalhadas em
itens posteriores (Vide também item 4.3.3.2). Além disso, como exemplo, vide Herzberg (1997, pp. 98-104).
99
Vide item 4.3.1 – tensão 69 kV e demanda contratada 3 MW.
229
c) Subgrupo B3 – demais classes;
d) Subgrupo B4 – iluminação pública;
No Brasil, os consumidores do grupo B são atendidos normalmente em tensão de
127, 220 ou 380 V (alguns casos em 440 V). São as residências, lojas, agências bancárias,
pequenas indústrias, unidades de edifícios residenciais e comerciais (PROCEL, 2001, p. 6 ).
Conforme ainda sua conceituação, a estrutura ou modalidade tarifária destinada ao
consumidor do grupo B será monômia, ou seja, será cobrado somente um valor, referente ao
consumo de energia elétrica medido. 100
3.2.2
Grupo A
O grupo A (de “alta tensão”) refere-se ao “grupamento composto de unidades
consumidoras com fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, [...] caracterizado pela
estruturação tarifária binômia [...]” (Res. ANEEL 456/2000, art. 2o ) .
O inciso XXII relaciona os seguintes subgrupos, notadamente derivados das
diferentes tensões de fornecimento de energia elétrica:
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 (subterrâneo).
No grupo A, a predominância é de indústrias e estabelecimentos comerciais de médio
e grande porte, geralmente no sub- grupo A4 (PROCEL, 2001, p.6). A exceção do sub- grupo
AS refere-se aos consumidores atendidos por redes subterrâneas, em baixa tensão.
Note-se também que a modalidade de tarifação do grupo A é binômia, ou seja são
cobrados distintamente o consumo de energia e a demanda de potência 101 .
100
Vide item 3.2.1.
230
3.2.3
Mudança de grupo tarifário
Deve-se notar que as possibilidades de mudança de grupo tarifário são condicionadas
às situações previstas na legislação, as quais, salvo melhor juízo, devem ser interpretadas
literalmente, no intuito de se manter a padronização exigida pelo setor elétrico.
Neste sentido, retornando ao conceito do Grupo B, verifica-se que é possível ao
consumidor do Grupo A mudar sua opção tarifária pois que fazem parte do grupo B “[...]
unidades consumidoras [...], ou ainda, atendidas em tensão superior a 2,3 kV e faturadas neste
Grupo nos termos definidos nos arts. 79 a 81 [...]”. Ou seja, por sua opção, o consumidor
permanecerá ligado em “alta tensão” mas será faturado nos moldes destinados ao consumidor
de “baixa tensão”.
Logo, os artigos 79 a 81 são os que tratam da mudança de grupo tarifário das
unidades consumidoras do grupo A, autorizadas a optar pelas tarifas do grupo B quando :
?? estiverem localizadas em área legalmente reconhecida de veraneio ou turismo e
explorem a atividade de hotelaria.
?? com potência instalada de transformação igual ou inferior a 112,5 kVA (750
kVA para cooperativas de eletrificação rural)
?? com instalações permanentes para práticas desportivas ou parque de exposições
agropecuárias, desde que a potência instalada em iluminação seja igual ou
superior a 2/3 da carga instalada )
Outra mudança que pode ser efetuada é aquela referente à possibilidade de um
consumidor ligado em baixa tensão ser faturado no subgrupo AS, desde que atenda aos
requisitos do art. 82 da Resolução ANEEL 456/2000, pois, o conceito do grupo A esclarece
“grupamento composto de unidades consumidoras [...] ou ainda, atendidas em tensão inferior
a 2,3 kV a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturadas neste grupo nos termos
definidos no art. 82 [...]”.
Desta forma, a situação referenciada pelo art. 82 diz respeito à possibilidade de o
consumidor ligado em tensão secundária de distribuição em área servida por sistema
subterrâneo, optar pelas tarifas do subgrupo AS, tendo consumo mínimo de 30 kWh ou
contrato de demanda igual ou superior a 150 kW.
101
Item 3.2.2.
231
Finalizando o item 3.2, o quadro a seguir pretende resumir a classificação dos grupos
e sub- grupos tarifários :
Tabela 3 – Grupos e sub-grupos tarifários
GRUPO SUB-GRUPO
A
Tensão de fornecimento (kV)
A1
Igual ou superior a 230
A2
De 88 a 138
A3
69
A3a
30 a 44
A4
2,3 a 25
AS
Subterrâneo, inferior a 2,3 kV, art. 82
B1 - resid
B1 – resid baixa renda
B2 – rural
B
Inferior a 2,3 kV
B2 – coop de eletr
B2 – serv. Púb de irrig
Exceção arts 79 a 81
B3 – demais classes
B4 – ilum. pública
3.3
TIPOS DE ESTRUTURAS TARIFÁRIAS EXISTENTES NO BRASIL
Conforme a combinação entre as diversas classes de consumo e a classificação dos
consumidores em grupos tarifários, podem ser aplicadas estruturas tarifárias variadas, como se
verá a seguir.
3.3.1
Tarifa convencional
Nesta estrutura tarifária não há diferenciação de preços conforme a utilização de
eletricidade durante as horas do dia e períodos do ano (Inciso XVI do artigo 2º da Res.
ANEEL 456/2000) 102 .
Pode ser caracterizada como:
102
Para se verificar os preços, vide anexos 1 e 2 – Os valores das tarifas são homologadas pela ANEEL através
de resoluções específicas, por concessionária, e podem ser obtidas através da internet, no endereço
http://www.aneel.gov.br.
232
a) Monômia (Inciso XXXV), quando os consumidores que utilizam a maioria da
energia não têm grandes demandas individuais, podendo, desta forma, o custo
do kW ser incorporado ao custo do kWh, obtendo-se uma tarifa simplificada.
b) Binômia (Inciso XXXVI), quando existe um preço para a demanda de
potência (kW) e um preço para o consumo de energia (kWh).
A tarifa convencional binômia é aplicada às unidades consumidoras do grupo A,
atendidas em tensão inferior a 69 kV e com demanda contratada menor do que 300 kW,
facultando-lhes a opção pelas tarifas horo-sazonais (Art. 53, IV).
Quanto à tensão de fornecimento, verifica-se que se refere aos consumidores A3a,
A4 e AS.
Com relação à demanda contratada, no entanto, se a mesma for superada por uma
demanda medida igual ou maior que 300 kW durante três registros consecutivos ou seis
alternados nos últimos 11 ciclos de faturamento, resultará na aplicação compulsória da
tarifação horo-sazonal azul (art. 53, III, b). Por outro lado, pelo § 1o deste mesmo artigo, o
consumidor poderá retornar à modalidade convencional se ficar por nove registros alternados
ou não, com demandas medidas inferiores à 300 kW.
3.3.2
Tarifas horo-sazonais
A estrutura tarifária que compreende as tarifas horo-sazonais é caracterizada pela
aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência de
acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano (art. 2o , incisos XVII e
VIII) 103 .
Os critérios de inclusão nas modalidades que compõe esta estrutura estão elencados
no art. 53 da Resolução 456/2000, incisos II a IV. Resumidamente :
103
“[...]
c) Horário de Ponta (P) : período definido pela concessionária e composto por 3 horas diárias consecutivas,
exceção feita aos sábados, domingos e feriados nacionais, considerando as características do seu sistema elétrico.
(Para a CELESC, compreende o horário das 18:30 às 21:30 h)
d) Horário fora de Ponta (F) : período composto pelo conjunto de horas diárias consecutivas e complementares
àquelas definidas no horário de ponta.
e) Período úmido (U) : Período de 5 meses consecutivos , compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas
leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte.
f) Período seco (S) : Período de 7 meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas
leituras de maio a novembro.” (Art. 2º, VIII, Res. ANEEL 456/2000)
233
??
??
??
??
Tensão de fornecimento superior a 69 kV.
Demanda contratada superior a 300 kW.
3 Demandas medidas consecutivas ou 6 alternadas nos últimos 11 ciclos de faturamento, com
valores iguais ou maiores que 300 kW (sendo que poderá retornar à convencional se ficar por 9
registros alternados ou não, inferior a 300 kW)
Opcionalmente por consumidores do Grupo A não obrigados à tarifação horo-sazonal.
Tarifa Azul
A Tarifa Azul é a modalidade de tarifa horosazonal estruturada para aplicação de
tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de potência demandada de acordo com
as horas de utilização do dia e os períodos do ano (art. 2o , XVII, a).
Sua aplicação é compulsória para as unidades consumidoras atendidas em tensão de
fornecimento igual ou superior a 69 kV, o que implica dizer que todos os consumidores
enquadrados nos sub-grupos A1, A2 e A3 são automaticamente tarifados mediante esta
modalidade.
Com efeito, a tarifação azul cobra preços diferenciados para a demanda de potência e
consumo de energia conforme os segmentos horo-sazonais, os quais são as combinações dos
intervalos de ponta e fora de ponta com os períodos úmido e seco, conforme pode-se observar
pela tabela abaixo:
Tabela 4 – Tarifa Azul
Horário
Período
DEMANDA
CONSUMO
PONTA
SECO
FORA DE PONTA
ÚMIDO
Demanda na Ponta
Consumo na
Consumo na
Ponta no
Ponta no
SECO
ÚMIDO
Demanda Fora de Ponta
Consumo fora Consumo fora
de Ponta no
período Seco período úmido período Seco
de Ponta no
período úmido
Pode-se observar pelas tabela dos anexo 2 a 5, que os preços da demanda (kW) para
o horário de ponta são maiores do que a demanda para o horário fora de ponta e ainda que, o
234
preço da energia (kWh) para o período úmido são menores do que o preço da energia para o
período seco. 104
Tarifa Verde
A tarifação verde segue os mesmos princípios da estrutura horo-sazonal,
diferenciando-se, no entanto, pela aplicação de uma única tarifa de demanda de potência (art.
2o , XVII, b). Em sua concepção, a tarifa verde foi destinada, basicamente, aos consumidores
de médio porte (entre 50 e 500 kW de demanda – DNAEE, 1989, p. 41).
Enquanto que na tarifa azul cobra-se diferenciadamente em todos os segmentos horosazonais, a tarifação verde tem um único preço para a demanda, independentemente do
horário de sua medição, permanecendo as mesmas diferenciações para o consumo, de acordo
com a tabela a seguir:
Tabela 5 – Tarifa Verde
Horário
Período
PONTA
SECO
DEMANDA
CONSUMO
FORA DE PONTA
ÚMIDO
D
e
m
Consumo na
Consumo na
Ponta no
Ponta no
SECO
a
n
d
ÚMIDO
a
Consumo fora Consumo fora
de Ponta no
período Seco período úmido período Seco
de Ponta no
período úmido
Tendo em vista que, não obstante o preço da demanda na ponta ser o mesmo que fora
da ponta, o preço do consumo na ponta é bastante superior ao fora da ponta (vide anexos 3 e
4).
Tarifa Amarela
A tarifa amarela é notadamente uma tarifa horo-sazonal, porém ainda não está
devidamente regulamentada e implantada no setor elétrico brasileiro, não obstante sua
utilização já ter sido estimada para 1989 (BITU, 1989, p. 42; DNAEE, 1989, p. 42).
104
Esta diferenciação de preços reflete a aplicação da abordagem marginalista – vide neste Apêndice, item 2.2.
235
Espera-se que seja oferecida aos consumidores de pequeno porte (inferior a 50
kW105 ), atendidos basicamente em baixa tensão, nas seguintes modalidades:
a) Residencial e Rural
?? Básica: monômia em energia e progressiva por bloco de consumo, destinada a
consumidores de pequeno e médio porte (até 300 kWh);
?? Opcional: monômia em energia, com preços para o período de ponta e fora de
ponta, destinada principalmente aos consumidores de maior porte (acima de 300
kWh).
b) Comercial, Industrial e Outros
?? Básica: monômia em energia, uniforme;
?? Opcional: monômia em energia, com preços para o período de ponta e fora dele.
c) Iluminação Pública
?? Monômia em energia, diferenciada em função da propriedade do sistema.
Observa-se que, mesmo não tendo sido implantada de forma generalizada, a tarifa
amarela ainda está presente nas discussões especializadas do setor pois, em 2002, através do
relatório de progresso no 2 do Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, é feita
referência à importância da adoção de tarifas horo-sazonais para unidades consumidoras do
grupo B, para que estes consumidores também sejam sensibilizados quanto à sazonalidade da
disponibilidade de energia primária, ou seja, tarifas que diferenciem os períodos seco e úmido
(FILIPPO FILHO, 2002, p. 156).
Concluindo o item 3, a figura a seguir pretende demonstrar as estruturas tarifárias
atualmente em vigor no Brasil:
105
Ou 75 kW pela atual classificação de baixa tensão.
236
Figura 20 – Sistema brasileiro de tarifação de energia elétrica
TARIFA
CONVENCIONAL
ALTA TENSÃO
BAIXA TENSÃO
BINÔMIA
A3A – 30 A 44 kV
A4 – 2,3 A 25 kV
AS - Subterrâneo
HORO-SAZONAL
ALTA TENSÃO
MONÔMIA
Tensão < 440 V
B1 – residencial
B2 – Rural
B3 – Demais classes
B4 - Ilum. Pública
MONÔMIA
? ? Hotel veraneio/ turismo
? ? Trafo = 112,5 kVA
? ? Prát desp/exposições
BINÔMIA
PERÍODO DO DIA
PONTA
SECO
FORA DE PONTA
ÚMIDO
PERÍODO DO ANO
= 69 kV
= 300 kW
Grupo A
AZUL
obrigatório
obrigatório
opcional
VERDE
opcional
opcional
opcional
Fonte: Elaboração do próprio autor.
3.4
OS CONTRATOS DOS CONSUMIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA
A partir da publicação da Resolução ANEEL 456/2000, ficou definido que todos os
consumidores de energia elétrica teriam suas relações com os agentes comercializadores
reguladas mediante um contrato (arts. 22 a 25).
237
Quanto aos consumidores do grupo B, é celebrado um contrato de adesão, com uma
forma mais simplificada. Posteriormente, a Resolução ANEEL 515/2002 regulamenta seu
conteúdo, denominando-o formalmente de “Contrato de prestação de serviço público de
energia elétrica para unidades consumidoras atendidas em baixa tensão”.
Para os consumidores em alta tensão 106 , são efetivados contratos de fornecimento,
que contém, entre outros detalhes (art. 23 da Res. 456/2000):
?? Tensão de fornecimento;
?? Demanda contratada, com respectivos cronogramas e especificada por segmento
horo-sazonal: A demanda mínima a ser contratada pelo consumidor convencional
ou em pelo menos um dos segmentos horo-sazonais é de 30 kW (§ 3o do art. 23).
Quanto ao cronograma o mesmo deverá definir as demandas contratadas para os
períodos do ano 107 .
?? Energia elétrica ativa contratada , se houver;
?? Condições para revisão do contrato: A concessionária deverá renegociar o
contrato de fornecimento quando o consumidor comprovar ter implementado
medidas de conservação e eficiência (art. 24), assim como, com uma
antecedência de 180 dias, o consumidor solicitar redução da demanda contratada
(§ 4o do art. 23) .
?? Início do fornecimento e prazo de vigência: Prazo mínimo de 12 meses, ou 24
meses se houver necessidade de investimento por parte da concessionária,
podendo ser prorrogado automaticamente por igual período, caso não haja
manifestação expressa com antecedência de 180 dias.
?? Horário de ponta e fora de ponta;
?? Condições de aplicação da tarifa de ultrapassagem.
Ademais, os contratos entre consumidores e concessionárias farão, obviamente, toda
a alusão aos dispositivos da Resolução 456 no que tange às responsabilidades comuns, causas
de suspensão e/ou encerramento dos contratos.
106
Para os consumidores livres, ver item 5.1 deste APÊNDICE.
De acordo com o art. 55 da Res. ANEEL 456/2000, a concessionária deve permitir ao consumidor um período
de testes não inferior a 3 ciclos de faturamentos (aproximadamente 90 dias).
107
238
3.4.1
Mudanças previstas para os contratos do grupo A
Já em 2002 a Medida Provisória no 64 108 previa a substituição dos contratos de
fornecimento dos consumidores do grupo A, que não exerceram a opção de serem
consumidores livres, por contratos equivalentes de conexão (CCD), de uso dos sistemas de
transmissão e distribuição (CUST ou CUSD) e de compra de energia elétrica (CCE).
Obviamente tal procedimento visou trazer maior transparência para os consumidores
que, em princípio, são os que têm ou terão condições de se tornarem livres, sendo- lhes
demonstrado a mesma composição da fatura de energia elétrica que teriam caso fossem
livres. 109
Finalmente, coube à ANEEL estabelecer a devida regulamentação necessária à
aplicação dos dispositivos, sendo que o fez de acordo com a Resolução ANEEL no 665/2002.
Sua plena efetividade, no entanto, ainda se encontra suspensa, por problemas
operacionais e falta de clareza regulamentar, mormente após as modificações do final do ano
de 2003 (Solicitação de Ouvidoria ANEEL n. 0100125980350, de 25/11/2003).
Ao ser efetivamente implementada (prevê-se o início da modificações para meados
de 2004), no entanto, trará ainda importantes modificações no que diz respeito ao faturamento
de consumo e de demanda, mas coexistindo com as regras da Res. 456/2000 enquanto não
completado o cronograma de substituição dos atuais contratos (até o final de 2005).
108
109
Seguem-na a Lei 10.604/2002,e os Decretos 4.413/2002, 4.562/2002 e 4.667/2003.
Vide item 5.1 – especificidades do faturamento do consumidor livre.
239
4
FATURAMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA
Neste assunto pretende-se identificar os principais itens da fatura de energia elétrica,
abordando especificamente os critérios de cálculo das parcelas que compõe o valor final pago
pelo consumidor.
Mesmo se abstendo de uma análise detalhada de todos os itens da fatura, é
importante mencionar que alguns deles são representativos de uma série de informações
relativas à índices de qualidade de fornecimento e demais direitos do consumidor, por vezes
ligados diretamente às prescrições do Código de Defesa do Consumidor, e que devem ser de
conhecimento dos usuários dos serviços de energia elétrica (CRESTANI, 2000, pp. 30-49).
4.1
CONCEITO E DESCRIÇÃO DOS PRINCIPAIS ELEM ENTOS DA FATURA DE
ENERGIA ELÉTRICA
A fatura de energia elétrica, conforme o art. 2o , inciso XXI da Resolução ANEEL no
456/2000, é a nota fiscal que apresenta a quantia total que deve ser paga pela prestação do
serviço público de energia elétrica, referente a um período especificado, discriminando as
parcelas correspondentes.
O art. 83 da Resolução elenca as informações que deverão estar constantes da fatura
de energia elétrica, cada qual com sua aplicabilidade e importância:
?? Nome do consumidor, Número do CNPJ ou CPF e código de identificação, bem
como a classificação da unidade consumidora e seu endereço: São esses dados
cadastrais que identificam o consumidor para efeitos de cobrança e eventual
execução judicial;
?? Número dos medidores de energia elétrica ativa e reativa com as respectivas
constantes de multiplicação, necessários para o consumidor verificar a realidade
física dos aparelhos medidores;
?? Data das leituras anterior e atual dos medidores, bem como da próxima leitura
prevista;
?? Data da apresentação da fatura e do vencimento, que devem ser considerados
para fins de suspensão do fornecimento em caso de inadimplência;
240
?? Componentes relativos aos produtos e serviços prestados, discriminando as
tarifas aplicadas;
?? Parcela referente a impostos incidentes sobe o faturamento realizado, multas e
valor total a pagar (vide itens 4.7 e 4.10 deste APÊNDICE);
?? Indicadores de qualidade do fornecimento (vide item 4.11 deste APÊNDICE);
?? Avisos e informações diversos, inclusive com espaços que podem ser locados;
?? Pagamento de juros do empréstimo compulsório da ELETROBRÁS;
?? Indicação do respectivo desconto sobre a tarifa, quando houver;
?? Indicação de faturamento com base na média, se houver, em casos de avaria de
medidores;
?? Percentual do reajuste tarifário, o número da resolução que o autorizou e a data
de início de sua vigência nas faturas em que o reajuste incidir;
Dependendo ainda da classificação do consumidor, a fatura de energia elétrica terá
forma e disposições diferentes. Assim, a fatura do consumidor do grupo A é diferente da do
grupo B, assim como as faturas de cons umidores horosazonais verdes ou azuis terão
informações adicionais em relação às do grupo A convencionais.
4.2
CONSUMO DE ENERGIA ATIVA
O consumo de energia ativa é representado por kWh e corresponde ao montante de
energia elétrica consumida em determinado período e que foi convertida em outras formas de
energia (Res. ANEEL 456/2000, art. 2o , XIII ).
A medição do consumo, em termos técnicos, é a mesma para qualquer classe de
consumo ou classificação de consumidor, diferenciando-se todavia quanto ao equipamento
adotado ou o tipo de ligação (em baixa ou alta tensão)110 .
110
Para uma melhor compreensão das questões técnicas envolvendo medição de energia e demanda, vide
(MEDEIROS FILHO, 1986).
241
O Art. 49, inciso II, estabelece que o consumo de energia elétrica também pode ser
faturado nos casos em que houver contratação de energia elétrica, sendo que, dentre o
consumo medido e o contratado, será faturado o maior.
O faturamento de consumo obedece praticamente ao mesmo procedimento em
relação aos grupos A e B, conforme descrito a seguir:
4.2.1
Consumidor do grupo B
A ligação deste consumidor na rede elétrica pode ser monofásica, bifásica ou
trifásica, ou seja, dependendo do número de condutores de seu ramal de entrada.
De acordo com essa ligação, o consumidor se sujeita ao pagamento de um consumo
mínimo 111 , nos termos do art. 48 da Res. ANEEL 456/2000:
?? Monofásico e bifásico a dois condutores (fase e neutro): 30 kWh
?? Bifásico a três condutores (duas fases e neutro): 50 kWh
?? Trifásico (três fases e neutro): 100 kWh
Além disso, no grupo B encontramos um subgrupo denominado de “residencial baixa
renda” (Lei 10.438/2002), o qual ainda tem um escalonamento dos preços com desconto em
função do nível de consumo (tabela progressiva de consumo):
?? Até 30 kWh
?? De 31 a 100 kWh
?? De 101 a 150 kWh
?? De 151 a 160 kWh
A iluminação pública, como consumidora, tendo como responsável o poder público
municipal ou a própria concessionária, tem suas especificidades comentadas nos arts. 25 e 114
a 116 da Res. ANEEL 456/2000.
111
Menor consumo favorável a um consumidor ou concessionário, em um período especificado, mesmo que não
tenha sido efetivado (MUNDO ELÉTRICO, 1990, p. 42).
242
A ANEEL estabelece que cabe às prefeituras a iniciativa de implantar, operar e
efetuar a manutenção das instalações de iluminação pública, diretamente ou por intermédio da
própria concessionária, mediante contrato. O tempo de consumo mensal para fins de
faturamento é de 360 horas, sendo que a prefeitura poderá solicitar estudos técnicos para
determinar o tempo exato de uso da energia.
O cálculo do faturamento do consumo do grupo B será obtido mediante o produto do
consumo medido 112 pela respectiva tarifa
113
de acordo com a fórmula a seguir:
Equação 12 – Cálculo da fatura de consumo grupo B
Consumo medido = (leitura atual – leitura anterior) . K
Fc = C . Tc
onde:
C = consumo em kWh.
K = fator de multiplicação da fatura de energia elétrica.114
Fc = fatura de consumo em R$.
Tc = tarifa de consumo grupo B.
4.2.2
Consumidor do grupo A – convencional
O consumidor do grupo A tem a mesma equação de cálculo do consumo, variando
porém quanto à forma de medição 115 , à possibilidade de estar enquadrado na estrutura horosazonal e ainda, de ter contratado montantes de energia.
Como mencionado anteriormente, em todas as situações, a fatura de energia elétrica
apresenta o campo destinado ao fator de multiplicação, que será doravante omitido das
fórmulas mas que deve ser lembrado para os cálculos que efetivamente forem comprovar os
valores de faturamento.
112
A medição, neste caso, é direta, ou seja, a energia passa integralmente pelo medidor (CELESC, p. 15)
Vide anexos 1 e 2.
114
Existe ainda um fator de multiplicação derivados dos próprios equipamentos de medição de energia elétrica,
mas que, para esta finalidade, já foi levado em consideração para a transcrição das medições para a fatura.
115
Para o consumidor ligado em alta tensão, a medição é indireta, utilizando-se de equipamentos auxiliares como
transformadores de corrente (TC) e de potencial (TP), que possibilitam “tensões e correntes primárias sejam
transformados em valores secundários, apropriados para o uso de medidores, além de permitir o isolamento do
circuito primário (alta tensão) do secundário (baixa tensão) de medição” (CELESC, pp. 16-17). Outrossim, o
posicionamento da medição antes ou depois do trafo vai identificar a ocorrência ou não das perdas de
transformação (vide item 4.6 do APÊNDICE C)
113
243
Equação 13 – Cálculo da fatura de consumo grupo A - convencional
Fc = C . Tc
onde:
Fc = fatura de consumo em R$
C = consumo contratado ou medido (leitura atual – anterior) em kWh.
Tc = tarifa de consumo grupos A4 ou A3a
4.2.3
Consumidor do grupo A - horo-sazonal
A fatura de consumo é calculada em função das medições de energia consumida em
cada segmento horo-sazonal, multiplicada pelas respectivas tarifas de cada segmento (anexos
3 e 4), de acordo com as expressões abaixo:
Equação 14 - Cálculo da fatura de consumo grupo A – horosazonal azul
Fc = Cp . Tcp + Cfp . Tcfp
Equação 15 - Cálculo da fatura de consumo grupo A – horosazonal verde
Fc = Cp . Tcp + Cfp . Tcfp
onde:
Fc = valor do faturamento do consumo total em R$
Cp = consumo contratado ou medido no horário de ponta, durante o ciclo de faturamento, em kWh.
Tcp = tarifa de consumo horo-sazonal no horário de ponta
Cfp = consumo contratado ou medido no horário fora de ponta, durante o ciclo de faturamento, em
kWh.
Tcfp = tarifa de consumo horo-sazonal no horário fora de ponta.
4.2.4
Mudanças previstas para o faturamento de consumo do grupo A
Quando da vigência plena das regras da Res. 665/2002, os consumidores cativos do
grupo A celebrarão contratos de compra de energia com a concessionária local, discretizados
por períodos mensais, com prazos variando de 1 a 4 anos.
Para unidades consumidoras com demanda contratada superior a 300 kW o
faturamento da energia será realizado nos termos dos incisos VII e VIII do art. 3o (para as
demais, pela energia medida - § 3o do art. 3o ).
244
Haverá tolerâncias (art. 3o , VII) em relação ao montante contratado, dentro dos quais
o faturamento será realizado pelo valor medido:
??
??
90 a 110% para unidades consumidoras atendidas em tensão de fornecimento inferior a 69 kV;
95 a 105% para as demais.
Assim, uma vez que as medições se situem dentro das faixas descritas, o consumidor
vai pagar sua fatura de consumo pelos valores efetivamente medidos. Caso extrapole tais
limites, podem ocorrer as seguintes situações (art. 3o , VIII).
Consumindo mais do que contratou, além do limite de tolerância, o consumidor vai
pagar pelo desvio mensal positivo maior valor entre o preço médio publicado pelo MAE e o
valor normativo 116 .
Por outro lado, se consumir menos do que o limite de tolerância, o consumidor terá
direito a um crédito em sua fatura de energia, referente ao desvio mensal negativo apurado,
apurado financeiramente mediante o menor valor entre o preço médio MAE e o valor
normativo.
4.3
DEMANDA DE POTÊNCIA ELÉTRICA ATIVA
A cobrança da demanda (kW) não alcança o consumidor do grupo B pelo fato de o
mesmo ser faturado da forma monômia, isto é, somente lhe é cobrado a energia consumida,
onde no custo do kWh já está embutido o custo da demanda.
Também não pagam a demanda os consumidores do grupo A que preencherem os
requisitos dos art. 79 a 81 e optarem pelas tarifas do grupo B.
Para os consumidores do Grupo A, tanto convencionais quanto horo-sazonais, a
Resolução 456 determina, em seu art. 49, inciso I, que a demanda de potência ativa a ser paga
será a maior, dentre as seguintes, denominada de Demanda Faturável117 :
?? A demanda contratada, exclusive unidades rurais ou sazonais;
?? A demanda medida 118 ;
116
Vide penúltimo parágrafo do item 2.2 deste Apêndice.
“Valor da demanda de potência ativa, identificado de acordo com os critérios estabelecidos e considerada
para fins de faturamento, com a aplicação da respectiva tarifa, expressa em kW.”(art. 2º, inciso XI, Res. ANEEL
456/2000)
117
245
?? 10% da maior demanda medida , nos 11 ciclos de medição anteriores, para
unidades rurais ou sazonais convencionais.
?? 10% da maior demanda contratada, para unidades rurais ou sazonais incluídas na
estrutura horo-sazonal.
4.3.1
Consumidor do grupo A - convencional
Forma de Cálculo:
Equação 16 - Cálculo da fatura de demanda grupo A - convenciona l
Fd = DFAT . Td
Onde:
Fd = fatura de demanda
DFAT = demanda faturável
Td = tarifa de demanda
4.3.2
Consumidor do grupo A - horo-sazonal
As formas de cálculo das faturas de demanda horosazonais azul e verde são
mostradas a seguir:
Equação 17 - Cálculo da fatura de demanda grupo A – horosazonal azul
Fd = DfatP . Tdp + DfatFP . Tdfp
onde:
Fd = valor relativo ao faturamento de demanda, em R$.
DfatP = demanda faturável no horário de ponta, em kW.
Tdp = tarifa de demanda horo-sazonal azul de ponta
DfatFP = demanda faturável no horário fora de ponta, em kW.
Tdfp = tarifa de demanda horo-sazonal azul fora de ponta
Equação 18 – Cálculo da fatura de demanda grupo A - horosazonal Verde
Fd = Dfat . Td
118
É a máxima demanda verificada durante o mês, medida ou integralizada em intervalos de 15 minutos,
aplicável também nos respectivos segmentos horo-sazonais (PROCEL, 2001, p. 11)
246
Onde :
Dfat = demanda faturável, em kW.
Td = Tarifa de demanda horo-sazonal verde
4.3.3
Mudanças previstas para o faturamento de demanda
Com a substituição do contrato de fornecimento pelo contrato de conexão (CCD ou
CCT) e pelo contrato de uso do sistema (CUSD ou CUST), ins tituída pela Resolução ANEEL
665/2002, o faturamento da demanda sofrerá alterações significativas em sua forma, não
obstante a base de medição física (a demanda) permanecer a mesma.
Assim, confirmando a visão de tentar posicionar o consumidor cativo de forma que o
mesmo possa se comparar àquele que optou por ser livre, a Res. 665/2002 remete a
regulamentação do CCD e do CUSD diretamente à Res. 281/1999, que é a mesma a tratar das
condições de contratação do acesso ao sistema elétrico pelos consumidores livres. 119 , pois que
estes terão que arcar com estes custos diretamente com a concesionária local.
4.4
DEMANDA DE ULTRAPASSAGEM
Atualmente, todos os consumidores classificados no grupo A são obrigados a
estabelecer um contrato de demanda com a concessionária que os atende.
A legislação prevê que, em caso de ultrapassarem ao estipulado no contrato, ou seja,
quando a demanda medida ultrapassar a demanda contratada, será cobrada a tarifa de
ultrapassagem sobre a parcela que exceder a demanda contratada, denominada de demanda de
ultrapassagem.
Assim, a tarifa de ultrapassagem é a tarifa aplicada sobre a diferença positiva entre a
demanda medida e a contratada, quando exceder os limites estabelecidos (art. 2o , incisos IX,
X , XII E XXXVII).
As tarifas de ultrapassagem para cada subgrupo horosazonal do grupo A estão nos
anexos 3 e 4. Já tarifa de ultrapassagem do grupo a convencional é correspondente à 3 vezes a
tarifa normal (PROCEL, 2001, p. 8)
119
Desta forma, seu detalhamento será realizado no item 5.1.
247
A ocorrência da demanda de ultrapassagem respeita os seguintes limites de
tolerâncias, sendo que para os consumidores na estrutura horosazonal a tarifa de
ultrapassagem será cobrada para cada segmento em que ocorrer a ultrapassagem (art. 56):
Tabela 6 – Limites de tolerância para fins de ultrapassagem de demanda
Tolerância
Tensão de fornecimento
5%
= 69 kV
10%
< 69 kV
Explicando melhor, digamos que um consumidor A4 que contratou 100 kW de
demanda na ponta e 200 kW fora de ponta, apresentasse uma leitura de medição de 110 kW
na ponta e 241 kW fora de ponta.
Com relação ao horário de ponta, vai pagar a tarifa normal sobre 110 kW, já que não
extrapolou a tolerância de 10% para sua tensão de fornecimento. No entanto, para o horário
fora de ponta, por ter superado tal limite, toda a ultrapassagem em relação ao contrato (41
kW) será cobrada mediante a tarifa de ultrapassagem.
4.4.1
Mudanças previstas para o faturamento de ultrapassagem de demanda
Ao consumidor cativo ligado em alta tensão estarão sendo aplicadas regras similares
às destinadas ao consumidor livre.
Assim, de acordo com o art. 15 da Res. 281/1999, a ultrapassagem de demanda se
refletirá apenas no Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD), aplicando-se uma
tarifa de ultrapassagem de valor igual a três vezes a tarifa de uso estabelecida para cada
período, mas ainda submetida à uma tolerânc ia de 5% do montante contratado (Solicitação de
Ouvidoria ANEEL n. 0100125980350, de 25/11/2003).
248
4.4.2
Consumidor em alta tensão – convencional
Este consumidor realiza um contrato de fornecimento estipulando apenas um velor
de demanda, que servirá de base para uma eventual ultrapasagem.
Equação 19 – Cálculo da fatura de demanda de ultrapassagem - convencional
Fd = DCON . Td + ( DMED - DCON ) . Tu
Onde : Fd = fatura de demanda, em R$.
DCON = demanda contratada, em kW.
DMED = demanda medida, em kW.
Td = tarifa de demanda
Tu = tarifa de ultrapassagem
4.4.3
Consumidor em alta tensão – horo-sazonal
As condições de ultrapassagem e as respectivas tarifas de ultrapassagem são
verificadas tanto para o horário de ponta quanto para o horário fora de ponta para o
consumidor horosazonal azul.
Equação 20 – Cálculo da fatura de demanda de ultrapassagem – horosazonal azul ponta
Fdp = DCP . Tdp + ( DMP – DCP ) . Tup
onde:
Fdp = Fatura de demanda na ponta, em R$.
DCP = Demanda contratada na ponta, em kW.
Tdp = Tarifa de demanda na ponta - azul
DMP = Demanda medida na ponta, em kW.
Tup = tarifa de ultrapassagem na ponta - azul
Equação 21 - Cálculo da fatura de demanda de ultrapassagem – horosazonal azul fora
de ponta
Fdf = DCFP . Tdfp + ( DMFP – DCFP ) . Tufp
onde:
Fdfp = Fatura de demanda fora da ponta, em R$.
DCFP = Demanda contratada fora da ponta, em kW.
Tdfp = Tarifa de demanda fora da ponta - azul
249
DMFP = Demanda medida fora da ponta, em kW.
Tup = tarifa de ultrapassagem fora da ponta - azul
Para o consumidor horosazonal verde, como só existe a cobrança de um único valor
de demanda, somente este será o parâmetro para a verificação da questão da ultrapassagem,
através de uma fórmula similar à do consumidor convencional.
Equação 22 - Cálculo da fatura de demanda de ultrapassagem – horosazonal verde
Fd = DCON . Td + (DMED – DCON) . Tu
onde:
DCO N = demanda contratada, em kW.
DME D = demanda medida, em kW.
Tu = tarifa de ultrapassagem verde
4.5
EXCEDENTES DE REATIVO: DEMANDA DE POTÊNCIA E CONSUMO DE
ENERGIA
Quando uma determinada instalação elétrica apresenta um comportamento de
consumo associado a um baixo fator de potência (item 6 do Apêndice B), diz-se que existem
uma demanda de potência e um consumo de energia reativas excedentes.
Haja vista os problemas decorrentes do baixo fator de potência, o setor elétrico
brasileiro já vem há algum tempo desenvolvendo mecanismos tarifários no intuito de induzir
o consumidor a evitar tal comportamento, através de um conjunto de normas aplicáveis na
forma de uma tarifa para energia e demandas reativas.
Até 1993, o conceito para a cobrança era a multa por baixo fator de potência, a qual
era estipulada através de um ajuste dos importes de consumo e demanda em função da relação
entre o fator de potência medido e o de referência. A partir daí, no entanto, instituiu-se um
controle mais apurado do uso da energia reativa, através do aumento do limite do FP de 0,85
para 0,92; do faturamento desmembrado entre a demanda e o consumo, inclusive para os
excedentes de reativo capacitivos e da redução do período de avaliação de mensal para
horário (1996) (CODI, p. 3; CRESTANI, 1994, pp. 26-34).
250
O fator de potência de 0,92 implica que, para cada kWh de energia ativa consumida,
a concessionária deve permitir, sem qualquer ônus, a utilização de 0,425 kVarh de energia
reativa, indutiva ou capacitiva (CODI, p. 16).
No ano de 2000, a Resolução ANEEL 456/2000 incluiu toda a legislação relativa às
disposições sobre fator de potência, consumo de energia e demanda de potência reativas.
Quanto ao faturamento propriamente dito, está elencado nos artigos 64 a 68 da citada
resolução.
A cobrança do ajuste de excedente de reativo é o meio empregado para, através da
imposição sobre o consumidor, conseguir implementar o uso racional de energia elétrica e,
com isso, liberar capacidade do sistema elétrico com as conseqüentes melhorias nas condições
operacionais do mesmo.
É o faturamento pelo excedente de reativo (capacitivo ou indutivo), a ser computado
nos períodos de medição de energia, de acordo com o fator de potência de referência
estabelecido aos consumidores.
Na verdade, não é uma tarifa aplicada ao kVar (potência) ou
kVarh (energia)
excedentes ao nível explicitado pela legislação, mas sim utiliza-se das tarifas de energia e
demanda ativas, pois esta cobrança pode ser entendida como sendo o valor das capacidades
reprimidas do sistema em kW e kWh causadas pelo consumidor que utilizou a energia elétrica
reativa acima do nível permitido pelo fator de potência exigido, conforme a figura 19:
251
Figura 21 – Diagrama explicativo da cobrança sobre reativos excedentes
CAPACIDADE REPRIMIDA
DO SISTEMA
P - Potência Ativa
fr
kW
?P
Q – Potência Reativa
f
kVAr
Potência
Reativa
Excedente
? cos? r ?
? P ? P ? ??
? 1??
cos
?
?
?
Onde :
Cos f r = fator de potência de referência = 0,92
Cos f = fator de potência da instalação
O Art. 34 da Resolução 456/2000 diz que o fator de potência das instalações da
unidade consumidora, para efeito de faturamento, deverá ser verificado pela concessionária
por meio de medição apropriada, observados os critérios para os consumidores em baixa
tensão e os em alta tensão.
As medições serão referidas aos intervalos de (art. 65):
252
?? 6 horas consecutivas entre as 23:30 h e 06:30 h (a critério da concessionária),
quando serão considerados fps abaixo de 0,92, capacitivos.
?? Nos horários restantes, indutivos.
Nestes períodos, será observado o intervalo de integralização reativa de 60 minutos
(medição horária)
Já o Art. 64 estabelece o nível do O fator de potência de referência “fr”, indutivo ou
capacitivo, terá como limite mínimo permitido, para as instalações elétricas das unidades
consumidoras, o valor de fr = 0,92.
O Art. 67 define que para fins de faturamento de energia e demanda de potência
reativas excedentes serão considerados somente os valores ou parcelas positivas das mesmas,
assim como que nos faturamentos relativos a demanda de potência reativa excedente não
serão aplicadas as tarifas de ultrapassagem.
4.5.1
Consumidor em baixa tensão
O consumidor em baixa tensão está sujeito à medição do fator de potência, conforme
o inciso II do art. 34, “de forma facultativa, sendo admitida a medição transitória, desde que
por um período mínimo de 7 (sete) dias consecutivos.” Tal disposição é confirmada pelo Art.
47, quando expressa que “o faturamento de unidade consumidora do Grupo “B” será realizado
com base no consumo de energia elétrica ativa, e, quando aplicável, no consumo de energia
elétrica reativa excedente, devendo, em ambos os casos, ser observada as disposições
específicas estabelecidas nesta Resolução.”
O Art. 68 define os procedimentos que a concessionária deverá tomar quando quiser
efetuar a verificação do fator de potência de uma unidade consumidora do grupo B, que tenha
sido aferido por meio de medição transitória nos termos do inciso II do art. 34, e o eventual
faturamento correspondente ao consumo de energia elétrica reativa indutiva excedente :
I - a concessionária deverá informar ao consumidor, via correspondência específica, o valor do fator
de potência encontrado, o prazo para a respectiva correção, a possibilidade de faturamento relativo
ao consumo excedente, bem como outras orientações julgadas convenientes;
II - a partir do recebimento da correspondência, o consumidor disporá do prazo mínimo de 90
(noventa) dias para providenciar a correção do fator de potência e comunicar à concessionária;
III - findo o prazo e não adotadas as providências, o fator de potência verificado poderá ser utilizado
nos faturamentos posteriores até que o consumidor comunique a correção do mesmo; e
253
IV - a partir do recebimento da comunicação do consumidor, a concessionária terá o prazo de 15
(quinze) dias para constatar a correção e suspender o faturamento relativo ao consumo excedente.
4.5.2
Consumidor em alta tensão - convencional - sem medição apropriada
O Art. 34 em seu inciso I define que as unidades consumidoras do Grupo “A”
deverão ter seu fator de potência verificado de forma obrigatória e permanente, para fins de
faturamento do excedente de reativo.
O consumo de energia elétrica e demanda de potência reativas excedentes serão
faturados quando o fator de potência da unidade consumidora, indutivo ou capacitivo, for
inferior a 0,92 (Art. 49).
A existência de medição apropriada, citada no art. 65, para todos os consumidores do
Grupo A não é comum na atual situação das concessionárias brasileiras, por isso o Art. 66
vem ao encontro da situação real de que poucas são as concessionárias que possuem
suficiente número de equipamentos disponíveis para medições horárias de fator de potência,
tendo em vista que são equipamentos mais caros. Algumas, como a CELESC, por enquanto
fazem esta medição apenas para os consumidores horo-sazonais, sendo que para os demais do
grupo A utiliza-se de medidores comuns de energia e demanda os quais, através de uma
determinada ligação, apuram uma medição mensal de “Qh”, que é um artifício fasorial
derivado daquela ligação especial, com a qual pode-se apurar apenas o fator de potência
indutivo médio da instalação 120 .
Assim, para as unidades consumidoras faturadas na estrutura tarifária convencional,
enquanto não forem instalados equipamentos de medição que permitam a aplicação das
fórmulas fixadas no art. 65, a concessionária poderá realizar o faturamento de energia e
demanda de potência reativas excedentes utilizando das equações a seguir descritas.
O cálculo do fator de potência médio (fm) é obtido a partir das medições de energias
ativa e reativa, esta representada pelo Qh, conforme demonstram as fórmulas abaixo:
120
“Registrado por um medidor de kWh normal com deslocamento de 60° (sessenta graus) das componentes de
tensão em relação ao medidor de energia reativa” (CELESC, p. 13). Para aprofundamento no assunto, vide
Medeiros Filho (1986, pp. 337-382).
254
Equação 23 – Cálculo do fator de potência médio.
kWh
fm ?
? 2 Qh ? kWh ?
kWh 2 ? ??
??
3
?
?
2
? 100
Equação 24 – Cálculo do consumo de energia reativa mensal
kVArh ?
?2 Qh ? kWh ??
3
3
Onde :
kWh = energia ativa medida
kVArh = energia reativa indutiva
Qh = total de Qh
Uma vez calculado o fator de potência, é possível a determinação das parcelas
referentes ao consumo de energia e demanda de potência reativas excedentes, na forma do
disposto no art. 66:
Equação 25 – Cálculo da fatura de energia reativa excedente – medição mensal.
? fr
?
FER ? CA ? ??
? 1?? ? TCA
? fm ?
onde:
FER = valor do faturamento total correspondente ao consumo de energia reativa excedente à
quantidade permitida pelo fator de potência de referência, no período de faturamento;
CA = consumo de energia ativa medida durante o período de faturamento;
fr = fator de potência de referência igual a 0,92;
fm = fator de potência indutivo médio das instalações elétricas da unidade consumidora, calculado
para o período de faturamento;
TCA = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento;
Havendo montantes de energia elétrica estabelecidos em contrato, o faturamento
correspondente ao consumo de energia reativa, verificada por medição apropriada, que
exceder às quantidades permitidas pelo fator de potência de referência “fr”, será calculado de
acordo com a seguinte fórmula:
255
?
fr
?
FER ? ?? CA ?
? CF ?? ? TCA
fm
?
?
onde:
FER = valor do faturamento total correspondente ao consumo de energia reativa excedente à
quantidade permitida pelo fator de potência de referência, no período de faturamento;
CA = consumo de energia ativa medida durante o período de faturamento;
fr = fator de potência de referência igual a 0,92;
fm = fator de potência indutivo médio das instalações elétricas da unidade consumidora, calculado
para o período de faturamento;
CF = consumo de energia elétrica ativa faturável no período de faturamento; e
TCA = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento
Note-se que nas fórmulas antecedentes ocorre um ajuste do consumo ativo através da
correção do fator de potência médio medido para o fator de potência de referência. Ou seja,
quanto mais próximo de 0,92 for o “fm”, menor será a parcela a ser cobrada de energia reativa
excedente.
Quanto à demanda, após o ajuste descrito anteriormente, ainda é realizada a
comparação com a demanda faturável, ou seja, aquela que será cobrada do consumidor em
virtude de seu contrato de fornecimento e/ou de eventual ultrapassagem.
Por exemplo, pode acontecer que mesmo tendo provocado um excedente de demanda
reativa, este tenha ocorrido em um nível de demanda aquém daquele que o consumidor já
seria obrigado a pagar por disposição contratual ou por ultrapassagem, não ocorrendo assim a
cobrança em duplicidade.
Equação 26 – Cálculo da fatura de demanda reativa excedente – medição mensal.
?
fr
?
FDR ? ?? DM ?
? DF ?? ? TDA
fm
?
?
Onde :
FDR = valor do faturamento total correspondente à demanda de potência reativa excedente à
quantidade permitida pelo fator de potência de referência, no período de faturamento;
DM = demanda medida durante o período de faturamento;
DF = demanda faturável no período de faturamento; e
TDA = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento.
256
Outro direito do consumidor, previsto no art. 69, é o de que a concessionária deverá
concedê- lo um período de ajustes, com duração mínima de 3 (três) ciclos consecutivos e
completos de faturamento, objetivando permitir a adequação de sua instalações elétricas às
normativas, nos casos em que ocorrer inclusão espontânea ou compulsória na estrutura horosazonal, ou em novas ligações. Durante este período de ajuste, que pode ser ainda ampliado, o
faturamento será realizado com base no valor médio do fator de potência, conforme disposto
no art. 66.
4.5.3
Consumidor em alta tensão - horo-sazonal ou convencional - com medição apropriada
O Art 34 em seu inciso I define que as unidades consumidoras do Grupo “A”
deverão ter seu fator de potência verificado de forma obrigatória e permanente, para fins de
faturamento do excedente de reativo. A forma permanente horária requer a utilização de
medidores apropriados, fundamentalmente diferentes dos utilizados para a medição mensal,
por terem sua base de construção eletrônica.
O consumo de energia elétrica e demanda de potência reativas excedentes serão
faturados quando o fator de potência da unidade consumidora, indutivo ou capacitivo, for
inferior a 0,92 (Art. 49), nos respectivos segmentos horo-sazonais de acordo com as fórmulas
a seguir (art. 65):
Equação 27 – Cálculo da fatura de energia reativa excedente – medição horária
FER ?
?
? fr
??
?CAt ? ?? ? 1??? ? TCA?p ?
t?1 ?
? ft
??
n
?
onde:
??
??
??
??
??
FER(p) = valor do faturamento, por posto horário “p”, correspondente ao consumo de energia
reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência “fr”, no período de
faturamento;
CAt = consumo de energia ativa medida em cada intervalo de 1 (uma) hora “t”, durante o período
de faturamento;
fr = fator de potência de referência igual a 0,92;
ft = fator de potência da unidade consumidora, calculado em cada intervalo “t” de 1 (uma) hora,
durante o período de faturamento, observadas as definições dispostas nas alíneas “a” e “b”, § 1º,
deste artigo;
TCA(p) = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento em cada posto horário “p”;
257
Havendo montantes de energia elétrica estabelecidos em contrato, o faturamento
correspondente ao consumo de energia reativa, verificada por medição apropriada, que
exceder às quantidades permitidas pelo fator de potência de referência “fr”, será calculado de
acordo com a seguinte fórmula:
?? n CAt ? fr ?
?
?? ? CF ?p ?? ? TCA? p ?
FER? p ? ? ??? ?
ft
?
?? t ?1
?
onde :
FER(p) = valor do faturamento, por posto horário “p”, correspondente ao consumo de energia reativa
excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência “fr”, no período de
faturamento;
CAt = consumo de energia ativa medida em cada intervalo de 1 (uma) hora “t”, durante o período de
faturamento;
fr = fator de potência de referência igual a 0,92;
ft = fator de potência da unidade consumidora, calculado em cada intervalo “t” de 1 (uma) hora,
durante o período de faturamento, observadas as definições dispostas nas alíneas “a” e “b”, § 1º,
deste artigo;
CF(p) = consumo de energia elétrica ativa faturável em cada posto horário “p” no período de
faturamento; e
TCA(p) = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento em cada posto horário“p”.
Com relação ao faturamento de energia reativa excedente, nota-se que o consumo
ativo é ajustado da mesma forma que no item anterior. O que difere, no entanto, é que os
ajustes são horários e cumulativos.
Desta forma, a cada hora ocorre a medição e a comparação do fator de potência com
a referência de 0,92, sendo que serão cobradas, ao final do ciclo de faturamento mensal, o
montante total das vezes em que ocorreram estes ajustes.
Para a cobrança da demanda reativa excedente (potência), a fórmula de cálculo
segue:
Equação 28 – Cálculo da fatura de demanda reativa excedente – medição horária.
?
?
?
fr ?
FDR ? ?MAX tn?1 ?? DAt ? ?? ? DF ?p ?? ? TDA?p ?
ft ?
?
?
?
onde:
258
FDR(p) = valor do faturamento, por posto horário “p”, correspondente à demanda de potência reativa
excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência “fr” no período de
faturamento;
DAt = demanda medida no intervalo de integralização de 1 (uma) hora “t”, durante o período de
faturamento;
DF(p) = demanda faturável em cada posto horário “p” no período de faturamento;
TDA(p) = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento em cada posto horário “p”;
MAX = função que identifica o valor máximo da fórmula, dentro dos parênteses correspondentes, em
cada posto horário “p”;
t = indica intervalo de 1 (uma) hora, no período de faturamento;
p = indica posto horário, ponta ou fora de ponta, para as tarifas horo-sazonais ou período de
faturamento para a tarifa convencional; e
n = número de intervalos de integralização “t”, por posto horário “p”, no período de faturamento.
4.5.4
Mudanças previstas para o faturamento dos excedentes de reativo
A Resolução 665/2002, é bastante econômica ao tratar assunto de tal relevância,
dispondo em seu art. 9o que “a energia e demanda reativas excedentes serão calculadas
conforme regulamentação vigente, tendo seu faturamento vinculado ao CUSD ou CUST”.
Na falta de maiores esclarecimentos formais, as informações obtidas junto à
concessionária local e ANEEL levam à conclusão que a metodologia de apuração e cobrança
dos excedentes de reativo para os consumidores cativos não tem previsão de mudança a curto
prazo, devendo-se aguardar regulamentações posteriores que devem certamente esclarecer
melhor a matéria.
4.6
PERDAS DE TRANSFORMAÇÃO
O art. 35 da Res. 456/2000 menciona que quando a concessionária instalar seus
equipamentos de medição no lado da saída dos transformadores (secundário), deverá instalar
equipamentos de medição das perdas de transformação ou fazer acréscimos aos valores
medidos de demandas de potência e consumo de energia elétrica ativa e reativa excedentes de
que trata o art. 58 , nos seguintes percentuais :
?? 1% para fornecimento > 44 kV
?? 2,5% para fornecimento = 44 kV.
259
Importante ressaltar que os acréscimos devidos às perdas de transformação incidem
sobre todas as demandas e consumos, ativos ou reativos excedentes, em todos os segmentos
no caso horo-sazonal.
4.7
IMPOSTOS INCIDENTES SOBRE O FATURAMENTO
A incidência do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), cuja
competência foi constitucionalmente atribuída aos estados, reflete em um substancial aumento
da fatura de energia elétrica em todas as modalidades tarifárias, por incidir praticamente em
todas as operações envolvendo a energia elétrica, seja na geração, transmissão e distribuição
(GANIM, 2003, pp. 205-217).
Por ser um imposto estadual, suas alíquotas podem variar para cada unidade da
federação. As concessionárias apresentam suas tabelas de tarifas incluindo o ICMS e sem o
mesmo, para fins de verificação pelo consumidor.
No caso dos consumidores do grupo B1 (residencial), existe um escalonamento na
cobrança do ICMS :
?? 12% para consumo até 150 kWh
?? 25% para o consumo além de 150kWh
Para os demais consumidores a cobrança se dá em função do total das faturas
(importe 121 ) de consumo e demanda ativos e reativos excedentes, em todos os segmentos
horo-sazonais quando for o caso.
A forma de cálculo do ICMS gerou, preliminarmente, uma série de questionamentos
pelos consumidores que não entenderam os preceitos legais de sua apuração, constatando
assim que, por exemplo, a alíquota de 25% encarecia a fatura de energia elétrica em 33%.
No entanto, esta situação ocorre com todos os produtos sujeitos ao ICMS, qual seja, a
de ser aplicada a alíquota sobre o valor total da nota fiscal, aí incluindo o próprio imposto, daí
a expressão “ICMS incluso no preço”.
121
“Valor em moeda nacional de um fornecimento, resultante da aplicação das tarifas e, quando aplicável, do
ajuste do fator de potência (reativo excedente)” (MUNDO ELÉTRICO, 1990, p. 44)
260
A equação a seguir definida exprime a forma correta de se apurar o valor do ICMS a
ser cobrado sobre determinado importe. Além disso, as concessionárias costumam divulgar os
preços de energia e demanda “com” e “sem” ICMS (vide anexos 1 a 5, 1 e 3 – sem ICMS, 2 e
4 – com ICMS), o que facilita a verificação.
Equação 29 – Cálculo do ICMS.
ICMS =
Soma das faturas ? ALIQUOTA
100 ? ALIQUOTA
Onde :
Soma das faturas = consumo e demanda , ativos e reativos excedentes
4.8
ILUMINAÇÃO PÚBLICA
A cobrança da taxa ou contribuição para a iluminação pública é de responsabilidade
do poder público municipal, o qual através de lei, institui a cobrança para cada consumidor de
energia elétrica.
Existem algumas formas em uso, entre elas por faixa de consumo, por testada do
imóvel ou ainda sobre o consumo.
4.9
TAXAS DIVERSAS
Os arts 109 e 110 elencam os serviços cobráveis, a pedido do consumidor e cujos
valores serão definidos por meio de resoluções específicas da ANEEL, conforme pode se
constatar no anexo 5, sendo que os valores destes serviços podem ser revistos quando dos
reajustes tarifários:
?? vistoria
?? aferição de medidor
?? verificação do nível de tensão;
?? religação normal;
?? religação de urgência;
?? emissão de 2a via de fatura.
261
4.10 MULTAS
Para todos os grupos tarifários, quando do atraso no pagamento da fatura é cobrada
multa de, no máximo 2% sobre o total da fatura em atraso (art. 89). Esta disposição da
Resolução 456 é fruto da sua submissão à Lei Complementar que instituiu o Código de
Defesa do Consumidor.
4.11 SITUAÇÕES ESPECIAIS – COBRANÇAS OU DEVOLUÇÕES.
Existe ainda uma série de situações e informações que decorrem das relações de
consumo de energia elétrica e da legislação em vigor. Dentre estas, algumas serão a seguir
sumariamente
comentadas,
sem
supor,
evidentemente,
uma
menor
importância
comparativamente ao já abordado.
A cobrança do Encargo de Aquisição de Ene rgia Emergencial foi instituído pela Lei
10.438/2002 e destina-se a cobrar, nas faturas de energia elétrica de todos os consumidores do
país (com algumas isenções), valores destinados ao custeio do acionamento de usinas
termoelétricas em caso de necessidade de atendimento.
Mesmo de impacto financeiro reduzido (aproximadamente 2 % do total da fatura), o
encargo emergencial é mais um acréscimo a onerar os consumidores de energia elétrica,
estando inclusive sendo questionado judicialmente em várias instâncias.
A concessionária pode ainda realizar cobranças de atrasados em caso de suspensão
do fornecimento, por constatação de irregularidades ou avarias no medidor, por impedimento
ao acesso para leitura, ou ainda por classificação incorreta decorrente de informações inexatas
(arts. 36, 90 a 94, 70 a 75, 104 a 106).
Por outro lado, a concessionária deverá providenciar a devolução de valores
cobrados a maior, por erro do medidor (arts. 76 a 78).
Outro item que pode aparecer nas faturas dos consumidores do grupo A é a
“Devolução de empréstimo compulsório”. O Empréstimo Compulsório, até 31/12/1994, era
cobrado dos consumidores industriais com consumo acima de 2000 kWh e de autoprodutores
que utilizavam derivados de petróleo (FORTUNATO et al., 1990, pp. 213-214).
262
Outra situação que pode ocorrer é aquela relacionada ao fato de que o consumidor
pode ser ressarcido em caso de violação das metas de padrões de qualidade e de continuidade
do fornecimento de energia elétrica destinadas à cada concessionária, através de multas que
podem chegar até a 1% de seu faturamento.
Estas metas devem obrigatoriamente aparecer nas faturas de energia elétrica para que
o consumidor possa acompanhar e tomar as devidas providências caso se reconheça
prejudicado por um eventual atendimento de má qualidade.
Segundo Crestani (2000, pp.30-49), comentando a Resolução ANEEL no 24/2000122 ,
passa a ser obrigatória a informação dos indicadores “de forma clara e auto-explicativa”, que
demonstrem, no conjunto e individualmente, a freqüência de interrupções sofridas (FIC e
FEC), o tempo acumulado desta interrupções (DEC e DIC) e a duração máxima de
interrupção (DMIC), verificados dentro de determinados períodos.
Também os níveis de tensão de energia elétrica cuja influência é significante na
operação dos equipamentos domésticos, comerciais e industriais, devem ser informados na
fatura de energia elétrica, expressos em volts (V) ou quilovolts (kV).
Caso tenha havido variações na tensão superiores ou inferiores às permitidas pela
classificação da Resolução ANEEL 505/2001, e não sendo regularizado o nível adequado,
cabe ao consumidor ser restituído mediante a fórmula do art. 20, sem prejuízo de ser
ressarcido por perdas e danos causados pelo serviço inadequado.
122
Esta Resolução merece ser estudada no intuito de se conhecer melhor os direitos do consumidor quanto à
informação e a qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica.
263
5
CONTRATOS E FATURAMENTO DO CONSUMIDOR LIVRE OU
AUTOPRODUTOR
5.1
CONSUMIDOR LIVRE
Com a publicação da Resolução ANEEL nº 264, de 13/08/1998 (ver item 3.1 do
APÊNDICE A), os consumidores livres passaram a ter sua relações contratuais, formas de
medição e de faturamento de energia elétrica praticamente desvinculadas da Resolução
ANEEL no 456/2000, não obstante a mesma também regulamentar, no que couber, os
procedimentos e demais características no que se refere às Condições Gerais de Fornecimento
de Energia Elétrica para os consumidores livres (§ único do art. 1o ).
O art. 5o da Resolução ANEEL 264/98 assegura “o livre acesso aos sistemas de
transmissão e de distribuição mediante pagamento dos encargos de uso, serviços e conexão
envolvidos”. Para tanto, a comercialização de energia elétrica a consumidores livres fica
condicionada à celebração dos seguintes contratos:
?? Contrato Bilateral de Compra e Venda de Energia;
?? Contrato de Conexão com a rede elétrica de distribuição ou transmissão (CCD ou
CCT);
?? Contrato de Uso do Sistema de Distribuição e ou Transmissão (CUST ou CUSD).
Os contratos bilaterais de compra e venda de energia, como já visto anteriormente,
são contratos financeiros entre agentes do sistema interligado que vão especificar, ao longo do
dia ou do ano, montantes de energia a serem transacionados mediante preços, formas de
pagamento e penalidades (de ultrapassagem ou de não utilização) livremente pactuados.
Devem conter, entretanto, cláusula referente à suspensão do fornecimento por inadimplência
do consumidor.
Assim, um consumidor livre tem a prerrogativa de compor sua curva de carga 123 , no
que se refere à energia, a partir de vários contratos bilaterais com agentes diferentes, em
vários horizontes de tempo e diferentes contratos (OLIVEIRA, RAMOS, MACHADO, 2002,
p. 4; 2004, p. 137).
123
Vide item 4 do APÊNDICE B.
264
No entanto, se optar por comprar energia diretamente no MAE124 , o consumidor livre
deve estar particularmente informado do mecanismo de formação de preços e das regras de
compra e venda, pois é possível a ocorrência de fortes oscilações, como se verificou no ano de
2001, em que se presenciou um elevado déficit de energia e por conseqüência um enorme
aumento dos preços. Ao contrário, quando é registrado um contrato bilateral no MAE, as
partes evitam as flutuações automáticas do preço, em relação aos montantes contratados
(DUKE ENERGY, Guia do cliente livre, 2003, tema 6.9).
Esta questão vale também para os casos/horários/períodos em que o consumidor livre
houver consumido além de seu contrato, pois que o MAE cobrará do mesmo a diferença pelo
preço spot do período de ocorrência.
É de se salientar novamente que a liberdade assegurada ao consumidor livre está
vinculada à compra de energia elétrica (kWh), pois que persiste sua situação de cativo com a
concessionária local, para as compras de demanda (kW), dada a natureza da conexão física à
rede (FERNANDES FILHO, 2000, p. 107).
Significa dizer que o consumidor, permanecendo conectado ao sistema elétrico a
partir de sua localização física, solicitará seus montantes de demanda (potência), em um ponto
de conexão pertencente à concessão de uma determinada empresa de energia elétrica. Além
disso, para o transporte de energia entre o vendedor e comprador, poderão ser usadas
instalações de transmissão e distribuição de várias empresas diferentes, implicando em custos
diferenciados conforme o “trajeto percorrido”.
Por isso é que foram implementadas as regras de uso e de conexão aos sistemas de
energia elétrica, por meio da Resolução ANEEL nº 281/99.
Nos termos da Resolução ANEEL nº 281/99, o Contrato de Conexão à Rede de
Distribuição (CCD) 125 deverá ser celebrado após livre negociação entre o consumidor livre e a
concessionária proprietária do sistema elétrico que fornecerá a conexão.
Os encargos de conexão são oriundos dos custos de projeto, construção,
equipamentos, operação e manutenção do ponto de conexão, ou seja, a interligação elétrica
das instalações do consumidor e os da concessionária de distribuição.
124
Lembrar que o MAE deve ser extinto a partir das reformas empreendidas ao final de 2003, mas que perdurará
o Ambiente de Contratação Livre (ACL) (ver item 2.5 do APÊNDICE A)
125
Também é previsto o Contrato de Conexão à rede de Transmissão, para consumidores com tensão de
fornecimento iguais ou maiores que 230 kV, cuja quantidade no Brasil se limita à umas poucas dezenas e não
sendo encontrado nenhum no Vale do Itajaí.
265
A medição deste encargo é de responsabilidade técnica e financeira da
concessionária de distribuição, independente da venda de energia e, importante é ressaltar que
não poderá haver exigências discriminatórias ao consumidor livre relativas as condições
técnicas da conexão se compradas aos demais usuários da rede de distribuição.
Além do detalhamento dos pontos de conexão e das instalações, devem também ser
mencionados no contrato: a capacidade de demanda da conexão, a localização dos medidores,
os procedimentos de medição e informações de dados, os índices de qualidade das instalações
de conexão como também as penalidades pelo não cumprimento destes índices.
Da mesma forma que o CCD, o Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
(CUSD) 126 também tem suas condições gerais estabelecidas pela Resolução no 281/99 e é
celebrado entre a concessionária local e o consumidor livre.
Neste caso, entretanto, as tarifas de uso dos sistemas de distribuição (TUSD) são
reguladas pela ANEEL, pois devem corresponder ao custo de disponibilidade da rede ou do
sistema elétrico para o consumidor, de acordo com a tensão de fornecimento mediante a qual
o consumidor estabelece sua conexão.
No CUSD são relacionadas as condições gerais do serviço prestado e as condições
técnicas e comerciais assumidas entre as partes, das quais destacam-se, de acordo com o art.
11 da Resolução 281/99:
??
??
??
??
??
??
As quantidades de uso dos sistemas de distribuição, definidas como as potências máximas
transportadas, contratadas para os horários de ponta e fora de ponta;
Os procedimentos para solicitação de alteração dos valores contratados.
Os índices de qualidades relativos aos serviços de distribuição a serem prestados, como também
as penalidades relativas ao não atendimento dos referidos índices;
O local e os procedimentos de medição;
As tarifas a serem aplicadas aos montantes de uso para faturamento;
O prazo de vigência do contrato
Segundo Oliveira, Ramos e Machado (2002, p. 5), não obstante o consumidor livre
também se utilizar da rede de transmissão para efetivar seu consumo de energia, não é
necessário que o mesmo celebre um contrato de uso dos sistemas de transmissão, mas deverá
pagar por esse encargo em linha separada na sua fatura, cujos valores também são definidos
pelo órgão regulador para cada concessionária de distribuição.
126
Também é previsto o Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, para consumidores com tensão de
fornecimento iguais ou maiores que 230 kV, cuja quantidade no Brasil se limita à umas poucas dezenas e não
sendo encontrado nenhum no Vale do Itajaí.
266
Tanto o encargo do uso do sistema de transmissão quanto o de distribuição são
calculados em função das demandas contratadas pelo consumidor. A diferença é que,
enquanto cobra-se o encargo de uso do sistema de transmissão em função da maior entre as
demandas medida ou contratada, exclusivamente no horário de ponta, o encargo de uso do
sistema de distribuição obedecerá a tal regra também no horário fora de ponta.
A partir da publicação da Resolução no 152/03, a ANEEL alterou a metodologia par
ao cálculo das tarifas de uso dos sistemas de distribuição:
?? O componente fio é aplicado à demanda de potência para cada segmento horosazonal (ponta e fora-de-ponta).
?? O componente encargo é calculado sobre a energia consumida em todo o período
de medição.
?? E a tarifa de uso da rede básica é a denominação para a cobrança do uso dos
sistemas de transmissão, devendo aparecer em separado na fatura de energia
elétrica.
Com relação à cobrança de ultrapassagem em relação aos montantes de demanda
contratados no CUSD, a mesma será efetuada de acordo com o art. 15 da Resolução 281/99, a
partir da extrapolação de uma tolerância de 5% entre o valor medido e o contratado, sendo
então aplicada uma tarifa correspondente a três vezes a tarifa de uso estabelecida para cada
período.
Quanto à energia e demanda reativas excedentes, segundo contato telefônico com a
ANEEL (0800, 26/11/2003, 18:30h, atendente Neuma) não existe ainda regulamentação
específica, devendo o assunto ser estabelecido no contrato entre o consumidor livre e o
contratado fornecedor de energia, ou seja no CCE.
Ainda em caráter informal, obteve-se da concessionária e de empresas que já
realizaram negociações na qualidade de consumidores livres, a informação de a
concessionária está realizando a medição e a cobrança dos excedentes de reativo como se o
consumidor cativo fosse.
Com referência à medição de energia e demandas, os equipamentos de medição serão
de propriedade do concessionário de distribuição ao qual o consumidos livre está conectado,
sendo permitido, a critério do consumidor ou agente comercializador, a instalação de
267
equipamentos adicionais de propriedades dos mesmos, visando garantir a confiabilidade das
informações necessárias ao faturamento (art. 8o da Res. 264/98).
Nos casos em que o fornecimento de energia for realizado por outro agente e não a
distribuidora local, esta deverá disponibilizar sinal de pulsos para o consumidor ou para o
fornecedor da energia e enviar ao fornecedor, no prazo de 24 horas após a realização das
leituras, em arquivo magnético, os dados relativos ao fornecimento realizado (OLIVEIRA,
RAMOS, MACHADO, 2002, p. 5)
Desta forma, o consumidor livre terá em suas faturas, dependendo da quantidade de
fornecedores que tiver, itens que estarão relacionados à energia ativa consumida e as
demandas de energia ativa verificadas, além das eventuais cobranças de excedente de
demanda e energia reativos.
A tabela a seguir apresenta os itens faturados para uma situação de consumidor livre
não pertencente ao MAE, com fornecedor de energia que não é a concessionária local
(OLIVEIRA, MACHADO e RAMOS, 2004, p. 148).
Tabela 7 – Itens faturados do Cons umidor Livre
Item
Base para faturamento
Energia ativa do contrato
bilateral
Consumo medido ou
Livremente negociada
contratado com condições entre o consumidor e o
livremente negociadas
comercializador inclusive
ultrapassagem ou sobra do
valor contratado.
Valor negociado entre
consumidor e
concessionário de
distribuição.
Demanda de ponta
Regulada pela ANEEL,
medida ou contratada, o
cada unidade da federação
que for maior.
tem a sua.
Conexão
Uso da transmissão com
conexão à rede de
distribuição (Uso da rede
básica)
Uso do sistema de
distribuição
Ultrapassagem – CUSD
Energia Reativa excedente
Demanda Reativa
excedente
Demandas de ponta e fora
de ponta, medidas ou
contratadas, o que for
maior (componente FIO)
Consumo total medido
(componente ENCARGO)
Tarifa
Regulada pela ANEEL,
para cada concessionária
de distribuição e por nível
de tensão.
Regulada pela ANEEL,
para cada concessionária
de distribuição e por nível
de tensão.
Art. 15 Res.281/99
Res. 456/2000
Res. 456/2000
Agentes Emitentes das
faturas
Comercializador de
energia.
Concessionário de
distribuição.
Concessionário de
distribuição.
Concessionário de
distribuição.
Concessionário de
distribuição.
Concessionário de
distribuição.
Concessionário de
distribuição.
Concessionário de
distribuição.
268
5.2
CONSUMIDOR AUTOPRODUTOR
O consumidor livre pode adquirir energia elétrica de uma empresa, que por sua vez
também é consumidora de energia elétrica, mas dedica-se também à autoprodução ou mesmo
participe em um empreendimento de produção independente
O consumidor pode não só produzir parte ou toda a energia elétrica que necessita, em
sua planta ou em um empreendimento independente, mas também pode comercializá- las com
outros agentes do setor elétrico, de forma permanente ou ainda temporária.
Segundo o Manual do Agente Comercializador (2003, p.11), a comercialização dos
excedentes temporários do autoprodutor deve ser submetida à autorização da ANEEL. Ou
seja, é permitido que o autoprodutor venda eventuais excedentes de energia desde que receba
a necessária autorização e se enquadre nas prescrições da Lei no 9.074/95 e do Decreto no
2003/96.
Em um primeiro caso, Fernandes Filho (2000, pp. 111-112) comenta que, quando o
consumidor produz toda ou parte de sua energia, deverá celebrar com a concessionária local
um Contrato de Reserva de Capacidade, de periodicidade anual, destinado a prover a
concessionária de garantias para a confiabilidade da operação de seu sistema elétrico.
Além disso, caso o consumidor produtor resolva vender energia a terceiros (através
de um contrato bilateral de compra e venda de energia), utilizando-se das instalações do
sistema elétrico, deverá arcar com os encargos de uso dos sistemas de transmissão ou de
distribuição (art. 14 da Res. ANEEL 281/99), celebrando o CUSD com a concessionária local.
Além dos custos comentados, incidem sobre as transações e compõe os preços
estabelecidos pelos agentes vendedores outros custos diretos ou indiretos relacionados a
(MANUAL DO AGENTE COMERCIALIZADOR, 2003, p.10; GANIM, 2003, pp. 53-55):
??
??
??
??
??
??
??
??
??
Conta de consumo de combustíveis – CCC;
Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica – TFSEE;
Pesquisa e desenvolvimento – P&D;
Eficiência energética;
Encargo de serviços do sistema – ESS;
Encargo de capacidade emergencial;
Conta de desenvolvimento energético;
Reserva global de reversão – RGR;
Compensação financeira pelo aproveitamento de recursos hídricos.
269
ANEXOS
anexo 1– tarifas para o grupo B e grupo A - convencional, sem ICMS
TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA
N.º
RESOLUÇÃO
TIPO
DATA EMISSÃO
DATA VALIDADE
ABREVIATURA
421/I
Fornecimento
06/08/2002
07/08/2002
FORN
421/I
Fornecimento
06/08/2002
07/08/2002
FORN
002
Fiscal Nacional (MWh)
04/01/1996
05/01/1996
TFN
GRUPO
B1
CLASSIFICAÇÃO
Residencial Baixa Renda *
TARIFAS EM R$ SEM ICMS
DEMANDA
CONSUMO
Até
30 kWh
-
0,08002
De
31 a 100 kWh
-
0,13713
De 101 a 150 kWh
-
0,20573
De 151 a 160 kWh
-
0,20573
Residencial Normal
-
0,22859
Rural Não Cooperativa
-
0,13582
Rural Irrigação
-
0,00000
Comercial, Serviços e Outras Atividades
-
0,21670
Industrial
-
0,21670
Poder Público
-
0,21670
Água, Esgoto e Saneamento (Redução 15%)
-
0,18420
B4
Iluminação Pública
-
0,11164
A3a
Todas as Classes
7,86
0,11516
Água, Esgoto e Saneamento (Redução 15%)
6,68
0,09789
Rural Não Cooperativa (Redução 10%)
7,07
0,10364
Cooperativa de Eletrificação Rural (Redução 50%)
3,93
0,05758
Todas as Classes
8,17
0,11940
Água, Esgoto e Saneamento (Redução 15%)
6,94
0,10149
Rural Não Cooperativa (Redução 10%)
7,35
0,10746
Cooperativa de Eletrificação Rural (Redução 50%)
4,09
0,05970
Subterrâneo
12,03
0,12495
B2
B3
A4
AS
A2 = 88kV a 138kV
A3 = 69kV
A3a = 30 a 44kV
( * ) Enquadramento segundo Portaria 437/95, de 03/11/95
Validade a Partir do Razão 05 Faturamento Agosto/2002. Percentual de 14,89%
A4 = 2,3 a 25kV
1
270
anexo 2 – tarifas para o grupo B e grupo A - convencional, com ICMS
TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA
N.º
RESOLUÇÃO
TIPO
DATA EMISSÃO
DATA VALIDADE
ABREVIATURA
421/I
Fornecimento
06/08/2002
07/08/2002
FORN
421/I
Fornecimento
06/08/2002
07/08/2002
FORN
002
Fiscal Nacional (MWh)
04/01/1996
05/01/1996
TFN
GRUPO
B1
CLASSIFICAÇÃO
CONSUMO
Até
30 kWh
-
0,09093
De
31 a 100 kWh
-
0,15583
De 101 a 150 kWh
-
0,23378
De 151 a 160 kWh
-
0,27431
Residencial Normal Até 150 kWh
-
0,25976
Residencial Normal Acima de 150 kWh
-
0,30479
Rural Não Cooperativa Até 500 kWh
-
0,15434
Rural Não Cooperativa Acima de 500 kWh
-
0,18109
Rural Irrigação Até 500 kWh
-
0,00000
Rural Irrigação Acima de 500 kWh
-
0,00000
Comercial, Serviços e Outras Atividades
-
0,28893
Industrial
-
0,28893
Poder Público
-
0,28893
Água, Esgoto e Saneamento (Redução 15%)
-
0,24559
B4
Iluminação Pública
-
0,14885
A3a
Todas as Classes
10,48
0,15355
Água, Esgoto e Saneamento (Redução 15%)
8,91
0,13051
Rural Não Cooperativa Até 500 kWh (Redução 10%)
9,43
0,11778
Rural Não Cooperativa Acima de 500 kWh (Red 10%)
9,43
0,13819
Coop Eletrificação Rural Até 500 kWh (Red 50%)
5,24
0,06543
Coop Eletrificação Rural Acima de 500 kWh (Red 50%)
5,24
0,07677
Todas as Classes
10,89
0,15920
Água, Esgoto e Saneamento (Redução 15%)
9,26
0,13532
Rural Não Cooperativa Até 500 kWh (Redução 10%)
9,80
0,12211
Rural Não Coop Acima de 500 kWh (Redução 10%)
9,80
0,14328
Coop Eletrificação Rural Até 500 kWh (Red 50%)
5,45
0,06784
Coop Eletrificação Rural Acima de 500 kWh (Red 50%)
5,45
0,07960
Subterrâneo
16,04
0,16660
B2
B3
A4
AS
Residencial Baixa Renda *
TARIFAS EM R$ COM ICMS
DEMANDA
Validade a Partir do Razão 05 Faturamento Agosto/2002. Percentual de 14,89%
2
271
anexo 3 – tarifas grupo A - horosazonal, sem ICMS
TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA
N.º
RESOLUÇÃO
TIPO
DATA
EMISSÃO
DATA
VALIDADE
ABREVIATURA
421/I
Fornecimento
06/08/2002 07/08/2002
FORN
421/I
Fornecimento
06/08/2002 07/08/2002
FORN
002
Fiscal Nacional (MWh)
04/01/1996 05/01/1996
TFN
TARIFAS DE FORNECIMENTO EM R$ SEM ICMS
HORO SAZONAIS - AZUL
SEGMENTOS HORO SAZONAIS
SUBGRUPOS
A2
A3
A3a
A4
AS
COMPONENTES
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
PONTA
SECA
ÚMIDA
FORA DE PONTA
SECA
13,24
0,07440
0,06942
0,05332
17,78
0,08431
0,07474
0,05809
0,12618
0,06484
0,05728
7,17
0,13080
22,54
0,14793
0,05013
6,93
21,54
0,14134
0,04890
4,84
20,79
0,13632
ÚMIDA
3,03
0,06722
0,05939
11,04
0,13690
0,07035
0,06216
HORO SAZONAIS - VERDE
SEGMENTOS HORO SAZONAIS
SUBGRUPOS
A3a
A4
AS
COMPONENTES
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
PONTA
SECA
ÚMIDA
FORA DE PONTA
SECA
0,61693
0,60681
0,06484
0,63959
0,05728
7,17
0,62911
0,66933
ÚMIDA
6,93
0,06722
0,05939
11,04
0,65836
0,07035
0,06216
DE ULTRAPASSAGEM DA DEMANDA - AZUL
SEGMENTOS HORO SAZONAIS
SUBGRUPOS
COMPONENTES
PONTA
SECA
ÚMIDA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
A2
Todas as Classes
49,08
11,21
A3
Todas as Classes
65,98
18,03
A3a
Todas as Classes
69,91
23,29
A4
Todas as Classes
64,66
21,54
AS
Todas as Classes
67,68
33,05
DE ULTRAPASSAGEM DA DEMANDA - VERDE
SEGMENTOS HORO SAZONAIS
SUBGRUPOS
COMPONENTES
PONTA
SECA
ÚMIDA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
A3a
Todas as Classes
-
23,29
A4
Todas as Classes
-
21,54
AS
Todas as Classes
-
33,05
Validade a Partir do Razão 05 Faturamento Agosto/2002. Percentual de 14,89%
3
272
anexo 4 – tarifas grupo A- horosazonal, com ICMS
TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA
N.º
RESOLUÇÃO
TIPO
DATA
DATA
EMISSÃO VALIDADE
ABREVIATURA
421/I
Fornecimento
06/08/2002 07/08/2002
FORN
421/I
Fornecimento
06/08/2002 07/08/2002
FORN
002
Fiscal Nacional (MWh)
04/01/1996 05/01/1996
TFN
TARIFAS DE FORNECIMENTO EM R$ COM ICMS
HORO SAZONAIS - AZUL
SEGMENTOS HORO SAZONAIS
SUBGRUPOS
COMPONENTES
A2
A3
A3a
A4
AS
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
SECA
PONTA
ÚMIDA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
17,65
0,09920
4,04
0,09256
0,07109
23,71
0,11241
0,09965
0,07745
27,72
0,18176
0,16824
0,08645
0,17440
0,08963
0,18253
0,09380
0,07637
9,56
30,05
0,19724
0,06684
9,24
28,72
0,18845
0,06520
6,45
0,07919
14,72
0,08288
HORO SAZONAIS - VERDE
SEGMENTOS HORO SAZONAIS
SUBGRUPOS
COMPONENTES
A3a
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
Todas
Demanda
A4
as Classes
Consumo
AS
Todas
Demanda
as Classes
Consumo
PONTA
ÚMIDA
0,82257
0,80908
0,85279
0,83881
0,89244
0,87781
SECA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
9,24
0,08645 0,07637
9,56
0,08963 0,07919
14,72
0,09380 0,08288
DE ULTRAPASSAGEM DA DEMANDA - AZUL
SEGMENTOS HORO SAZONAIS
SUBGRUPOS
COMPONENTES
PONTA
SECA
FORA DE PONTA
ÚMIDA
SECA
ÚMIDA
A2
Todas as Classes
65,44
14,95
A3
Todas as Classes
87,97
24,04
A3a
Todas as Classes
93,21
31,05
A4
Todas as Classes
86,21
28,72
AS
Todas as Classes
90,24
44,07
DE ULTRAPASSAGEM DA DEMANDA - VERDE
SEGMENTOS HORO SAZONAIS
SUBGRUPOS
COMPONENTES
PONTA
SECA
FORA DE PONTA
ÚMIDA
SECA
ÚMIDA
A3a
Todas as Classes
-
31,05
A4
Todas as Classes
-
28,72
AS
Todas as Classes
-
44,07
Validade a Partir do Razão 05 Faturamento Agosto/2002. Percentual de 14,89%
4
273
anexo 5 – tarifas de serviços diversos
TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA
N.º
RESOLUÇÃO
DATA
DATA
ABREVIATURA
EMISSÃO VALIDADE
TIPO
421/I
Fornecimento
06/08/2002 07/08/2002
FORN
421/I
Fornecimento
06/08/2002 07/08/2002
FORN
002
Fiscal Nacional (MWh)
04/01/1996 05/01/1996
TFN
SERVIÇO EXECUTADO
GRUPO A
( R$ )
GRUPO B ( R$ )
MONOFÁSICO
BIFÁSICO
TRIFÁSICO
Vistoria da Unidade Consumidora
2,72
3,89
7,77
23,34
Aferição de Medidor a Pedido
3,50
5,83
7,77
38,90
Verificação de Nível de Tensão
3,50
5,83
7,00
38,90
Religação de Unidade Consumidora
3,10
4,27
12,83
38,90
15,55
23,34
38,90
77,81
1,16
1,16
1,16
2,33
Religação de Urgência
Emissão da 2ª Via de Conta
EFST/ETST - VER TABELA COMPLETA DE TARIFAS
Observações:
Tarifa de Fornecimento Expressa em kWh
Tarifa Fiscal Nacional (MWh) R$
64,48
ICMS: Lei Estadual n.º 7.547, de 27/01/89, art. 24
Importe x Alíquota *
ICMS = --------------------------------100 - Alíquota
ICMS: Deverá Ser Calculado Conforme a Fórmula
* Alíquota:
- Classe Residencial: Primeiros 150 kWh
=
12%
0,1363636363
- Classe Residencial Acima de 150 kWh
=
25%
0,3333333333
25%
0,3333333333
- Demais Classes
=
- Classe Rural: Primeiros 500 kWh
=
12%
0,1363636363
- Classe Rural Acima de 500 kWh
=
25%
0,3333333333
5
274
APÊNDICE D - PLANEJAMENTO E OPERAÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA
1
INTRODUÇÃO
Este capítulo pretende enfocar alguns aspectos quanto à geração pelos consumidores,
que, como visto no item 3.4.1.4 do corpo da dissertação, é mais uma diretriz de atuação do
gerencia mento pelo lado da demanda. Neste caso, pretende-se estruturar uma série de
conceitos técnico-econômicos empregados em planejamento e operação de setores elétricos
(ou seja instrumentos de análise do lado da Oferta – item 1.2 do APÊNDICE A) e transferilos de forma simplificada a um entendimento básico através do qual os consumidores possam
empregá- los em um eventual estudo de investimento em autoprodução.
Nesse sentido, foi compilada e resumida uma extensa gama de informações para
então extrair ou interpretar uma base teórica compatível com estudos preliminares a serem
realizados pelo consumidor, sem que isso signifique que não seja necessário um
aprofundamento na bibliografia técnica e econômica específica.
A produção de energia elétrica, como discutido anteriormente, é a transformação de
uma determinada fonte primária de energia em eletricidade, a ser disponibilizada para
diversos usos finais.
Para tal constituição da oferta de energia, são necessárias estruturas físicas de
geração, transmissão e distrib uição de energia elétrica, cujo objetivo é fazer a entrega da
eletricidade desde sua fonte até o consumidor (MUNASINGHE, 1979, p. 87).
Essas estruturas são dimensionadas em função da capacidade instalada do sistema
(kW) e sua capacidade de gerar energia (kWh), as quais por sua vez têm por origem na
procura estimada (load estimates127 ) pelo produto energia elétrica. As estimativas ou
prospecções sobre o comportamento futuro da procura pelo produto energia elétrica (demand
forecasting) são fundamentais em um setor com a característica de alta intensidade de capital,
onde a subutilização do sistema elétrico provou resultar em prejuízos econômicos de larga
monta (SMAIL, 1969, pp. 54-56).
127
Lembrando da subdivisão entre as estimativas de demanda de potência (kW) e de consumo de energia (kWh).
275
A previsão das curvas de carga permite então estimar as demandas a serem
requeridas pelo consumidor, as quais são normalmente variáveis no decorrer de um período,
atingindo, em determinados momentos, valores máximos e mínimos, e também consumindo
um determinado montante de energia no decorrer deste período.
Obviamente, se estivermos realizando o projeto de uma usina de energia elétrica
devemos levar em consideração o comportamento da carga a ser atendida em relação às
condições construtivas da usina em termos de produção de energia e de potência instalada.
Este comportamento pode ser traduzido pelo fator de carga de um mercado ou de
uma instalação, o qual, como já visto, é a relação entre a carga (demanda) média e a carga
máxima (demanda máxima).
Todo esse processo ocorre subordinado a parâmetros que podem ser classificados em
duas linhas gerais de análise: técnica e econômica. Nesse sentido, este capítulo não tem a
pretensão de esgotar um assunto de tal envergadura, que pode envolver um alto grau de
complexidade 128 , mas tão somente fornecer uma base teórica simplificada que permita ao
leitor reconhecer os pontos mais importantes relacionados ao tema 129 .
Tecnicamente, o produto energia elétrica, para suprir a carga de um determinado
consumidor, deve provir de uma fonte capaz atender aos requisitos de demanda ou potência
(demanda máxima) e de energia (demanda média)
130
(SKROTZKI, VOPAT, 1960, p. 580).
Lembrando os dizeres de Reis (2003, p. 219):
Dois requisitos básicos podem ser associados à carga suprida por um sistema elétrico:
??
??
Os requisitos de energia, relativos ao consumo durante um intervalo de tempo;
Os requisitos de demanda máxima, associados a cada momento de vida do sistema de potência.
Sob o ponto de vista econômico, é evidente que a todo empreendimento estão
relacionados custos. Logo, espera-se que a estrutura alocada para realizar as atividades de
produção e entrega da energia seja planejada para operar no menor custo possível, ou ainda,
128
Turvey (1981, p. 317) refere-se textualmente à essa complexidade, mormente na análise de sistema hidro térmicos integrados. A ótica desta dissertação, no entanto, é a do consumidor produtor, cujo sistema nunca
atingirá proporções de integração e de regulação (repartição de carga) de uma rede.
129
Nas palavras de Munasinghe e Warford (1982, p. 37), entende-se como questões básicas em projetos de
geração o tamanho, oportunidade, tipo ou mix de centrais e suas localizações, que envolverão aspectos
econômicos a serem equacionados.
130
Outros fatores técnicos como projeto técnico de dimensionamento e proteção de equipamentos,
dimensionamento da central em função do crescimento contínuo da carga , controle de tensão e de freqüência,
análise de perdas, confiabilidade e segurança, igualmente importantes e concorrentes simultaneamente, não serão
aqui abordados.
276
segundo Januzzi e Swisher (1997, p. 147), “satisfazer a demanda projetada pelo menor preço
de fornecimento”.
Por outro lado, não será eficaz a escolha da fonte mais barata em energia e potência,
se essa mesma fonte não for capaz de suportar as contínuas variações de carga, sua demanda
máxima e a energia necessária ao funcionamento no período (os requisitos técnicos).
Concorre lembrar ainda que, de acordo com o título, far-se-á referência ao
planejamento e operação de geração de energia elétrica (produção), lembrando que as outras
etapas envolvendo a transmissão e distribuição também são objeto de estudos técnicoeconômicos específicos (transmission and distribution economics), mas que para fins de
simplificação, serão considerados englobados na geração.
277
2
ASPECTOS TÉCNICOS
Mesmo com relação às características de potência e energia, há que se ter análises
diferenciadas, haja vista que, embora relacionadas, têm abordagens distintas.
Escolher uma alternativa que represente o atendimento pleno à demanda máxima, ou
seja, a capacidade instalada do gerador ser igual ou maior do que a potência máxima a ser
atingida pela carga, não é suficiente se não houver também o atendimento da energia, ou seja,
que esse gerador tenha combustível (energia primária) suficiente para mantê- lo em
funcionamento durante o tempo em que a carga estiver sendo solicitada, dentro de seu
comportamento de consumo.
Neste âmbito, é recomendável que se faça preliminarmente a análise do atendimento
à demanda e à energia em separado, para depois partir para a integração com a análise
econômica.
2.1
ATENDIMENTO À DEMANDA REQUERIDA PELA CARGA
A capacidade instalada ou potência máxima 131 depende fundamentalmente das
características construtivas do gerador e da fonte primária a ele acoplada.
Assim, se for uma usina de base hidráulica, a capacidade instalada estará relacionada
à altura da queda e da vazão d´água, bem como da motorização (tamanho e núme ro de
geradores) empregada.
Em centrais térmicas é o tamanho dos geradores e suas instalações que vai
determinar a potência máxima que poderão atingir.
É certo que , não obstante saber-se da variabilidade das cargas, uma central deve ser
projetada com uma capacidade instalada suficiente para a tender à demanda máxima do
sistema a ela acoplado (SMAIL, 1969, pp. 55; SOUZA, FUCHS, SANTOS, 1983, pp. 123127; VENNARD, 1970, pp. 245-247).
131
Para fins de distinção da mudança de enfoque para o produtor, quer-se diferenciar potência instalada (relativa
à produção) de carga instalada (relativa ao consumidor), embora suas quantificações e unidades (kW) sejam
idênticas.
278
Neste sentido, pode ser definido um parâmetro que diferencia a capacidade instalada
de uma central da potência máxima que a mesma poderá atingir, sem prejuízo de sua
integridade física e operacional.
Denomina-se fator de utilização (Fut) a relação entre a demanda máxima de um
sistema ou parte deste ocorrida em um determinado período de tempo e a capacidade instalada
do mesmo (BERKOWITZ, 1985, p. 2385; DUKE ENERGY, 2001, p. 51; SKROTZKI,
VOPAT, 1960, p. 594)
A expressão fator de utilização é muito adequada na informação do grau em que uma
instalação está sendo utilizada:
Equação 30 – Fator de utilização
Fut
?
Pmáx
Capacidade Instalada
O fator de utilização pode ser expresso tanto em % como em valores unitários. Se o
fator de utilização for comparado com o fator de demanda, notar-se-á que são muitos
semelhantes, na medida em que medem o grau em que as respectivas instalações, no que se
refere à potência elétrica, estão sendo utilizadas.
A diferença está somente no fato de que o fator de utilização se aplica a
equipamentos e instalações que compõe parte do sistema elétrico que está fornecendo energia
a partir de um determinado ponto do sistema, enquanto que o fator de demanda se aplica a
consumidores ou a centros de consumidores.
Normalmente, os equipamentos elétricos como geradores, transformadores ou linhas
de transmissão têm definida a sua capacidade instalada como sendo sua potência nominal, ou
seja, a potência para a qual foram projetados para operar, em condições normais. Acontece
que estas máquinas ou instalações têm uma certa margem adicional de potência, uma
disponibilidade extra que lhes permite, por limitados períodos de tempo, exceder à respectiva
potência nominal.
Esta capacidade adicional depende do projeto e da construção da instalação.
Conforme seu dimensionamento e suas características construtivas, va riará para mais ou para
menos o percentual que poderá ser imposto adicionalmente sobre sua potência nominal, como
também o período de tempo durante o qual ela ficará sujeita à estas condições de sobrecarga.
279
Em vista disto, o fator de utilização poderá resultar em um valor maior que a unidade
ou maior que 100%.
Para um motor, o Fut pode ser comparado ao fator de serviço que é multiplicado pela
potência nominal, sem aquecimento prejudicial, porém com queda do fator de potência e do
rendimento (CREDER, 1984, p. 135).
Outrossim, para fins de análise para o projeto de um sistema produtor, o fator de
utilização pode perfeitamente servir para ajustar a capacidade instalada, mantendo esta como
parâmetro para as etapas subseqüentes.
Ou seja, de posse dos dados construtivos (dados de placa) dos equipamentos, o
planejador pode determinar qual a potência máxima que poderão atender, definindo-a daí para
a frente como a capacidade instalada de sua fonte.
2.2
ATENDIMENTO À ENERGIA REQUERIDA PELA CARGA
Uma central de geração (ou aproveitamento energético) de energia elétrica, além de
possuir uma determinada capacidade instalada possível ou projetada (que vai determinar sua
condição em atender a demanda máxima em kW de um sistema elétrico), deve apresentar uma
certa capacidade de manter, por um determinado período, sua potência máxima ou capacidade
instalada em efetiva operação. Ou seja, a possível produção de energia tem a ver com o tempo
em que a central consegue manter operando os kW que compõe sua capacidade instalada.
Esta condição de as centrais gerarem energia se origina de especificações técnicas de
projeto ou ainda de restrições naturais.
Para tanto, centrais térmicas dependem de um suprimento adequado de combustível,
seja óleo, carvão ou gás, cuja combustão proporciona a produção de energia, a qual pode ser
expandida até o limite logístico de obtenção do combustível.
Já as centrais de base hidráulica dependem fundamentalmente das condições
hidrológicas 132 do sítio em que estiverem sendo locadas, sem qualquer possibilidade de
expansão, pois que se trata de armazenamento de água a ser turbinada (REIS, 2003, p. 221;
SOUZA, FUCHS, SANTOS, 1983, pp. 127).
132
Segundo Souza, Fuchs e Santos (1983, p. 81), a hidrologia é a ciência que trata do estudo da água na natureza,
abrangendo as propriedades, fenômenos (quedas e precipitações), distribuição e escoamento desse elemento.
280
A disponibilidade e o fluxo de combustível, ou então as condições específicas de
projeto em relação à energia a ser produzida, é que vão determinar os níveis do indicador
denominado fator de capacidade, a qual vai medir a razão entre a energia elétrica produzida e
aquela que poderia ter sido produzida caso a central, no mesmo período, permanecesse
operando com sua capacidade total (continuous ful power operation).
Considerando que a energia, em um determinado período, é equivalente à potência
média 133 verificada, o fator de capacidade pode então ser definido como a razão entre a
potência média disponível pela usina e sua capacidade instalada (DUKE ENERGY, 2001, p.
49; GRANT, IRESON, 1960, pp. 277-278; REIS, 2003, p. 221; SKROTZKI, VOPAT, 1960,
p. 593), assim :
Equação 31 – Fator de capacidade
Fcap ?
E
1
?
To P max
?
Pmed
Capacidade instalada
Onde:
Fcap = fator de capacidade
To = período sob análise
E = energia produzida no período considerado
Pmax = CI = potência máxima da central = capacidade instalada
Pmed = potência média da central no período considerado.
O fator de capacidade aplica-se principalmente a um aproveitamento energético e às
centrais de produção de energia elétrica, contadas todas as suas unidades produtoras, mas
também pode ser calculado individualmente para cada unidade, dependendo da análise em
foco, sendo expresso tanto em valores percentuais como unitários. Assim, pode ser calculado
um Fcap relativo ao potencial de produção de energia de um determinado aproveitamento, e,
após a entrada em operação da central produtora propriamente dita, um outro Fcap relativo ao
seu regime de operação pode ser obtido.
Como o fator de capacidade relaciona-se à potência média verificada em
determinado período sob consideração, pode ser calculado ou avaliado para diferentes
períodos de tempo, apresentando valores distintos conforme seja diário, semanal, mensal,
anual ou plurianual.
133
Novamente, note-se a mudança da notação de demanda média para potência média, lembrando que na
realidade tratam-se de conceitos básicos idênticos.
281
Por isso, no fator de capacidade está embutido o conceito de “energia firme” (firm
energy - NEO, 2001, p. 3), que é um parâmetro atribuído a um aproveitamento energético ou
à uma usina, que reflete a potência média ou disponibilidade de energia que pode ser obtida
dentro de um período sob análise, não só em função das características construtivas como
também de outras variáveis como a confiabilidade dos equipamentos que compõe a usina.
Segundo Reis (2003, p. 222) o fator de capacidade “pode ser também estabelecido
em função de um a relação entre seu tempo de operação e do período total de operação
considerado pelo sistema”. Este tempo de operação à potência máxima ou à plena carga
(tiempo de utilización, Tmax) é o tempo necessário a se produzir a energia total do período,
desde que a usina estivesse trabalhando à sua potência máxima ou capacidade instalada
(BUCHHOLD, HAPPOLDT, 1966, p. 41; TARBOUX, 1962, p. 1214) 134 .
Explicando: Se um certo montante de energia E = 100 MWh fosse suprido por uma
usina em um período de 10h (To), encontraríamos uma potência média (energia firme) de 10
MW. Supondo a capacidade instalada da central fosse de 50 MW, o tempo necessário (Tmax)
que esta CI teria que durar (a operação a plena capacidade) para se produzir a energia descrita
anteriormente seria de 2h. Dessa forma, a energia pode ser calculada, para um determinado
período:
Equação 32 – Cálculo da energia produzida por uma central “à plena capacidade”.
E
?
Pmed ? To
?
CI ? T max
A equação anterior permite ainda deduzir a relação a seguir:
Equação 33 – Fator de capacidade e o tempo de operação “à plena capacidade”
Fcap ?
134
E
1
?
To CI
?
CI ? T max
To ? CI
?
T max
To
Estes autores realizam sua abordagem com relação ao fator de carga e sua influência sobre as centrais, o que
no entanto se submete ao mesmo raciocínio aqui explicitado, pois se a demanda máxima for o parâmetro para o
valor da capacidade instalada e a demanda média = Pmed, a usina será projetada para atender especificamente à
uma determinada demanda máxima e energia (independente da potencialidade da fonte energética), o que fará
com que o Fcap seja igual ao Fc.
282
Nota-se então que o fator de capacidade pode ser expresso pela comparação, em
determinado período, entre o tempo de operação à potência máxima, necessário para a
produção de energia naquele período, e o período total (To) em operação.
Podem ainda ser encontradas menções ao fator de capacidade como indicador de
desempenho operacional, onde são comparados os fatores de capacidade de usinas, unidades
produtoras ou mesmo turbinas e geradores, dentro de um mesmo intervalo de tempo, servindo
como um parâmetro de qualidade informado por fabricantes para promoverem seus produtos.
283
3
INTEGRAÇÃO TÉCNICO-ECONÔMICA
Uma vez determinados e atendidos os parâmetros técnicos necessários à análise do
atendimento de um determinado sistema elétrico, é necessário agora entender dos aspectos
econômicos, ou seja, objetivar atender à carga no menor custo possível.
Para tanto, primeiramente necessita-se precisar os custos relativos a cada
empreendimento sob exame, identificando-os em função dos custos de potência e de energia
associados ao funcionamento da central de energia elétrica.
Em seguida pode-se então efetuar a comparação entre as diversas opções para se
encontrar qual a melhor alternativa ou qual a melhor composição delas, para atendimento à
carga, no sentido de realizar uma otimização técnico-econômica entre os componentes de
geração sob análise (REIS, 2003, p. 223).
3.1
DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS DE GERAÇÃO
Cada empreendimento de geração de energia elétrica terá uma composição de custos
característica, relacionada a cada kW de potência em sua capacidade ($/kW) e à cada kWh de
energia ($/kWh) disponibilizadas 135 .
Segundo Smail (1969, pp. 51-55), a escolha da fonte primária de energia e a forma
mediante a qual será convertida em energia elétrica é que vai determinar o nível de custos de
geração. Assim, carvão, óleo, gás natural, energia nuclear, hidráulica, solar ou ainda eólica
são exemplos de fontes primárias que, para gerarem eletricidade, devem passar pelas suas
respectivas estruturas de produção, cada qual envolvendo característica típicas de custo de
extração, transporte e conversão. Nesse sentido, Gross, Garapic e McNutt (1988, p. 368)
reforçam a idéia de que a determinação dos custos de geração ou produção de energia
(production costing) é ferramenta básica para a análise de alternativas entre as diversas fontes
ou recursos energéticos disponíveis.
Genericamente, segundo Holanda (1983, p. 225), os custos podem ser classificados
das mais diferentes maneiras, de acordo com os objetivos analíticos que se tem em vista.
135
São os chamados custos marginais, aqueles considerados como os incrementos no custo total causados pela
produção ou pela aquisição de uma unidade adicional (MANSFIELD, 1978, pp. 164-170).
284
Sob uma interpretação extensiva, os custos de produção de energia elétrica podem
ser entendidos como uma composição de todos os custos alocados ao fornecimento de energia
elétrica ao consumidor, sejam de investimentos, juros, combustível ou ainda de operação e
manutenção (REIS, 2003, pp. 223-224). Isto implica que, nestes custos, as fases de geração,
transformação, transmissão e distribuição têm suas próprias parcelas incorporadas.
Em uma primeira simplificação, tratar-se-á destes custos de forma englobada aos
custos de geração, não influenciando, no entanto, o objeto da análise, já que o que se pretende
é a avaliação técnico-econômica do fornecimento de energia elétrica ao consumidor,
abstraindo-se de etapas internas do processo de produção de energia elétrica.
Além disso, também podem ser considerados englobados os denominados custos de
saída forçada (forced outage) ou de saída planejada (planned outage) e outros relativos a
tributação ou confiabilidade (NEO, 2001, p. 5; REIS, 2003, p. 277).
Em análise econômica, a distinção mais importante é entre custos fixos e variáveis,
conforme estes sejam ou não independentes do volume de produção ou do grau de utilização
da capacidade produtiva (HOLANDA,1983, p. 227; MILLER, MALINOWSKI, 1994, p. 64;
VENNARD, 1970, pp. 220-224).
Na geração de energia elétrica, os custos de potência e de energia estão associados a
custos fixos e variáveis, ou seja, custos independentes ou dependentes do funcionamento da
central.
Outra distinção importante é aquela que diferencia as escalas de produção de um
empreendimento em função do tempo, referindo-se ao curto e ao longo prazos (HOLANDA,
1983, p. 181).
O curto prazo é, pois, identificado com o período de tempo em que os equipamentos,
a planta ou outros insumos não têm condições de expansão, isto é, não existe a possibilidade
de se aumentar capacidades, número ou tamanho. No setor elétrico o curto prazo pode ser
entendido como sendo a operação das usinas existentes (ou também de usinas de construção
muito rápida).
No curto prazo, portanto, existe a fixidez da estrutura física destinada à produção de
energia e ao atendimento da demanda de potência (terrenos, edificações, equipamentos, parte
do pessoal empregado, etc...), sendo que existem insumos variáveis cujo incremento reflete-se
diretamente no aumento da produção.
285
O curto prazo tem relação direta com a operação do sistema elétrico, também
denominado de despacho de carga, cuja finalidade, além da questão técnica, é a de alocar a
demanda do sistema às unidades geradoras disponíveis no objetivo se obter o menor custo
global de produção de energia (economic dispatch - NEO, 2001, p. 5)
Nesse caso, tanto em usinas termoelétricas quanto em hidroelétricas, genericamente,
o custo fixo é aquele inerente aos investimentos e juros relativos a instalações e equipamentos
dos sistemas elétricos, tais como custos de projetos, consultorias, desapropriações,
construções, maquinário, subestações, linhas de transmissão e distribuição. Relaciona-se
também com os custos mínimos de operação e manutenção básica das instalações, pessoal,
pagamentos de financiamentos e depreciações e é normalmente é expresso em $/kW instalado
(SCHREIBER, 1977, pp. 230-231; MILLER, MALINOWSKI, 1994, p. 64; SMAIL, 1969, p.
67).
Já o custo variável é afetado pelo carregamento das unidades de geração, ou seja,
dependente da produção da usina, e controlados pela operação do sistema elétrico, cujo item
mais efetivo é o gasto em combustíveis, normalmente expresso em $/kWh (MILLER,
MALINOWSKI, 1994, p. 65; SMAIL, 1969, p. 68; SKROTZKI, VOPAT, 1960, p. 561-563).
No longo prazo, como todas os fatores de produção são variáveis (MANSFIELD,
1978, pp. 226-229; SAMUELSON, 1979, pp. 495-497)), pode-se entender então a análise
como sendo de planejamento de usinas, ou seja, as centrais não estão em operação. O que se
dispõe são aproveitamentos energéticos limitados em sua capacidade de atender potência e
energia elétrica, cujos custos vão variar de acordo com as dimensões, os preços dos fatores
produtivos e da tecnologia a ser empregada.
Assim, dispondo das características da carga a ser atendida, pode-se planejar a
construção da central de forma a obter o melhor ajuste econômico entre capacidade instalada
e energia firme.
Nesse sentido, pode-se afirmar que os custos da energia e da potência são definidos
em fixos ou variáveis dependendo do alcance temporal sob avaliação. Assim, o curto e o
longo prazo, ou a operação e o planejamento, se efetivam sob premissas que influenciam a
classificação de custos fixos ou variáveis.
286
Em razão do exposto, vai-se constatar que existem diferenças conceituais em relação
à origem dos custos fixos e variáveis para centrais mais comuns, as termoelétricas e as
hidroelétricas 136137 .
3.1.1
Centrais termoelétricas
As centrais termoelétricas são aquelas que produzem eletricidade a partir da energia
química (ou nuclear) liberada em processos de combustão, utilizando-se de fontes como
derivados de petróleo (óleo, gasolina), gás natural, carvão, biomassa (madeira), ou ainda
urânio, a qual converter-se-á em energia mecânica que vai acionar geradores elétricos
(MILLER, MALINOWSKI, 1994, pp. 30-33; REIS, 2003, p. 97, 99-113; SOUZA, FUCHS,
SANTOS, 1983, pp. 11-13, 41; SKROTZKI, VOPAT, 1960, pp. 117-150).
Para uma usina térmica, o custo de potência (capacidade instalada) depende
essencialmente da motorização (número e tamanho de máquinas) que se queira implementar,
pois esta implica em maior tamanho das instalações e equipamentos (BUCHHOLD,
HAPPOLDT, 1966, p. 17; REIS, 2003, p. 226).
Os gastos relacionados à capacidade instalada não se alterarão em função da usina
produzir ou não energia, pois são advindos de uma imobilização de capital que terá que ser
pago independente da central fornecer ou não energia elétrica.
Neste sentido então, é que o custo da capacidade instalada de uma central
termoelétrica vai implicar em gastos fixos no decorrer de sua vida útil.
Assim, para um custo unitário de instalação de 1kW correspondente a p unidades
monetárias, o custo total de instalação da capacidade instalada em kW, será representado pelo
custo fixo total (em $):
136
Não obstante não se configurarem como alternativas representativas para a região do Médio Vale do Itajaí,
haja vista os baixos graus de aproveitamento das fontes primárias (ANEEL. Atlas de energia elétrica do Brasil,
2002, pp. 9, 66), atualmente já são bastante difundidas no Brasil as tecnologias de geração solar (fotovoltaica) e
principalmente eólica, o que seria interessante para a análise por eventuais consumidores livres da região ou
ainda interessados em atuar como PIE em outra região. Ambos os aproveitamentos, guardadas suas
particularidades técnicas, têm bastante similaridade com as fontes hidráulicas, pois que dependem
fundamentalmente de um regime de fluxo de energia (de radiação solar ou de ventos) para seu dimensionamento
e, uma vez em operação, o custo de seu “combustível” é praticamente inexistente (REIS, 2003, pp. 151-179).
137
Munasinghe e Warford, (1982, pp. 52-65) realizam estudos sobre o custo marginal de longo prazo não só
isoladamente de sistemas hidroelétricos e termoelétricos mas também da composição entre essa duas
modalidades (mixed hydro-thermal systems).
287
Equação 34 – Custo da capacidade instalada
CP ? p ? CI
Onde:
CP = custo de capacidade instalada ou de potência ($)
p = custo unitário para 1 kW ($/kW)
CI = capacidade instalada ou Pmax (kW)
Uma vez destinada à responder por um determinado montante de energia (ou seja,
possuir uma Pmed disponível), uma usina termoelétrica terá custos que vão variar de acordo
com o tempo em que permaneçam produzindo.
Isso é claramente perceptível na proporção em que existem gastos referentes à
produção de energia elétrica, incorridos no caso em que a central esteja em funcionamento,
produzindo uma certa quantidade de energia. Dizem respeito direta e principalmente ao
combustível, mas também têm influência dos gastos com pessoal e materiais envolvidos na
operação e manutenção da central, (Custos de operação e manutenção (O&M), ainda
denominados por Smail (1969, p. 69) de outros custos de produção (other-work costs))
(KIRCHMAYER, 1958, p. 10).
Depreende-se então que os custos de produção de energia são gastos variáveis, que
podem ser determinados em função do tempo de operação da central, normalmente expressos
em $/kWh.
Deve-se lembrar que a energia pode ser calculada em função da Pmed ou da Pmax.
Normalmente, para fins de análise econômica, faz-se alusão à energia através da
multiplicação entre a potência máxima ou capacidade instalada (CI) e ao tempo de operação à
plena capacidade (Tmax), implicando que o custo da energia produzida será:
Equação 35 – Custo de energia produzida
CE
?
E?e
CE
?
T max ? CI ? e
Onde:
CE = custo da energia ($)
E = energia produzida pelo atendimento das cargas variáveis dentro de um determinado período.
e = custo unitário por kWh gerado ($/kWh)
CI = capacidade instalada ou potência máxima (kW)
288
Tmax = tempo de operação à plena capacidade.
Comparativamente, entre as usinas térmicas, as nucleares e as a carvão são as usinas
de altos custos de investimentos (p) e baixos custos variáveis (e) se comparadas às usinas a
gás ou a óleo. Por isso, usinas nucleares e térmicas a carvão são indicadas para operação na
base enquanto as de gás natural e óleo combustível na ponta (REIS, 2003, p. 226) 138 .
3.1.2
Centrais hidroelétricas
As equações anteriores também se aplicam às usinas hidráulicas sob análise no curto
e no longo prazos mas, para este, muda substancialmente o enfoque de obtenção de “p” (custo
unitário do kW) e de “e” (custo unitário do kWh).
Uma usina hidroelétrica (UHE) existente, ou seja, em operação, tem um
comportamento de custos de potência e energia idêntico ao de uma usina termoelétrica, ou
seja, suas instalações físicas originam custos fixos e sua operação de produção provocam
custos variáveis. No entanto, os custos variáveis de uma usina hidroelétrica existentes são
bastantes reduzidos (pois o custo de combustível é zero) 139 , aparecendo em função de mão-deobra e materiais alocados à operação e manutenção (BUCHHOLD, HAPPOLDT, 1966, p. 45;
STOLL, 1989, p. 427; TARBOUX, 1962, p. 1215).
Quando se refere ao planejamento, contudo, verifica-se que o longo prazo comporta
certas particularidades que têm a ver exatamente com o fator de capacidade que será
estabelecido para a futura central o que implica em uma abordagem de custos que privilegie o
atendimento da energia (BITU, BORN, 1993, pp. 151-153).
Dito sob outra forma, as hidroelétricas são dependentes de propriedades aleatórias e
estatísticas relacionadas às vazões naturais dos rios conjugadas com a capacidade instalada
(REIS, 2003, pp. 68-70).
Sabe-se que um aproveitamento hidráulico dispõe de dois parâmetros para se estimar
sua aptidão de potência e energia. Através do binômio vazão e altura de queda, é calculada a
138
Essas usinas apresentam severas restrições de facilidade de partida/parada (setup), quesito indispensável para
a operação na ponta.
139
Para fins de simplificação. Porém no Brasil exis tem custos relacionados à energia destinados ao pagamento
de royalties ao município em que se localiza a usina, além da mais recente cobrança do custo da água, cuja
regulamentação pode ser encontrada na página da ANA – Agência Nacional de Águas.
289
potência máxima a ser extraída de um certo aproveitamento energético de base hidráulica
(BUCHHOLD, HAPPOLDT, 1966, p. 29; REIS, 2003, p. 81; SKROTZKI, VOPAT, 1960, pp
489-505; SOUZA, FUCHS, SANTOS, 1983, pp. 6-11, 127-128).
A energia que se pode extrair do aproveitamento é o produto do binômio pelo tempo
em que se pode manter seu resultado de potência, ou seja, a partir da queda e do fluxo d´água
disponíveis, sendo expressa então em uma potência média ou “energia firme” (SCHREIBER,
1977, pp. 9, 27-31; SKROTZKI, VOPAT, 1969, p. 662).
Ainda de acordo com Schreiber (1977, p. 17), em um planejamento voltado para a
operação econômica, essa interdependência entre vazão, queda e tempo enseja a atenção que
permita em primeiro lugar o aproveitamento máximo da água afluente, onde então os
aproveitamentos de diferenciam em função da capacidade em manter a afluência.
O que acontece então é que as usinas hidroelétricas podem ser planejadas para operar
como usinas de base ou de ponta, dependendo de restrições hidrológicas ou por opção do
planejador.
Usinas a fio d´água (sem ou reduzido reservatório, run-of-river hydro, água fluyente)
aproveitam quase que diretamente a água do rio enquanto usinas de represamento (pondage
hydro, água embalsada) podem regularizar a vazão do curso, promovendo um maior controle
sobre a vazão necessária à geração de energia (BUCHHOLD, HAPPOLDT, 1966, pp. 34-40;
REIS, 2003, pp. 65-67; SKROTZKI, VOPAT, 1960, pp. 495-504, 521-523).
Pelas suas características construtivas, usinas a fio d´água são indicadas para
operação de base enquanto usinas de represamento podem ser operadas como usinas de ponta
(SCHREIBER, 1977, p. 39; STOLL, 1989, p. 427-429).
A instalação de usinas para funcionamento na ponta ou na base traz reflexos
imediatos sobre os custos totais da usina. Em verdade, um determinado aproveitamento
hidráulico pode receber uma UHE cuja potência terá um limite definido pela vazão e pela
queda, mas cuja energia está definida independentemente da capacidade instalada da usina, ou
seja, mesmo que se optar por uma potência inferior à possível, a afluência de água e a
decorrente energia firme permanecem constante.
Os custos relativos à energia, portanto, independem do funcionamento ou não da
central, pois têm como componentes os gastos com aquisições de terras, barragens, túneis,
vertedouros e outras obras civis correlatas para a regularização da afluência de água,
290
considerados então como custos fixos (REIS, 2003, p. 226-229; SKROTZKI, VOPAT, 1960,
p. 664).
Reforçam essa afirmação Bitu e Born (1993, pp. 151-153), quando admitem que os
custos marginais de energia e potência em sistemas predominantemente hidroelétricos trazem
implicações de alocação diferenciada, pois não é possível a alocação do custo de
investimento, por exemplo de reservatório, apenas à componente de demanda.
No entanto são considerados variáveis os custos de instalação, pois, para uma
energia firme constante, quanto maior a capacidade instalada da central, menor o tempo em
que essa poderá operar, pois a água armazenada ou o fluxo de água disponível é limitado por
condições naturais (hidrológicas + tamanho de barragem), mas maiores serão os custos totais
decorrentes do aumento da capacidade instalada. Por outro lado, quando se diminui a
capacidade instalada (aumentando o Fcap), gasta-se menos com motorização (kW),
implicando em maior tempo de operação disponível para turbinar a água (REIS, 2003, p. 226229).
Esta relação energia disponível/tempo de operação/capacidade instalada subentende
que, em usinas de base, é previsto um alto fator de capacidade na operação, com uma alta
relação entre a potência média e a potência máxima, o que faz com que suas instalações sejam
utilizadas de uma forma mais completa, mas implicando também em maiores custos fixos.
Isso é proveniente dos altos investimentos em acumulação de água (obras civis) que somente
serão satisfatoriamente diluídos se a central operar por muito tempo.
Já as usinas de ponta privilegiam o uso da capacidade instalada (muitas vezes por
pouca ou irregular disponibilidade de água) operando com baixo fator de capacidade, com
uma Pmed bastante inferior a Pmáx. Podem utilizar, em geral, uma alta motorização relativa à
energia firme, dispondo normalmente de poucas unidades, a fim de reduzir custos relativos à
baixa utilização percentual dessas máquinas 140 .
Daí que, comparativamente, uma UHE de base é mais econômica se projetada para
operar com altos Fcap. Ao contrário, uma UHE de ponta é aquela econômica para baixos Fcap
(REIS, 2003, p. 227).
140
Segundo Schreiber (1977, pp. 185-186) e Smail (1969, pp. 66-67), quanto maior o número de máquinas em
que se divide a capacidade instalada de uma usina hidroelétrica, maiores seus custos, pois máquinas maiores
tendem a ter maiores eficiências globais.
291
Assim, conclui-se que uma UHE, em planejamento, não possui custos variáveis
reduzidos e sim, proporcionais à motorização pretendida e ao fator de capacidade para o qual
foi projetada.
Outrossim, entre as UHEs disponíveis, as usinas de base são as que possuem os
maiores custos fixos mas menores taxas de aumento do custo total em função do aumento das
horas de operação. Ao contrário, as usinas de ponta subentendem um valor menor de custos
fixos e maior de custos variáveis.
Em Reis (2003, pp. 224-231) pode-se verificar a demonstração, para uma UHE, da
obtenção do custo unitário de energia “e” (também denominado de custo marginal de energia
pura), dado em $/kWh que vai proporcionar a obtenção do custo de energia “CE”; e do custo
unitário de potência “p” (custo marginal de ponta pura), dado em $/kW, necessário para a
obtenção do custo de potência ou capacidade instalada “CP”. Daí que, em planejamento, não é
incomum encontrar-se parcelas relacionadas ao custo produção (kWh) de uma UHE
relativamente significativos, ao contrário do curto prazo ou usinas existentes, quando “e”
pode ser aproximado de zero.
3.2
COMPARAÇÃO ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS DE GERAÇÃO
Uma vez determinados os custos relativos à capacidade instalada (CP) e à produção
de energia (CE) das usinas ou centrais, térmicas ou hidráulicas, em operação ou planejamento,
pode-se passar à análise de alternativas para fins de estabelecer qual a central mais adequada à
situação. Deve-se lembrar que estes custos são obtidos a partir de uma normalização dos
custos marginais de energia (e) e de capacidade instalada (p) (JANUZZI , SWISHER,1997, p.
148; BITU, BORN, 1993, p. 147).
O custo total de um fornecimento de energia elétrica será a soma dos custos de
potência e de energia, correspondendo ao custo dos investimentos (capital charges), custos de
combustíveis (fuel costs) e outros custos (O&M) (SMAIL, 1969, pp. 67-69; SKORTOZKI,
VOPAT, 1960, pp. 563-577), sendo que pode se apresentar de maneiras distintas.
Absolutos, em unidades monetárias:
292
Equação 36 – Custo total de uma central
CT
?
CP ? CE
CT
?
p ? CI ? e ? E
Onde:
CT = custo total da usina ($)
CP = Custo total da capacidade instalada ($)
CE = Custo total da energia ($)
P = custo unitário de potência ($/kW)
E = custo unitário de energia ($/kWh)
Antes de se fazer qualquer comparação, é importante lembrar que as opções de
centrais devem estar com seus custos devidamente equalizados quanto à vida útil e ao período
de análise
141
Pois, conforme o período sob análise (To) e a vida do empreendimento da central
(construção + vida útil), as relações de custos se alteram, e isso se dá pelas diferenças entre as
apropriações dos custos totais no decorrer das vidas úteis dos investimentos, o próprio tempo
das vidas úteis, e os diferentes custos unitários de potência (p) e energia (e), lembrando que os
custos de investimentos não são incorridos de uma só vez, sendo distribuídos por conta dos
tempos de construção, de amortização de empréstimos, etc...
Quanto à vida útil do empreendimento, existem flagrantes diferenças de tempos de
construção e de operação das centrais, tanto para usinas de base térmica quanto as de base
hidráulica, existindo diferenças entre os tempos de construção (de 1 a 6 anos) e de vida útil
(de 45 até 80 anos), segundo Smail, (1969, p. 62).
Quanto ao período sob análise, altera-se princ ipalmente o custo da energia CE, pois
que quanto maior o tempo de operação, maior a produção de energia e por conseqüência seu
custo. Smail (1969, p. 73) e Turvey, Anderson (1981, p. 317) consideram ser mais
interessante trabalhar-se com uma base temporal de análise dos custos unitários por ano.
Essa equalização se dá normalmente através da anualização dos custos (ou seja, To =
8760 h), através de métodos de equivalência financeira de transformar os custos totais dos
141
Para um ma ior aprofundamento, vide Holanda (1983, pp. 337-342), Grant, Ireson (1960, pp. 76-95), Reis
(2003, pp. 224-226, 300-306).
293
empreendimentos primeiro em um valor presente e depois anualizado para um período total
padrão.
Na realidade, leva-se em conta ainda a distribuição desses custos ao longo da vida
útil do empreendimento 142 , através de uma transformação dos custos totais incorridos em uma
série de pagamentos constantes destes custos no decorrer do fluxo de caixa, remunerando ou
amortizando o capital total investido, por meio de uma certa taxa de juros. Assim, conforme o
período de análise (normalmente anual) aplica-se um percentual “f” de apropriação dos gastos
totais em investimentos e em operação para se calcular valores fixos periódicos (SMAIL,
1969, pp. 67-69).
Uma vez realizada a equalização, pode-se ainda mudar o período sob análise, de um
ano para um mês, por exemplo, para comparar com as tarifas praticadas pela concessionária
de energia elétrica, normalmente de base mensal.
Uma concessionária pode ser vista como uma usina pronta, ou seja, o custo de
potência é fixo e o da energia variável. A energia consumida durante o ano terá um preço que
não vai mudar em função de ser analisada mensalmente, ou seja, cada kWh consumido
durante o ano representará um acréscimo de “e” unidades monetárias.
Mas, para a capacidade instalada, decorre um custo fixo que é diferente, em bases
financeiras, dependendo do período sob aná lise. Assim, a diminuição do período para um mês
reflete uma distribuição dos gastos com instalações em intervalos menores, portanto também
de menor valor, devidamente corrigidos financeiramente.
Inversamente, esta relação pode ser útil na determinação dos custos anuais do kW
fornecido por uma concessionária, que é de base mensal.
A comparação entre os diversos tipos de usinas, para fins de escolha da central mais
adequada, se faz através da verificação do comportamento dos custos totais unitários, em
relação à potência instalada ($/kW) ou em relação à energia produzida ($/kWh).
O custo total unitário de potência instalada por kW, será:
142
Em análise financeira, a vida útil (financial life) dos diversos tipos de centrais varia de 25 a 30 anos. A vida
útil física, no entanto, chega a 45 anos para as térmicas e é bem maior para as usinas hidroelétricas, 80 anos ou
mais (Smail, 1969, pp. 62-63)
294
Equação 37 – Custo total unitário por kW
cp ?
CT
Capacidade Instalada
p ? CI e ? E
?
CI
CI
cp ?
CP ? CE
Potência Máxima
?
?
p ?
e ? T max
ou ainda ,
cp ?
p ?
e ? Fcap ? To
Onde:
cp = custo total unitário de potência instalada ($/kWh)
Fcap = fator de capacidade
To = período sob análise, normalmente igual a 8760 horas (1 ano)
Tmáx = tempo de operação à potência máxima
Já o custo total unitário de produção de energia por kWh será:
Equação 38 – Custo total unitário por kWh
ce ?
CT
E
?
CP ? CE
Pmed ? To
ce
?
ce
?
?
CP ? CE
CI ? T max
p
?e
T max
ou ainda ,
p
?e
To ? Fcap
Onde:
ce = custo total unitário por kWh ($/kWh)
Pmed = potência média ou energia firme da central
To = período sob análise
Pmax = potência máxima ou capacidade instalada da central
Analisando-se as equações acima, pode-se constatar que tanto o custo total unitário
por kW quanto o custo total por kWh guardam relação com o tempo de operação à plena
capacidade instalada da central e, por conseqüência, com seu fator de capacidade, para um
determinado período sob análise. A última fórmula, inclusive, mostra que o gasto de produção
295
de 1 kWh é tanto mais baixo quanto maior for o tempo de utilização da central ou seu fator de
capacidade (BUCHHOLD, HAPPOLDT, 1966, p. 46; TARBOUX, 1962, p. 1214).
As figuras a seguir dão a visualização da variação dos custos unitários totais em
função de Tmax ou Fcap 143 :
Figura 22 – Custos totais unitários por kW
$/kW
0
10
00
20
00
30
00
40
00
50
00
60
00
70
00
80
00
87
60
Usina B
Usina C
Usina A
tempo de operação - Tmax (h)
Fontes: SKROTZKI, Bernhardt G. A. ;VOPAT, William A. Power station engineering and economy. New
York: McGraw-Hill book company, 1960. p. 665.; BUCHHOLD, TH.; HAPPOLDT, H. Centrales y redes
eléctricas. 2ª ed. Barcelona: Editorial Labor, 1966. p. 46.
143
Em Jannuzzi e Swisher (1997, p. 168) pode-se ver figura representativa de várias diferentes opções de usinas
em função do fator de capacidade.
296
Figura 23 – Custos totais unitários por kWh
0
10
00
20
00
30
00
40
00
50
00
60
00
70
00
80
00
87
60
$/kWk
Usina A
Usina B
Usina C
Tempo de Operação - Tmax (h)
Fontes: SMAIL, G. G. Economics of generation. In: TAYLOR, E. Oppenshaw; BOAL, G. A. (orgs). Power
system economics. London: Edward Arnold, 1969. p. 71.; SKROTZKI, Bernhardt G. A. ;VOPAT, William A.
Power station engineering and economy. New York: McGraw-Hill book company, 1960. p. 665.;
BUCHHOLD, TH.; HAPPOLDT, H. Centrales y redes eléctricas. 2ª ed. Barcelona: Editorial Labor, 1966. p.
46.
Os gráficos anteriores demonstram que à medida em que Tmáx aumenta (e por
conseqüência o Fcap), ocorrem variações dos custos totais unitários que são diferentes para
cada tipo de usina.
Esta análise envolvendo o Fcap é destinada a avaliar os custos decorrentes do
atendimento de um determinado sistema de potência (Dmax e E), tendo por alternativas
diversos tipos de centrais ou aproveitamentos energéticos. Matematicamente, para encontrarse os valores limites de tempo, em que se igualam as centrais do ponto de vista econômico, é
necessário simplesmente apurar a intersecção das curvas de custos unitários, fazendo cp, ce de
A = cp, ce de B = cp, ce de C (BUCHHOLD, HAPPOLDT, 1966, p. 47).
Voltando-se novamente aos gráficos, partindo-se do pressuposto de que já se atendeu
tecnicamente a totalidade da carga, pode-se averiguar que das três usinas A, B e C, a usina A
é a que tem o menor custo para operação com altos fatores de capacidade (então para operar
na base) enquanto que a usina C é aquela indicada para baixos Fcap (indicada para operação
na ponta), tendo a usina B como intermediária.
297
Januzzi e Swisher (1997, p. 168) dão exemplos que ilustram o raciocínio acima
exposto, atribuindo à usinas com turbinas de combustão baixos custos de capital, mas altos
custos operacionais e de combustíveis (ideais para a ponta), enquanto que hidrelétricas 144 e
centrais a carvão, têm custos de capital mais altos mas custos de operação variáveis e de
combustível mais baixos, são usadas para atender a carga de base.
A afirmação anterior, na verdade, só pode ser categórica desde que amparada em
simplificações quanto à necessidade em se manter capacidade de reserva e ainda de apuração
dos custos de saídas forçadas (outage costs) (SMAIL, 1969, pp. 63-65). Além disso, para a
localização dos vários tipos de usinas no diagrama de carga, é de grande importância o tempo
necessário para por em marcha a unidade, já que em centrais térmicas de grande porte pode
levar até 5 horas, o que inviabiliza sua operação na ponta (SCHREIBER, 1977, p. 39)145 .
Avançando um pouco mais em termos de instrumentos analíticos, é possível tentar
compor fontes de energia elétrica no sentido de usar as mais baratas em energia para suprir a
curva de carga na região de maior consumo (a base) e as mais baratas em potência para suprir
a ponta (onde a relação kW/kWh é maior) e isso pode ser bem melhor visualizado a partir do
emprego das curvas de duração de carga e das curvas de carga-energia.
3.3
3.3.1
APLICAÇÃO DAS CURVAS DE DURAÇÃO DE CARGA (CDC)
Conceito, interpretação gráfica e obtenção da CDC.
Genericamente, curvas de duração são expressões gráficas encontradas em estudos
de hidrologia- fluviometria, ali denominadas curvas de duração de fluência de água (flow
duration curve) ou simplesmente curvas de permanência, de persistência ou de freqüência de
vazões, as quais mostram a que ponto um determinado fluxo de um rio ou curso d´água
(stream flow) foi igualado ou excedido em algum período (BUCHHOLD, HAPPOLDT, 1966,
p. 48; REIS, 2003, p.56; LANNA, 1993, pp. 84-89; SKROTZKI, VOPAT, 1960, p. 495;
SOUZA, FUCHS, SANTOS, 1983, pp. 94-96 ). Sob esse mesmo raciocínio também fazem
parte de estudos relacionados à duração das forças dos ventos (wind power duration curve)
(SKROTZKI, VOPAT, 1960, p. 528).
144
Não esquecer da existência de hidroelétricas projetadas para a ponta, em caso de planejamento, como visto no
item anterior.
145
Vide comentário sobre usinas termonucleares e a carvão em 3.1.1 deste Apêndice.
298
As curvas de duração de carga (load duration curves, curvas estadísticas de carga)
são obtidas através de um tratame nto estatístico das parcelas de potência (carga) requeridas
por um determinado sistema elétrico, evidenciando então a duração temporal das mesmas, não
cronológica, dentro de um determinado período (CAMARGO, 1984, p.15; NEO, 2001, p. 5;
TURVEY, ANDERSON, 1981, pp. 287-290).
Sob outro aspecto, a curva de duração de carga é a representação gráfica da
disposição das demandas que compõe uma curva de carga, segundo sua ordem decrescente,
desde a demanda máxima até a demanda mínima (SKROTZKI, VOPAT, 1960, p. 589),
compondo o que se pode chamar de uma curva de cargas classificadas, nada mais do que uma
curva de carga rearranjada.
As curvas de carga e de duração têm a mesma expressão analítica P= f (t), porém, a
interpretação de t é diferente.
Na curva de carga, o tempo t está plotado na ordem cronológica, isto é, os períodos
de tempo que correspondem a cada um dos valores de demanda estão indicados no eixo das
abcissas na ordem cronológica de ocorrência.
Na curva de duração, o tempo não tem relação com a ordem crono lógica, mas sim
representa simplesmente o espaço de tempo da ocorrência, ou a duração, de cada nível de
demanda.
A figura abaixo esclarece a natureza das duas curvas:
Figura 24 – Curva de carga x curva de duração de carga
CURVA DE CARGA
70
70
60
50
40
30
20
10
0
Demanda
60
50
40
30
20
10
0
0
4
8
12
horas
Fonte: Elaboração do próprio autor.
16
20
0
4
8
12
horas
16
20
Demanda
CURVA DE DURAÇÃO DE CARGA
299
Pela própria natureza da curva de duração de carga (CDC), conclui-se que existem
três pontos comuns entre esta curva e a curva de carga (CC):
??o valor de demanda máxima é o mesmo;
??o valor de demanda mínima é o mesmo;
??os
valores das áreas sob ambas as curvas, para qualquer nível de demanda, são
idênticos, logo: E (CC) = E (CDC)
A interpretação gráfica da CDC permite verificar qual a parcela do período
considerado na qual ocorrem valores de demandas (cargas) iguais ou superiores a
determinados níveis de demanda da curva de carga (TURVEY, ANDERSON, 1981, p. 287).
As figuras abaixo esclarecem melhor esta interpretação:
Figura 25 – Interpretação gráfica da curva de duração de carga
CURVA DE CARGA
T22
60
70
60
T21
50
40
30
D2
20
50
40
30
20
Demanda
70
Demanda
CURVA DE DURAÇÃO
10
0
10
0
0
4
8
12
16
20
horas
0
4
8
T1
12
horas
16 20
T2
T1
A figura representativa da curva de duração indica que, durante a parcela T1 do
tempo total T, ocorrem demandas cujos valores são superiores ao nível de demanda 30. Da
mesma forma, T2 é o intervalo de tempo no qual ocorrem valores de demandas no mínimo
iguais ao nível de demanda D2.
300
Pode-se afirmar também que demandas acima do nível 30 duram T1 horas dentro do
período considerado e que demandas inferiores a este nível duram mais tempo, por exemplo
as de nível D2. Por outro lado, demandas do nível 10 duram todo o período, ou seja, são
solicitadas o tempo todo (cargas de base - base load).
Sob outra análise, a curva de duração pode também representar o somatório de
diferentes períodos, por exemplo, ser derivada de uma curva de carga semanal, mensal, anual
ou plurianual. Curvas de carga no período semanal poderiam ter o aspecto da figura abaixo:
Figura 26- Diferentes períodos representados pela CDC
Fonte: SMAIL, G. G. Economics of generation. In: TAYLOR, E. Oppenshaw; BOAL, G. A. (orgs). Power
system economics. London: Edward Arnold, 1969. p. 57.
Sob outra representação, curvas de carga no período semanal poderiam ter o aspecto
da figura a seguir:
301
Figura 27 – Curvas de carga no período semanal
Segunda a Sexta
Sábado
Domingo
14
14
12
12
12
10
10
10
8
8
8
6
6
6
4
4
4
2
2
2
14
0
0
3
6
9
12
15
18
21
0
0
24
0
3
6
9
12
15
18
21
0
24
3
6
9
12
15
18
21
24
A correspondente curva de duração seria, então, adotando-se a mesma escala para o
eixo das abcissas:
Figura 28 – CDC semanal
demanda
16
2
15
3
14
4
13
5
12
6
11
7
10
8
99
90
81
72
63
54
45
36
27
18
9
0
14
12
10
8
6
4
2
0
horas
Fonte: Elaboração do próprio autor.
No entanto, se representarmos a curva de duração em uma escala percentual,
recairíamos em sua forma comum:
302
Figura 29 – Curva de duração percentual
% Dmax
100,0
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100 % T
Fonte: Elaboração do próprio autor.
Muito embora a própria essência da curva de duração já defina um processo para sua
obtenção gráfica, ou seja, a simples ordenação decrescente dos valores das demandas que
ocorrem em um determinado período de tempo (SKROTZKI, VOPAT, 1960, p. 589), a
aplicação de um método estatístico padroniza a obtenção em escala percentual, além de
permitir a escolha do número de pontos com que se deseja representá- la graficamente.
Em termos estatísticos, a CDC pode ser descrita como uma distribuição de
freqüências relativas acumuladas, cujos dados estão agrupados em intervalos, advindos de
uma série temporal ou cronológica, que é a curva de carga (BONINI, 1972, pp. 38-39;
LEVINE, 2000, pp. 60-73).
Como existe a possibilidade de se lidar com muitas leituras, a idéia básica segue os
princípios de obtenção da curva de permanência de vazões (da hidrologia), consistindo em
dividir a gama de variações das demandas que compõe a curva de carga em um certo número
arbitrário de faixas com amplitude ? (intervalos de classes) (LANNA, 1993, pp. 84-86). A
figura a seguir mostra um exemplo hipotético de uma curva de carga diária, com 24 leituras
horárias:
303
Figura 30 – Processo estatístico de obtenção da CDC
CURVA DE CARGA
?i
Fonte: Elaboração do próprio autor.
Desse modo, seja N o número de faixas arbitrado, a amplitude de cada faixa será:
Equação 39 – Obtenção da CDC - amplitude da faixa da curva de carga
? ?
D max ? D min
N
Deve-se atentar para o fato de que “uma tabela de distribuição de percentagem
acumulada é construída primeiramente registrando-se o limite inferior de cada classe a partir
da distribuição de percentagem e depois inserindo um limite extra ao final” (LEVINE, 2000,
p. 70).
Assim, cada uma das faixas terá um limite inferior e um superior, de modo que cada
valor de demanda ocorrido no período considerado possa ser encaixado em uma e somente
uma faixa. Além disso, deve-se manter a Dmax como o limite inferior de uma faixa adicional,
que será a primeira faixa a ser ordenada em forma decrescente.
304
Para caracterizar cada faixa, é necessário estabelecer um critério, e, para tanto, será
adotado o seu valor mínimo, o seu limite inferior, ou seja, todas as demandas encontradas
entre o valor mínimo da faixa (inclusive) e o valor máximo da faixa (exclusive) serão
representadas pelo primeiro, no caso Di.
Como cada valor de demanda ocupa um mesmo espaço de tempo, ou seja, tem a
mesma duração, quanto maior for o número de demandas contido em uma mesma faixa,
maior será o período de duração da faixa.
Por exemplo, a faixa ? i indicada na figura anterior contém seis valores de demanda,
estes 6 valores indicam que a faixa mencionada tem um período de duração de 6 em 24, ou
seja, 25% do tempo ou período total.
Por outro lado, se tomarmos em consideração o conjunto das faixas desde a superior
até a ? i inclusive, obteremos 13 dos 24 pontos da curva de carga, ou seja, demandas iguais ou
superiores ao nível Di têm uma duração de 13 em 24, ou 54,17% do período.
O traçado da curva de duração é assim obtido com a representação de todos os níveis
de demanda (no eixo y) com suas respectivas durações (no eixo x), que se acumulam partindo
da faixa adicional (da Dmáx) até a demanda mínima, que, obviamente, terá uma duração de
100% do período.
Deve-se lembrar ainda que, do mesmo modo que para uma curva de carga
cronológica, a plotagem pode ser feita tanto por pontos quanto por patamares (stepped curve)
(MUNASINGHE, 1979, p. 150; SKROTZKI, VOPAT, 1960, pp. 619-620)
3.3.2
Planejamento utilizando a CDC
A curva de carga e a curva de duração são duas diferentes formas de representação
das demandas requeridas pelo mercado consumidor em um determinado período de tempo T.
Evidentemente, o sistema elétrico que as atende deverá dispor de um conjunto
fornecedor (usinas, transmissão, distribuição e/ou concessionária) com capacidade (potência)
instalada total suficiente para suportar a demanda máxima e ao mesmo tempo capaz de
produzir a energia necessária às solicitações do sistema no período considerado. Este
305
atendimento deve ser conseguido através da forma mais racional de aproveitamento dos
recursos disponíveis. Em outras palavras, com o menor custo.
Nesta procura é que a curva de duração de carga revela-se como um instrumento
importante (MUNASINGHE, 1979, p. 97 146 ; JANUZZI E SWISHER, 1997, pp. 168-173,
GROSS, GARAPIC e McNUTT,1988, pp. 368-374147 ; VENNARD, 1970, pp. 265-268).
Ainda de acordo com Smail (1969, p. 58), Miller e Malinowski (1994, p. 65), a
operação conjunta de um grupo de estações certamente leva à uma grande economia
comparada com a mesma carga sendo atendida individualmente por centrais independentes,
principalmente pelo fato de que as centrais de menor custo (seja de potência ou energia)
possam ser utilizadas ao máximo de sua capacidade, acompanhando as diferentes partes da
curva de duração (ponta, intermediária ou base).
A curva de duração propicia as condições de verificação da composição técnicoeconômica ótima para o atendimento de um determinado consumidor, pois, conforme Turvey
e Anderson (1981, p. 259), os modelos envolvendo as curvas de duração de carga permitem,
além da verificação do momento em que ocorrem as demandas, a visualização os tempos de
operação de cada central envolvida no atendimento da carga, podendo-se da mesma forma
encontrar a energia entregue por cada estação através das área sob a CDC. A figura a seguir
mostra um exemplo de composição de centrais produtoras, utilizando-se do modelo curva de
carga – curva de duração:
146
Munasinghe (1979, pp. 148-152) também utiliza a CDC em estudos sobre os efeitos das saídas (outages) no
sistema.
147
O estudo feito por esses autores já é uma sofisticação do uso da CDC relacionada a aprofundamentos
matemáticos e estatísticos, com uma abordagem entre carga e probabilidade.
306
Figura 31 – Composição de centrais produtoras – CC e CDC.
Fonte: TURVEY , R.; ANDERSON, D. Electricity economics. Washington: World Bank Publications, 1981, p.
262.
A seguir, será exposto um raciocínio baseado em exemplos encontrados em
Buchhold e Happoldt (1966, pp. 48-49), Munasinghe (1979, pp. 97-99), Munasinghe e
Warford (1982, pp.327-330), Skrotzki e Vopat (1969, pp. 635-637), Stoll (1989, pp. 501-505).
O primeiro exemplo será relacionado à programação de usinas em planejamento
(capacity scheduling) para atender a um mercado de energia elétrica representado por sua
curva de duração conhecida para um horizonte de tempo To à frente. Em seguida, a mesma
programação será efetuada considerando a existência de uma usina já construída ou em
operação.
Como visto anteriormente, a curva de duração demonstra por quanto tempo, dentro
de um período To, serão requisitados as demandas de sistema, baseada nas diversas curvas de
cargas deste período:
307
Figura 32 – Decomposição da CDC
100%
Dmax
100%
Dmax
CURVA DE CARGA
CURVA DE DURAÇÃO
?P
P
100% T
t
100% T
Fonte: MUNASINGHE, M. WARFORD, J. J. Electricity pricing. World Bank: 1982, p. 328.
A potência total P, equivalente à demanda máxima do sistema em representação, é
aquela que o sistema produtor deverá disponibilizar, podendo ser decomposta em todos os kW
unitários (?P) que a compõe , de modo que:
Equação 40 – Decomposição da potência total P em parcelas ? P
? ?P ?
D max
do
sistema ?
P
Verifica-se que cada uma dessas fatias elementares ?P possui uma determinada
duração t de solicitação pelo sistema elétrico, conforme nos mostra a visualização das curvas
de carga e de duração acima, o que implica em um consumo de energia que, se somado aos
provenientes dos outros kW elementares, resultarão na energia total solicitada pelo sistema
elétrico em questão durante o período sob análise:
Equação 41 – Energia total do sistema
Esistema ? ? P1 ? t ? P1 ? ? P2 ? t ? P 2 ? ? ? ? PN ? t ? PN
( kWh)
308
A este kW elementar que é solicitado durante o tempo t pode-se associar os custos já
descritos anteriormente, lembrando sempre que estamos fazendo a análise para um
determinado período T, usualmente anual:
p = custo da potência instalada elementar ?P em $/kW, anual;
e = custo da energia produzida em uma hora pela potência ?P, em $/kWh .
O custo total de produção (CT) da potência instalada ?P ao longo do período To será
(MUNASINGHE, WARFORD, 1982, pp. 327-330):
Equação 42 – Custo total de produção da parcela ? P
CT (? P) = p * ?P + e * t * ?P
($)
onde a parcela p * ?P representa o custo fixo e, a parcela e * t * ?P , o custo
variável em relação ao tempo de operação de ?P.
Se forem somados os custos de todos os ?Ps possíveis até completar a potência
máxima instalada (que também pode ser representada pela capacidade instalada CI) necessária
para atender a demanda máxima do sistema e a energia que o mesmo exige no período total
To, tem-se o custo total relativo ao atendimento do sistema elétrico em questão:
Equação 43 – Custo total do atendimento ao sistema elétrico
CT = p * CI + e * E
($)
Observa-se que, se o sistema elétrico for atendido apenas por uma usina, as equações
são idênticas às empregadas em função dos tempos de operação à capacidade instalada (item
2.2 deste Apêndice). Porém, se for possível a composição de mais de uma usina para se
chegar ao custo mínimo, a energia E descrita na equação acima é a energia total requerida
pelo sistema elétrico, que se dividirá entre as centrais sob análise.
309
Assim, dispondo-se de dois tipos de usinas, 1 e 2 148 , com custos em função do tempo
de operação, fixos e variáveis diferentes, pode-se analisar o problema de forma a se encontrar
a melhor composição que atenderá o mercado com o menor custo de produção no período:
Tabela 8 – Exemplo de aplicação de CDC, dados das usinas
Usina
custo fixo
custo variável
($/kW)
($/kWh)
1
p1
e1
2
p2
e2
Obs.:
p1 > p2
e1 < e2
Nota-se, pela observação efetuada, que o custo do kW da usina 1 é maior do que o da
usina 2, ou seja o custo de instalação de 1 kW é mais caro se efetuado para a usina 1.
Por outro lado, o custo do kWh relativo à produção de energia realizada pela usina 1
é menor no que aquele efetuado pela usina 2.
O gráfico superior da figura a seguir mostra as retas referentes aos custos unitários
totais por kW, para cada tipo de usina, ou seja, o custo de instalação de um kW (p) e o custo
de produção dos kWh (e) que o mesmo consumirá, em função de seu tempo de solicitação:
148
A análise pode, obviamente, ser efetuada para mais de dois tipos de usinas, porém a um esforço de
processamento inerente à utilização de técnicas computacionais mais complexas e poderosas. Concordam com
essa afirmação Miller e Malinowski (1993, p. 75): “ The proper integration of hydro and thermal generation for
minimum overall costs is quite complex […]. Even with a computer, the number of calculations can be so great
that considerable computer time is required to obtain a correct solution to the problem.”
310
Figura 33 – Análise gráfica de planejamento com CDC
$/kW
CT2
CT 1
I12
p1
?1
CT
? p ? e? t
?P
e ? tg ?
p2
?
? CT ? P
? t
?2
t
CT1 > CT2
P2
CT2 > CT1
E2
P 12
P1
E1
t12
T
Fonte: MUNASINGHE, Mohan. Engineering-economic analysis of electric power systems. Proceedings of the
IEEE. v. 72, n.4, p. 434. apr. 1984; MUNASINGHE, M. WARFORD, J. J. Electricity pricing. Washington:
World Bank, 1982, p. 39; STOLL, H. G. Least cost utility planning. New York: John Wiley, 1989, p. 503.
311
Lembrando da notação de que 1 kW = ?P, pode-se obter as equações dos custos
totais unitários por kW, para cada tipo de usina:
Equação 44 – Análise gráfica com CDC – custos totais unitários por kW
CT1
?P
?
p1 ?
?
p2
e1 ? t
e
CT 2
?P
?
e2 ? t
As equações acima referem-se à retas cujos coeficientes lineares são p1 e p2 e os
coeficientes angulares são e1 e e2, estes equivalentes à tangente do ângulo que a reta forma
com o eixo x (tg ?).
Analisando-se o coeficiente angular e, constata-se que e2 > e1 , o que implica dizer
que tg ? 2 > tg ? 1 ou ? 2 > ? 1 , comprovando que a inclinação de CT1 é menor do que CT2.
Quanto ao coeficiente linear p, observa-se que p1 > p2 , o que informa que o ponto de
intersecção com o eixo y da reta CT1 é superior ao da reta CT2.
Importante verificar que até o ponto de intersecção I12 , o custo unitário por kW
atendido por usinas do tipo 2 é menor do que se atendido por usinas do tipo 1. Dito de outro
modo, usinas do tipo 2 são mais econômicas no atendimento aos kW elementares (?P) para
períodos de tempo menores do que t12 .
A parte inferior da figura 12, a curva de duração, mostra a duração ou o período de
tempo de solicitação de cada ?P (kW unitário ou elementar) que compõe a demanda máxima
de um sistema elétrico.
Note-se que a escala de tempo (eixo x) é a mesma do gráfico dos custos unitários por
kW.
Como já visto anteriormente, cada ?P terá um custo total, que vai variar de acordo
com a usina que lhe atende, compondo-se do custo capacidade instalada a ser disponibilizada
(1 kW) e, do custo da energia que o mesmo consumirá (?P * t ? P ).
312
A se depreender da conclusão do gráfico superior (custos unitários), de que até t12 os
custos unitários por kW de usinas do tipo 2 são menores, e considerando a mesma escala de
tempo da curva de duração, deduz-se que todos os ?P (kW unitários) que “durarem” até t12
horas serão mais economicamente atendidos por usinas do tipo 2.
Dedução semelhante pode ser feita para períodos de tempo superiores a t1 2 , onde
serão mais econômicas usinas do tipo 1.
O limite de tempo t12 estabelece, na curva de duração, o patamar P12 que é um nível
determinante da repartição da demanda máxima do sistema P em seus kW a serem atendidos
pela usina 1 (P1 ) e os restantes pela usina 2 (P2 ), sendo que P1 + P2 = P.
P2 compreende todos os kW com duração inferior a t12 e, de modo complementar, P1
é o somatório de todos os kW cujos tempos de solicitação pelo sistema são maiores que t12:
P2
?
P1 ?
? ? P (0 ? t )
12
? ? P ( t ? To )
12
?
capacidade instalada
?
capacidade instalada
de
de
P2
P1
O nível P12 também divide a área da curva de duração, implicando em uma repartição
da energia total do sistema, definida pela área sob a curva de duração ou o somatório de todos
os produtos ?P * t encontrados.
Assim, na falta de qualquer limitação técnica, é mais econômico utilizar unidades
tipo 1 para cobrir a parte inferior do nível P12 da Curva de Duração da figura 12 e unidades
tipo 2 para cobrir a parte superior.
A potência total instalada do tipo 1 a ser utilizada seria P1 e a energia sob sua
responsabilidade no período T seria E1, correspondente à área da curva de duração abaixo do
nível Y P12 . Por outro lado, a potência ins talada total do tipo 2 e a energia sob sua
responsabilidade seria E2, correspondente à área sob a curva de duração acima do nível P12 .
P1 + P2 = P cobre toda a demanda máxima do sistema, enquanto que E1 + E2 = E
corresponde à energia total requerida pelo sistema no período T.
O custo total do atendimento ao sistema ao final do período T, resultado da operação
das unidades 1 e 2, seria:
Equação 45 – Custo total de atendimento do sistema elétrico – exemplo CDC
313
CT( P1 + P2 )= p1. P1 + e1 . E1 + p2 . P2 + e2 . E2 (em $)
O custo unitário de produção de energia elétrica no mesmo período To, seria:
Equação 46 – Custo total unitário de produção de energia – exemplo CDC
c ( P1 ? P 2) ?
CT
E
( em $ / kWh)
O ponto de intersecção I12 do gráfico superior da figura 12 pode se alterar em função
dos parâmetros de custos, como por exemplo um aumento do custo fixo p1 ou diminuição do
custo variável e2. Neste caso, deverá haver um aumento de participação da usina tipo 2 e uma
diminuição na do tipo 1 para que o custo mínimo de produção no período T seja alcançado.
Análises semelhantes podem ser feitas para outras posições do ponto de intersecção
que vão refletir diferentes tipos de usinas e seus correspondentes custos de instalação e
operação.
A influência de usinas existentes
É muito comum, no planejamento, estar-se com o sistema elétrico já sendo atendido
por um determinado tipo de fornecimento.
Neste caso, se o sistema considerado no exemplo anterior já dispuser de uma usina,
com capacidade instalada Pe, custo fixo pe e custo variável ee, então ela tem que ser levada em
consideração na análise, partindo de um pressuposto bastante claro, descrito a seguir.
Em se tratando de planejamento do atendimento a um sistema elétrico, pode-se
adquirir, na proporção técnico-econômica ideal, quaisquer níveis de capacidade instalada de
quaisquer formas de geração disponíveis.
Para a usina existente essa prerrogativa se anula pelo simples fato de que já ocorreu a
implantação desta unidade geradora, com uma capacidade instalada e custos decorrentes
conhecidos.
Segundo Januzzi e Swisher (1997, p. 192), para usinas já construídas, o valor de
custo fixo marginal é praticamente zero, pois em tal caso os custos de capital estão
314
amortizados (ou em vias de amortização), logo seus custos operacionais fixos devem ser
pagos sem considerar o quanto a usina está produzindo.
Independentemente do arranjo das usinas, sempre haverá o custo (fixo) referente à
totalidade da CI da usina existente.
Assim, algumas são as opções que o planejador dispõe, com relação à usina
existente.
Pode ser planejado seu desligamento quando do início de operação das novas
centrais, arcando com sua manutenção e demais custos fixos ou simplesmente o abandono.
Por conseguinte, volta-se à situação do exemplo anterior, porém somando-se ao custo total de
atendimento os gastos fixos da usina existente.
De modo diverso, incorporar a usina existente ao planejamento com os demais tipos
de usinas em estudo implica em, como o custo fixo da usina existente já foi ou está sendo
incorrido, não existir a possibilidade de tomar a decisão de não fazê- lo, de onde se conclui
que a capacidade da usina existente, a priori, deveria ser totalmente utilizada, pois para cada
kW atendido por outra usina, existindo disponibilidade de Ue, significa pagar o custo do kW
de Ue somado ao kW da outra (MUNASINGHE, WARFORD, 1982, pp. 327-330).
No entanto, dependendo de seu custo variável, a usina existente poderá ser alocada
de forma a produzir energia dentro do contexto de otimização econômica da composição das
usinas.
O gráfico superior da figura a seguir representa, além, dos custos referentes às
usinas tipo 1 e 2, o custo variável ee da usina existente Ue, através da linha tracejada que
passa sobre o ponto O.
315
Figura 34 - Análise gráfica de planejamento com CDC – usinas existentes
$/kW
Ce
CT2
CT 1
t
P2
E2
Pe
P2e
Ee
Pe1
P1
E1
t2e
te1
T
Fonte: MUNASINGHE, Mohan. Engineering-economic analysis of electric power systems. Proceedings of the
IEEE. v. 72, n.4, p. 434. apr. 1984; MUNASINGHE, M. WARFORD, J. J. Electricity pricing. Washington:
World Bank, 1982, p. 39.
316
A inclinação desta linha traduz o custo variável ee. Se esta reta for deslocada
paralelamente a si mesma, os pontos de intersecção com as retas das usinas 1 e 2 afastar-se-ão
ou aproximar-se-ão entre si.
Pode-se comprovar analiticamente que, quando Pe, no gráfico inferior da figura
anterior (a CDC) alcançar o valor da capacidade instalada da usina existente, e a reta do custo
total de Ue estiver abaixo das outras usinas, a solução de menor custo terá sido encontrada.
Isto porque não haverá capacidades instaladas de P1 ou P2 pagas sem necessidade e
ainda o custo da energia assumida por Ue, dentro do período encontrado pela curva de
duração, será o menor.
Neste caso a usina existente tomará parte das potências P1 e P2 que seriam
adquiridas anteriormente, na proporção indicada no gráfico da CDC, assim:
P2
?
? ? P (0 ? t )
2e
Pe ?
? ? P (t ? t )
2e
e1
P1 ?
? ? P ( t ? To )
e1
?
capacidade instalada
?
?
capacidade instalada
capacidade instalada
de
de
de
P2
Pe
P1
Deve-se lembrar que, mesmo Pe sendo menor que CIe (no caso em que não se
encontre posicionamento econômico para usar toda CIe), o custo fixo a ser apropriado para a
usina existente será relativo à sua capacidade instalada.
Mas, além disso, dentro do intervalo de tempo te encontrado na curva de duração, Pe
deve estar associada ao menor custo de energia, enquanto seu custo total (variável) da figura
superior for menor (energia mais barata), de forma que a composição de seus custos de
potência e energia sejam economicamente atraentes na composição do custo total de
atendimento ao sistema elétrico.
Esta dificuldade analítica em termos de considerar usinas existentes no planejamento
pode ser melhor tratada utilizando-se de um outro instrumento de enfoque, a curva de cargaenergia.
317
3.4
APLICAÇÃO DAS CURVAS DE CARGA-ENERGIA (CCE)
3.4.1
Conceito, interpretação gráfica e obtenção da CCE
Segundo Skrotzki e Vopat (1960, p. 591) existe a necessidade, principalmente em
sistemas elétricos atendidos por geração hidráulica, de se saber a quantidade de energia
relacionada a determinados níveis de demanda da curva de carga. Para tanto, a obtenção de
um diagrama em que se pudesse visualizar tais parâmetros revestiu-se de grande importância.
Nesse sentido, Turvey
e Anderson (1981, pp. 257-296), ao escreverem sobre
modelos de simulação no planejamento de investimentos no setor elétrico, referem-se à curva
carga-energia como originária de uma integração direta (integrated load function) da curva de
carga ou da curva de duração, em um modelo desenvolvido por H. P. Jacoby para analisar a
otimização técnico-econômica de sistemas híbridos termo-elétricos.
A utilidade da cur va CE verifica-se tanto em estudos operacionais como de
planejamento 149 . Nos operacionais, considera os custos das usinas à disposição para cobrir os
requisitos do mercado. Nos de planejamento, considera não só os custos operacionais, mas
também os de investimentos para as futuras usinas, juntamente com os operacionais das já
construídas, para então decidir quais as que serão agora construídas a fim de obter-se o menor
custo unitário marginal.
Esta visualização torna-se bem mais fácil ao se construir a curva de carga-energia
(load-energy curve), a partir das curvas de carga e de duração.
A curva CE relaciona a energia E consumida em relação a cada nível de carga C (ou
demanda) de um determinado sistema elétrico, conforme pode-se observar pela figura a
seguir:
149
Munasinghe (1979, pp. 148-152) também utiliza a CCE em estudos sobre os efeitos das saídas (outages) no
sistema
318
Figura 35 – Correspondência entre as curvas de carga, de duração e de carga-energia.
Fonte: SKROTZKI, Bernhardt G. A; VOPAT, William A. Power station engineering and economy. New
York: McGraw-Hill book company, 1960, p. 590.
Na figura anterior pode-se observar que, nas curvas CC e CDC, para cada nível de
demanda existe um valor para a energia, medida pela área abaixo desse nível (integral). Na
CCE, no entanto, essa visualização é observada no eixo x.
Outra informação gráfica importante é a que permite verificar qual o fator de carga
do sistema. Tal constatação vem do fato de que, sendo a demanda mínima constante para todo
o período, o fator de carga deste nível de demanda é obrigatoriamente igual a um.
Desta forma, ao se prolongar uma reta tangente ao ponto relativo à demanda mínima,
mantém-se a tendência dessa relação Dmin = Dmax e a intersecção desta reta prolongada até
o eixo y reflete o fator de carga de todo o sistema elétrico (TARBOUX, 1962, p. 1201),
conforme pode-se ver pela figura e a posterior dedução trigonométrica a seguir:
319
Figura 36 – Fator de carga do sistema
% Dmax
K
L
H
J
FC
G
Dmin
B
O
A
C
I
%E
Equação 47 – Dedução trigonométrica do fator de carga do sistema – CCE
Seja o nível de c arg a L qualquer , o ponto na curva CE, H e sua respectiva energia C.
Dmed OC ? ke
I
?
?
onde ke, kd convertem % em kWh e kW
D max
To
CH ? kd
AB GC
OA ? CG
tg? ?
?
?
OC ?
(1)
OA OC
AB
OA ? ke
ke
AB
? AB ? kd ?
?
(2)
To
kd ? To OA
CG
(1) e ( 2) em Fc CH ? Fc CH ?
que é o Fc para o nível de c arg a L.
CH
Deslocando ? se CH para a direita , G tende ao ponto FC e H ao ponto K , neste caso :
Fc CH ?
Fc SISTEMA ?
I ? FC
IK
ESEik ? 100% ? FcSISTEMA ? FC ( lido diretament e no eixo )
Assim, comprova-se a referência de Skrotzki e Vopat (1960, p. 591) ao afirmarem
que o fator de carga de todo o sistema equivale ao valor da carga ou demanda que
representaria o consumo total de energia caso a curva fosse plana.
Sob outra verificação gráfica, é possível se detectar qual o fator de carga de qualquer
nível de demanda analisado, o que é relevante no sentido de se encontrar o fator de carga
atendido por uma determinada usina que compõe aquela curva CE. Nesse sentido, a figura a
seguir e a dedução dessa fórmula:
320
Figura 37 – Fator de carga atendido por uma usina – CCE
% Dmax
M
H
USINA
?P
B
O
C
?E
I
%E
Equação 48 – Dedução trigonométrica do fator de carga de uma usina – CCE
Dmed ? E ? ke
1
CI ke 1
?
?
?
?
?
(1) ? P e ? P em %
D max
To
? P ? kd IH kd To
OI ? ke
1
Fc SIST ?
?
(2)
To
IM ? kd
IM CI
Combinando ? se (1) e ( 2) : Fc US ? Fc SIST ?
?
OI IH
e se IM e OI ? 100%, então :
?E
Fc US ? Fc SIST ?
?P
Fc US ?
Conforme visto anteriormente, uma usina operando sob o nível da Dmin implicaria
no atendimento de um fator de carga igual a 1. Mas outra usina (a da figura, por exemplo)
atenderia a um fator de carga que seria proporcional à Dmáx que esta usina disponibilizaria
(em % da Dmáx, do sistema) e à energia que a usina produziria no período T (em % da
energia requerida pelo sistema). Quanto mais em direção à ponta do sistema elétrico, menor o
Fc atendido, por maior ser a parcela de potência em relação à parcela de energia.
Uma conclusão que se obtém é a de que as usinas com custos de produção mais altos
devem ser levadas a operar para o lado direito e superior da curva C-E (a ponta) pois aí terão
maior aproveitamento da capacidade instalada associada à uma menor geração de energia (o
raciocínio inverso seria destinado às usinas com baixos custos variáveis (a base)).
De acordo com Turvey e Anderson (1981, pp. 260-265), a abordagem que se utiliza
das curvas C-E realiza sua construção através da integração da curva de duração de carga e
sua plotagem em relação à demanda de potência total. Em Tarboux (1962, p. 1201) existe
321
outra referência à CCE como sendo uma “curva de carga modificada” a qual é obtida a partir
do conhecimento de três fatores: a produção de energia; a demanda máxima e a demanda
mínima, considerando-se o ramo da curva CE, a partir do ponto da Dmin, como uma parábola.
Assim, para obter a curva CE, após dividir-se a CDC em um número arbitrário de
faixas, cada qual representativa de um certo nível de demanda, procede-se ao cálculo da área
de cada faixa, lembrando que até o nível da demanda mínima, trata-se da área de um
retângulo. Parte-se, na curva de duração de carga, do nível de demanda D = 0, subindo
gradativamente, através de sucessivas integrações das áreas referentes à cada faixa de nível de
demanda, passo a passo, até o nível máximo, ou seja, Dmáx, quando então a energia E será
total, ou 100% (SKROTZKI, VOPAT, 1960, pp. 591-592, 636).
Para os níveis de demanda acima da Dmin, a dificuldade em se lidar com uma CDC
contínua vai se consis tir em calcular as áreas nos trechos de demandas variáveis (mais
precisamente pela equação a ser integrada), fato esse que se resolveria utilizando-se uma CDC
traçada por patamares.
Para cada área de faixa encontrada, portanto, pode-se então acumular o resultado
sendo que ao final teremos um valor que corresponderá à energia total (em %).
Calcula-se então a percentagem que cada valor acumulado das faixas representa em
relação ao somatório total, obtendo-se então os pontos Carga x Energia, a exemplo da figura
32 e 33.150
3.4.2
Planejamento e operação utilizando a CCE
A leitura da curva CE permite facilmente verificar a disposição de usinas em relação
à ponta e à base de um sistema elétrico, identificando suas respectivas parcelas de potência e
energia (TURVEY, ANDERSON, 1981, p. 264).
150
Em Munasinghe (1979, pp. 149-151) aparece um exemplo de obtenção da CCE a partir da CDC, porém com
uma representação gráfica um pouco diferente.
322
Figura 38 – Composição de usinas com a CCE
Fonte: TURVEY, R.; ANDERSON, D. Electricity economics. Washington: World Bank Publications, 1981,
p. 264
A operacionalidade do modelo de Jacobi é a de se utilizar de sistemas
computacionais para fazer a alocação de diversos tipos de usinas ao atendimento de um
sistema elétrico, conjugando o atendimento à demanda máxima e à energia totais dentro de
uma estrutura algorítmica direcionada para o menor custo.
Ou seja, cada usina disponível possui uma determinada capacidade instalada e seu
fator de capacidade (potencial ou existente), cujo conjunto deverá atender à totalidade do
sistema elétrico, representado por sua demanda máxima e seu fator de carga.
Além disso, cada usina terá custos de potência e energia específicos, os quais
contribuem para o custo total de fornecimento à medida em que a usina é colocada para
operar mais à esquerda (ponta) ou mais à direita (base) da CCE, não esquecendo das
limitações de ordem técnica.
Por isso que, como pode-se constatar pela figura anterior, usinas a gás (de custo do
kWh mais alto) são colocadas para a tender à energia na ponta do sistema (lado direito da
CCE), pois ali a relação entre a demanda do sistema e a energia consumida é bem maior
323
(medir os trechos dos eixos x e y). Ou seja, nesta região, mais kW são atendidos em relação
aos kWh consumidos.
Ao contrário, uma usina nuclear com características de usina de base, assume a
parcela do eixo x (de energia) mais à esquerda, no qua l a relação é mais uniforme.
Raciocínio semelhante pode ser empregado para a alocação de usinas hidroelétricas a
fio d´água em tempos de alta fluviosidade (base), centrais de acumulação (intermediárias) e
centrais de energia térmica a combustível (ponta).
Isto é importante para o “start” de um algoritmo de iterações de cálculo, pois que o
objetivo de convergência (do custo mínimo) só será alcançado se dispusermos de uma
alocação inicial que em tese, coloque as mais caras em energia na ponta e as mais baratas na
base (ou ainda fazendo com a potência), calculando-se os custos de cada disposição
específica.
A figura a seguir pretende demonstrar um algoritmo simplificado que permita a
composição (sem o auxílio de métodos computacionais) de duas ou três fontes de
fornecimento.
324
Figura 39 – Algoritmo para a obtenção da composição técnico-econômica ideal
DECISÃO DE DISPOSIÇÃO NA CURVA C-E
ALTERNATIVA 1
USINA
Por ordem crescente
ENERGIA
DEMANDA
do menor custo de
energia
A
1.1.
Esgotar
a
energia 1.2. Após a alocação na curva
PmedA
CIA
disponível (Pmed) da usina C-E, encontrar a demanda
mais barata.
requerida pelo sistema
1.3 Ajustar a capacidade instalada disponível da usina, ou seja,
se para a energia alocada para usina, a mesma possui CI
disponível. Se não houver, retorna para 1.1, senão passar para
1.4
B
1.4 Suprir a energia restante Repete–se os procedimentos a
Pmed B
CIB
pela próxima usina mais barata
partir de 1.2.
Somatório
100 % da Energia do sistema
100% da Demanda do sistema
USOU-SE TODA A ENERGIA E CAPACIDADE INSTALADA DISPONÍVEIS
DAS USINAS MAIS BARATAS ? (pois é possível haver um posicionamento em
que toda a CI também seja usada)
OUTRO ARRANJO
NA CURVA C-E
ALTERNATIVA 2
Fonte: Elaboração do próprio autor.
NÃO
SIM
MENOR CUSTO
325
A facilidade da utilização da curva CE na composição de usinas existentes e em
planejamento, em relação à curva de duração de carga implica em uma etapa posterior de
verificação que diz respeito à capacidade instalada de cada usina a ser adquirida.
Uma especial atenção deve ser dada, após a composição na curva CE, para se definir
qual o montante de kW a ser comprado, construído ou pago, pois que existem diferenças,
nesta questão, para usinas existentes, em planejamento ou ainda em se referindo à uma
concessionária.
Se a usina alocada no diagrama CE for existente, não importa qual a carga que a
mesma atenderá, pois seu custo sempre será função da capacidade instalada existente (paga-se
de qualquer forma).
Por outro lado, se o atendimento à demanda foi realizado através de uma
concessionária, será paga a demanda contratada ou a demanda atingida, de acordo com o
verificado nos itens 3.4 e 4.3 do APÊNDICE C.
Caso diverso, para usinas em planejamento, têm-se disponíveis, em princípio, faixas
de capacidade instalada e de energia disponíveis em função das características de projeto que
lhes serão atribuídas.
Em suma, de acordo com o algoritmo desenvolvido a seguir, a CI a ser adquirida ou
paga pode ser diferente do ? P encontrado através da composição de usinas na CCE:
326
Figura 40 – Algoritmo de verificação da capacidade instalada a ser paga/adquirida
Usinas existentes: Paga-se pela CI, independentemente da potência alocada à CCE
Concessionária: Paga-se pela demanda medida ou contratada
Usinas em planejamento
USINA N, com FcapN e CIN, implicando em uma PmedN = FcapN * CIN
COMPOSIÇÃO NA CURVA CARGA-ENERGIA
USINA
ENERGIA
DEMANDA
N
Dmed
P
Qual a CI a ser adquirida ?
1. Se Dmed = PmedN
então
Adquire-se CIN, pois que é necessário
atender à Dmed
2. Se Dmed < PmedN
2.1 Se P = CI
então
Adquire-se CIN, pois é necessário o
atendimento a P.
CIN * FcapN = PmedN > Dmed
2.2 Se P < CIN
Se P * FcapN = Dmed
Senão
Então adquire-se CIN = P
Adquire-se
Dmed
, que é a potência
FcapN
necessária para gerar Dmed
Fonte: Elaboração do próprio autor.
Por fim, o custo total de produção no período considerado será obtido em função de
cada parcela de energia e potência atendidas pelas usinas, assim:
327
Equação 49 - Custo total de atendimento (CCE)
CT = [(E) * (?EA . e A + ? EB . eB + ... + ? EN . e N )] + [(P) * (? P A . pA + ? P B . pB + ... + ? PN . pN )]
Onde:
CT = custo total do fornecimento ($)
E = energia total do sistema elétrico a ser atendido (kWh ou kW médios)
P = potência ou carga ou demanda total do sistema elétrico a ser atendido (kW)
? E = parcela da energia total atendida pela usina (%)
e = custo unitário de energia da usina no período ($/kWh)
?P = parcela da carga total atendida pela usina (%)
p = custo unitário de potência da usina no período ($/kW)
328
APÊNDICE E – QUESTIONÁRIO DE PESQUISA
Prezado Senhor,
A Universidade Regional – FURB e as Centrais Elétricas de Santa Catarina –
CELESC estão realizando uma pesquisa que visa conhecer o comportamento do consumidor
de energia elétrica relativo a determinados assuntos. Para isso solicitamos sua colaboração no
sentido de responder ao questionário abaixo, registrando que suas respostas serão
CONFIDENCIAIS e utilizadas única e exclusivamente para fins estatísticos.
INSTRUÇÕES
a)
b)
c)
d)
Não há necessidade de identificação pessoal ou da empresa.
Assinale apenas uma das alternativas, com exceção da questão 10.
A resposta às questões é livre, não sendo obrigatório responder todas as questões.
O questionário respondido será recolhido diretamente na empresa por um dos
pesquisadores, indicados abaixo, ou poderá ser devolvido na Agência Regional da
CELESC, em Blumenau, aos cuidados do Eng. Fernando Garcia Ribeiro.
e) Qualquer dúvida entrar em contato com:
Eng. Fernando Garcia Ribeiro
CELESC – Blumenau
Fone: (47) 331-3000
e-mail: [email protected]
Prof. Sandro Geraldo Bagatoli
FURB – Depto. Engenharia Elétrica
Fone: (47) 9953-7648
e-mail: [email protected]
QUESTÕES
1)
A empresa já procurou informações de como reduzir seus custos com energia elétrica?
sim
não
desconheço o assunto
2)
A empresa conhece as regras/legislação pelas quais lhe é cobrada a energia elétrica?
sim
não
desconheço o assunto
3)
A empresa conhece sua curva de carga?
sim
não
desconheço o assunto
4)
A empresa realiza algum controle sobre o seu fator de carga?
sim
não
desconheço o assunto
5)
A empresa emprega ou possui algum sistema ou método de gerenciamento de carga ou de
controle sobre seu consumo de energia elétrica?
sim
329
não
desconheço o assunto
6)
A empresa já teve conhecimento das regras/legislação do setor elétrico que falam do
consumidor livre, do autoprodutor e do produtor independente?
sim
não
desconheço o assunto
7)
A empresa já estudou a possibilidade de tornar-se consumidor livre?
sim
não
desconheço o assunto
8)
Quanto à possibilidade de geração própria, a empresa:
desconhece o assunto
está estudando a possibilidade
já implantou
9)
Caso a geração própria já esteja implantada ou em estudo:
ela é/será utilizada em todos os horários
ela é/será utilizada apenas no horário de ponta
10)
Caso a geração própria já esteja implantada ou em estudo, o combustível utilizado para gerar
energia em sua empresa é/será:
gás natural
biomassa - lenha
óleo combustível ou diesel
hidroeletricidade
resíduos do próprio processo produtivo da empresa
11)
A empresa estuda a possibilidade ou já utiliza processos de co-geração para energia elétrica ?
sim
não
desconheço o assunto
12)
A empresa já estudou a possibilidade de efetuar algum empreendimento na área de ENERGIA
ELÉTRICA na qualidade de produtor independente?
sim
não
desconheço o assunto
13)
A empresa adota alguma forma de análise para compor diversas fontes de energia para o
atendimento de suas instalações (outras concessionárias, autoprodução, produção independente, outras
formas)?
sim
não
desconheço o assunto