Os Princípios Legais que Norteiam o Setor Elétrico Brasileiro

O setor elétrico brasileiro foi oficialmente criado com a publicação do Decreto no 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, que, pela primeira vez, regulamentou os serviços de energia elétrica no país. Anteriormente a esta data, incipientes eram os serviços prestados por empresas privadas, em sua maioria, com praticamente nenhuma regra balizadora. De lá para cá, muito foi feito, e o Brasil pode se orgulhar de ter construído um sistema elétrico de dimensões continentais único no mundo em termos de coordenação de ação entre os seus agentes e no planejamento de sua expansão. Durante os anos da ditadura militar, os desafios associados à viabilização dos investimentos bilionários necessários, em uma época em que os órgãos de fomento internacional ainda não eram suficientemente maduros, levaram a uma grande estatização do setor que começou, em parte, a ser revertida em 1995 com o início da era de privatizações do Governo FHC.

Desde seus primevos anos, o setor elétrico se debateu com questões relacionadas à correta forma de tratamento de seus consumidores e ao nível da qualidade do serviço pretendida frente à remuneração adequada do agente. Assim, já no Decreto 41.019/57 encontra-se o embrião do mais elementar dos princípios legais que regem as ações e decisões dos agentes do setor: o Princípio da Isonomia no Tratamento dos Consumidores. Parafraseando os juristas, tratar com isonomia significa tratar com igualdade os iguais na exata proporção da sua igualdade e com desigualdade os desiguais na mesma proporção de tal desigualdade. No setor elétrico, o conceito da isonomia é aplicável aos consumidores que possuem as mesmas condições técnicas e comerciais em seu atendimento, estas refletidas no nível de tensão de fornecimento e na opção tarifária exercida.

Também é antigo no setor elétrico o Princípio da Modicidade Tarifária que se refere à prestação de um serviço com nível de qualidade adequado ao menor custo possível. Esta discussão remonta aos princípios do cálculo tarifário que culminou com a criação das regras de cálculo pelo custo marginal da expansão no caso das tarifas de distribuição e nas regras de cálculo nodal no caso das tarifas de transmissão e, no presente, com a determinação da metodologia de cálculo por empresas de referência que busca definir uma empresa fictícia de benchmarking para cada concessionária, de sorte a promover a máxima eficiência na operação e a capturar, via redução tarifária, os ganhos de escala para o consumidor.

Entretanto, o terceiro e último princípio legal é mais recente e data do início da era das privatizações do Governo FHC, ou pelo menos este foi o momento em que este se desenvolveu e se estabeleceu como um dos principais mandamentos legais do setor elétrico. O Princípio do Investimento Prudente e Necessário foi estabelecido como forma de assegurar que o planejamento da expansão do setor elétrico ocorreria com a máxima eficiência, sem desperdícios de recursos, dentro de uma lógica de mercado capitalista. Assim, as concessionárias que não observassem este princípio em seus investimentos estavam fadadas a não ter o reconhecimento tarifário compatível, arcando sozinhas com o ônus do seu mau planejamento.

Juntos, os três princípios objetivam um mesmo resultado, a máxima eficiência na operação e no planejamento do sistema elétrico, focando sempre o menor custo para o serviço. Costumo dizer que estes princípios se interrelacionam em um triângulo eqüilátero, onde o Princípio da Isonomia, que homogeniza os critérios de atendimento aos consumidores, e o Princípio do Investimento Prudente e Necessário, que assegura a eficiência no planejamento da expansão, formam as bases do objetivo maior representado pelo Princípio da Modicidade Tarifária.

Filosoficamente belo de se explicar, tais princípios trazem em si uma armadilha. O setor elétrico é, de certa forma, um monopólio natural e deve ser planejado à frente do crescimento populacional e do aumento da carga elétrica atendida, sob pena de racionamentos de energia elétrica e outros gargalos estruturais. Assim, como fazê-lo se o Princípio do Investimento Prudente e Necessário requer que uma demanda seja identificada para que determinado recurso seja alocado e devidamente remunerado. Por outro lado, é justo que toda a comunidade de usuários já atendida arque com os custos de uma expansão sobre áreas de baixa densidade demográfica e, consequentemente, de rentabilidade inferior àquela que seria adequada à remuneração dos investimentos? E o sistema isolado, é justo que grande parte dos consumidores das regiões sul, sudeste, nordeste e parte da centro-oeste arquem, via encargos tarifários, com os elevados custos de uma geração diesel isolada, de baixa eficiência e com grande potencial de desvio de recursos? Estas são questões que vêm sendo debatidas nos últimos anos, mas que permanecem sem uma solução consistente até o momento. Talvez seja hora de acrescentar novos princípios à regulação do setor elétrico, tais como: a desoneração tributária e a justa aplicação dos encargos arrecadados em prol de um melhor serviço e não para compor o superávit primário do Governo Federal.

O Rateio do Pis/Pasep e da Cofins nas Contas de Energia Elétrica

Instituídos ao longo de 1970, o Programa de Integração Social – PIS e o Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PASEP foram unificados em 1976 e têm como finalidade atual financiar o programa do Seguro-Desemprego e o abono aos empregados que recebem até dois salários mínimos mensais. Já a Contribuição Social para Financiamento da Seguridade Social – COFINS, destinada a financiar as despesas das áreas de Saúde, Previdência e Assistência Social, foi instituída em dezembro de 1991. Até janeiro de 1999, as bases de incidência do PIS/PASEP e da COFINS, eram, salvo exceções, a receita bruta das vendas de mercadorias e da prestação de serviços, tendo como alíquota 0,65% para o PIS/PASEP e 2% para a COFINS, calculados sobre as referidas receitas. Posteriormente, as bases de incidências do PIS/PASEP e da COFINS foram ampliadas, passando a abranger, além da receita bruta de vendas e da prestação de serviços, todas as demais receitas auferidas pela pessoa jurídica, independentemente de sua classificação contábil. Nessa mesma ocasião, a alíquota da COFINS foi elevada de 2% para 3%. Novas alterações na legislação destes tributos foram implementadas, em dezembro de 2002 para o PIS/PASEP e em dezembro de 2003 para a COFINS, estabelecendo então o sistema não-cumulativo para o cálculo das contribuições, passando estas a incidir sobre o valor agregado em cada etapa do processo produtivo. Foram, ainda, alteradas as suas respectivas alíquotas de 0,65% para 1,65% no caso do PIS/PASEP e de 3% para 7,6% no caso da COFINS.

A despeito das alterações implementadas em suas respectivas legislações, até 2005 as contribuições para o PIS/PASEP e para a COFINS compunham o cálculo das tarifas de fornecimento de energia elétrica homologadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para as concessionárias, não sendo transparente para o consumidor a cobrança de tal tributo e, tampouco, lhe sendo possibilitada a sua compensação, conforme previsto em sua regra legal. Diante do fato, houve a necessidade de destacar o cálculo das citadas contribuições nas contas de energia emitidas pelas concessionárias contra seus consumidores, expurgando-a do valor homologado para as tarifas de fornecimento, mas acrescentando-a no preço final devido pela energia elétrica consumida. Ocorre que, pela própria natureza da base de incidência do cálculo das contribuições, o valor a ser arrecadado varia mês-a-mês e correlaciona-se ao saldo das operações contábeis de cada concessionária distintamente. Assim, determinar uma regra de repasse ou rateio das contribuições recolhidas aos cofres públicos pelas concessionárias nas contas de energia tornou-se um exercício algébrico de alguma complexidade que, ainda, vem causando desconfortos ao planejamento financeiro de algumas empresas, sobretudo junto àquelas optantes pelo SIMPLES.

A regra de rateio das contribuições para o PIS/PASEP e para a COFINS, estabelecida pela ANEEL, considera que, a partir do saldo das operações de determinado mês contábil utilizado para o cálculo das contribuições pela concessionária, o repasse em conta de energia dar-se-á no segundo mês subseqüente, ou seja, o repasse dos tributos recolhidos em janeiro de determinado ano ocorrerá em março do mesmo ano e, assim, indefinidamente. Neste caso, o percentual destacado na conta de energia não guarda qualquer relação com as alíquotas dos tributos, refletindo apenas o quociente entre o valor do tributo recolhido em determinado período e a receita bruta auferida no mesmo período. Como os tributos em questão devem compor o preço da energia elétrica e a sua própria base de cálculo, a sua inserção se faz através da metodologia de cálculo conhecida como “Desconto por dentro”, de forma similar ao que ocorre com o ICMS. A equação abaixo explicita o cálculo citado.

Alterado com o intuito de tornar a cobrança das contribuições mais justas, o regime tributário não-cumulativo representou a majoração exacerbada da tributação em conta de energia elétrica para a grande maioria dos consumidores, posto que quase triplicou as alíquotas devidas sem qualquer contrapartida em serviços prestados pelo Estado Brasileiro.

As possíveis conseqüências da publicação da Portaria MME 463/2009 no mercado de PCH

Fonte: CERPCH Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas

No dia 04 de dezembro o mercado de PCH foi surpreendido com a publicação da Portaria 463/2009 do Ministério de Minas e Energia (MME), que estabelece a metodologia para o cálculo de garantia física de energia de usinas hidrelétricas não despachadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

Em função da importância do assunto tratado nesta portaria e das conseqüências ao mercado que dela podem advir, o Centro Nacional de Referências em Pequenas Centrais Hidrelétricas - CERPCH, ciente de seu papel de agente disseminador dessa tecnologia no país, por meio do seu Secretário Executivo, Geraldo Lúcio Tiago Filho, vê a necessidade de opinar sobre as conseqüências de tal medida.

É nossa opinião que, embora aprimore o cálculo da Garantia Física, a portaria revê os valores da garantia a cada seis meses que acabará por incorporar efeito hidrológico, o que compromete o princípio do Mecanismo de Realocação de Energia, baseada no compartilhamento do risco hidrológico sistêmico, dentro de série hidrológica de no mínimo 30 anos.

Embora bem intencionada, a publicação de uma portaria com este teor gera instabilidade no mercado de PCH, pois dessa maneira o Produtor Independente de Energia - PIE fica obrigado a produzir a energia elétrica de acordo com a hidrologia mensal verificada, cuja medição deverá apresentar padrões similares aos padrões de medição de energia elétrica.

A portaria do MME adotou integralmente os conceitos da Nota Técnica 062/09-SRG (Aneel), gerando uma preocupação com o futuro do segmento de produção de energia. Vale ressaltar que nesse caso a responsabilidade da fiscalização passa para o MME, indo de encontro com a prerrogativa da agência reguladora.

Segundo os empreendedores do setor, a publicação da portaria 463/2009 foi motivada pela detecção de diversas PCHs que não vêm cumprido com a entrega da energia assegurada ao Sistema. Segundo este estudo, das 94 PCHs fiscalizadas, em torno de 64 delas não vinha cumprindo com o contrato no MRE.

O MME age certo quando procura coibir práticas desonestas, e é justo ao implantar políticas saneadoras ao mercado, à Aneel cabe a fiscalizar o real cumprimento dos acordos, porém neste caso o que se questiona é colocar todos os PIEs sob suspeição de más práticas empresariais.

Há que se perguntar, o que levou as PCHs fiscalizadas pela Aneel a não gerar a energia assegurada: Construção fora das conformidades? Construções ainda a serem concluídas? Problemas operacionais? Quebra de máquinas? Ocorrência de hidrologia abaixo do período crítico? Má fé do empreendedor? Erro no projeto aprovado?

Nos itens que se caracterizam como caso fortuito o empreendedor não deve ser penalizado, no entanto nos casos onde se verificar negligencia por parte do empreendedor de má fé este deve ser penalizado, conforme já previsto nas regras de comercialização e se o MME avaliar poderá inclusive suspender a autorização e reverter o ativo à união.

Outro questionamento que se faz é se um mecanismo de compensação baseado na hidrologia verificada versus produção de energia, conforme preconizado na Portaria 493/2009, poderá ser aplicado indistintamente a todas hidrelétricas?

Está se trocando o estudo hidrológico feito com uma série de 30 anos, por um estudo de base desconhecida, e outro de quatro anos e feito após a construção da central. Como o empreendedor poderá dar garantias aos empréstimos se não há como se manter a energia assegurada por todo período da autorização da central? (a metodologia do estudo não foi disponibilizada para se verificar se as análises estão adequadas às boas praticas de hidrologia).

Por fim, há que se questionar o porquê de tanto rigor com o qual são tratadas as PCHs, já que, em todo o mundo, as PCHs são incentivadas pelos governos? Já não bastam às dificuldades para obtenção da licença ambiental! Agora os empreendimentos de PCHs são surpreendidos por mais dificuldades regulatórias?

Ao contrário do que está acontecendo, deve-se ter mais atenção com as PCHs, visto que as mesmas tem-se tornado um importante agente de desenvolvimento social e econômico, gerador de empregos, uma das poucas tecnologias de energias renováveis, cuja tecnologia é totalmente dominada pela indústria nacional.

Trata-se de energia limpa que deve ser incentivada e não desestimulada com regras draconianas, aonde os bons empresários se vêm nivelados aos de práticas espúrias do mercado.

A Inserção da Geração Termelétrica no Planejamento da Expansão

Argumentamos em uma de nossas publicações anteriores que o futuro do setor elétrico brasileiro está na implantação de unidades de geração distribuída. Localizadas mais próximas dos centros de carga, a presença dessas instalações no Sistema Interligado Brasileiro representa menores investimentos em infraestrutura de transmissão de energia elétrica, bem como em menores perdas ôhmicas nos circuitos elétricos e melhor qualidade no fornecimento de energia elétrica. Quando instaladas nos sistemas de distribuição de energia elétrica (instalações que operam com nível de tensão inferior a 230 kV), tais benefícios são ainda maiores com o alívio de carregamento proporcionado aos sistemas com níveis de tensão superiores à tensão de conexão da instalação de geração de energia elétrica.

Historicamente, a fonte de geração de energia elétrica mais desenvolvida no Brasil foi a exploração de potenciais hidráulicos, exercendo tal fonte uma forte predominância no Sistema Elétrico Brasileiro até os dias atuais. Neste cenário, para assegurar uma maior segurança na disponibilidade de energia elétrica para todos os usuários do sistema, a opção foi a complementação entre sistemas hidrelétricos, onde a situação hidrológica desfavorável em um sistema é compensada pela favorabilidade no sistema complementar. Tal alternativa de planejamento pressupõe duas condições básicas: um sistema robusto de transmissão e um sistema de armazenamento de energia adequado no sistema receptor. No Brasil, a grande complementaridade entre sistemas hidrelétricos encontra-se nos sistemas sul e sudeste. Entretanto, o sistema sul não dispõe de grandes reservatórios e a capacidade de armazenamento relativa do sistema sudeste vem diminuindo a cada ano. Também, os potenciais hidráulicos ainda disponíveis para exploração estão se esgotando, sobretudo na região Sul. Por outro lado, a interligação por longos troncos de transmissão com carregamentos elevados submete o sistema elétrico a riscos de perda de carga e a grandes perturbações, como pôde ser observado no último blecaute envolvendo as linhas da Usina de Itaipú.

Pelo que se percebe acima, a inserção de geração térmica distribuída no sistema elétrico brasileiro torna-se fundamental para a minimização dos riscos de racionamento e para a elevação da confiabilidade do sistema, com a adição de novos pontos de controle da tensão e novas fontes de potência reativa. Neste caso, a complementação entre sistemas hidrelétrico e termelétrico ocorre com a elevação do despacho de geração termelétrica em condições hidrológicas desfavoráveis e com a redução do despacho hidrelétrico.

Entretanto, para um correto planejamento da inserção da geração termelétrica no sistema faz-se necessária a quantificação do montante necessário a partir de um paradigma adequado, este considerando aspectos macroeconômicos de eventuais situações de déficit de energia e os benefícios microeconômicos do aumento da confiabilidade elétrica. Os aspectos ambientais também devem ser considerados para a definição da melhor tecnologia de geração termelétrica, bem como os custos associados à implantação, operação e manutenção de tais centrais, sobretudo no que se refere à disponibilidade do combustível a ser utilizado. Sob estes aspectos, não podemos desprezar a alternativa nuclear, desde que os cuidados necessários sejam tomados com os resíduos radioativos do processo.

A Organização do Setor Elétrico Brasileiro

Para uma melhor compreensão das normas que regem o setor elétrico brasileiro faz-se necessário conhecer os principais atores envolvidos em seu planejamento, operação e controle e a forma como estes interagem entre si.

Assim, considerando que a Constituição Federal promulgada em 1988 estabelece que os serviços relacionados à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são monopólios da União, cabendo à mesma explorá-los diretamente ou a partir da concessão ou autorização a terceiros, o órgão máximo do setor elétrico é a Presidência da República. Entretanto, o estabelecimento das políticas e diretrizes setoriais é de responsabilidade do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, diretamente subordinado ao presidente da república e presidido pelo Ministro das Minas e Energia. Sob a coordenação do Ministério das Minas e Energia - MME, e presidido pelo próprio ministro, temos, ainda, o Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE que tem por atribuições acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia elétrica, gás natural, petróleo e seus derivados, avaliando suas condições de abastecimento, de sorte a identificar dificuldades e obstáculos de caráter técnico, ambiental, comercial, institucional, dentre outros e propor medidas preventivas ou saneadoras que visem a manutenção ou restauração da segurança no abastecimento eletroenergético, encaminhando-as, quando for o caso, ao Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.

A Empresa de Pesquisa Energética – EPE, também vinculada ao MME, foi criada para prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como: energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Funcionando de forma independente, como uma autarquia sob regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal. Além dessas finalidades, compete, ainda, à ANEEL implementar as políticas e diretrizes do governo federal para a exploração da energia elétrica e o aproveitamento dos potenciais hidráulicos, expedindo os atos regulamentares necessários; promover, mediante delegação, com base no plano de outorgas e diretrizes aprovadas pelo Poder Concedente, os procedimentos licitatórios para a contratação de concessionárias e permissionárias de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos; dentre várias outras atribuições.

Para uma melhor gestão do mercado livre da energia elétrica, foi instituída a CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, absorvendo as funções do extinto Mercado Atacadista de Energia – MAE e com a atribuição de apurar o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), utilizado para valorar as transações realizadas no mercado de curto prazo; de realizar a contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados; de promover a liquidação financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo e a realização de leilões de compra e venda de energia no ACR – Ambiente de Contratação Regulada, por delegação da ANEEL.

Por fim, o Operador Nacional do Sistema Elétrico foi criado para operar, supervisionar e controlar a geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN, e administrar a rede básica de transmissão de energia elétrica no Brasil. Tem como objetivo principal, atender os requisitos de carga, otimizar custos e garantir a confiabilidade do sistema, definindo ainda, as condições de acesso à malha de transmissão em alta-tensão do país.

A figura abaixo busca detalhar melhor o interrelacionamento entre as diversas entidades e órgãos da Administração Pública Federal.

PRODIST – A Qualidade da Energia Elétrica

A publicação dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, em 31 de dezembro de 2008, representou um marco na legislação do setor elétrico, no que tange ao serviço de distribuição da energia elétrica. O novo regulamento, além de esclarecer e detalhar questões anteriormente obscuras ou dúbias, incorporou novos conceitos e desafios para os agentes que atuam no setor. As regras para o planejamento da expansão, sua operação, o livre acesso e a qualidade do produto e do serviço, antes distribuídas em diversos atos normativos, foram compiladas e clarificadas em um único documento norteador para todo o setor. Entretanto, o assunto que mais novidades incorporou foi aquele relacionado à qualidade da energia elétrica, abordado em detalhe no módulo 8 do citado regulamento.

Alguns fenômenos elétricos já de conhecimento dos profissionais técnicos atuantes na área, tais como: harmônicos, desequilíbrio e flutuação de tensão, variações de tensão de curta duração e variação de freqüência, foram definitivamente incorporados à legislação que rege o setor, com a expectativa de definição de novos índices de qualidade a serem observados pelas concessionárias de distribuição, geradores e consumidores nos anos vindouros, somando-se estes aos já conhecidos índices de continuidade do fornecimento e de conformidade do nível de tensão em regime permanente.

Obviamente, a melhora da qualidade do produto e do serviço de distribuição traz uma perspectiva positiva, sobretudo, para os consumidores que, cada vez mais, possuem cargas sensíveis aos fenômenos elétricos transitórios. Porém, tal fato também pressupõe um maior nível de exigência da parte das operadoras com relação aos dispositivos de mitigação que deverão ser utilizados pelos usuários de seu sistema quando da efetivação de seu acesso. Em outras palavras, um padrão superior de qualidade requer um maior nível de responsabilidade e de conhecimento técnico de todos os envolvidos, tanto usuários, quanto operadores.

Atualmente, é grande o desconhecimento dos consumidores acerca de suas responsabilidades no acesso aos sistemas de distribuição, tampouco conhecem seus direitos e quando o sabem, pressupõe-no maior do que é de fato. Por ora, os novos índices de qualidade tiveram valores de referência estabelecidos apenas para fins de planejamento elétrico, encontrando-se em período experimental de coleta de dados para, só então, serem definidos regulatoriamente os valores que deverão ser observados por todos os agentes.

O setor elétrico brasileiro encontra-se, neste momento, em um ponto de inflexão. Assegurar a oferta da energia elétrica necessária a uma condição de crescimento sustentável de 4,5% a.a. do PIB – Produto Interno Brasileiro, nas atuais condições de consumo elétrico, requererá a adição de 3.500 MW à potência instalada de geração a cada ano, ou seja, será necessária a construção de uma nova Itaipú a cada 3 anos, com investimentos diretos estimados superiores a US$ 5 bilhões ao ano apenas em geração, sem considerar a necessidade de investimentos para a expansão das linhas de transmissão e de distribuição. Logo, mais do que nunca, a adoção de práticas de conservação e eficiência energética, associadas a um sistema de gestão eficiente da energia se faz necessária, bem como a profissionalização da gestão desse insumo nas empresas. O cumprimento de índices de qualidade do produto e do serviço cada vez mais rigorosos é apenas o primeiro passo.

PRODIST: O Acesso aos Sistemas de Distribuição

Depois de vários anos de discussão, finalmente, em 31 de dezembro de 2008, foi publicado o PRODIST - Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, regulamento aguardado com ansiedade pelas concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica que normatiza e padroniza as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição, tendo por principais objetivos:

a) garantir que os sistemas de distribuição operem com segurança, eficiência, qualidade e confiabilidade;

b) propiciar o acesso aos sistemas de distribuição, assegurando tratamento não discriminatório entre agentes;

c) disciplinar os procedimentos técnicos para as atividades relacionadas ao planejamento da expansão, à operação dos sistemas de distribuição, à medição e à qualidade da energia elétrica;

d) estabelecer requisitos para os intercâmbios de informações entre os agentes setoriais;

e) assegurar o fluxo de informações adequadas à ANEEL;

f) disciplinar os requisitos técnicos na interface com a Rede Básica, complementando de forma harmônica os Procedimentos de Rede.

O PRODIST tem como característica básica ser uma compilação dos diversos regulamentos aplicáveis à distribuição de energia elétrica, propiciando esclarecimentos em questões antes obscuras e complementando pontos anteriormente não abordados, sem, porém, substituir os atos legais nos quais se baseou. Assim, não é possível interpretar corretamente as determinações do PRODIST sem antes analisá-las no bojo do arcabouço regulatório que lhe deu origem.

Dentre os oito módulos que compõem o regulamento, o módulo 3, que trata do acesso ao sistema de distribuição, é aquele que maior interesse trará aos consumidores e geradores atendidos pelos sistemas de distribuição, posto que estabelece prazos e critérios de análise e projeto, bem como os direitos e as responsabilidades tanto para o acessante, quanto para a distribuidora acessada. Em síntese, este módulo estabelece que a acessada deve assegurar, de forma não-discriminatória, o acesso de todos os interessados ao seu sistema de distribuição, estabelecendo as obras de reforço e de extensão necessárias, para tanto, sob a ótica do menor custo global, enquanto que, o acessante, deve cumprir com a normatização técnica vigente e com as normas e padrões da acessada aplicáveis ao seu acesso, bem como não prejudicar a flexibilidade de manobras no sistema de distribuição, a segurança das instalações acessadas e de terceiros e os índices e padrões de qualidade requeridos para o produto e para o serviço.

O módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição estabelece quatro etapas para a análise e resposta das consultas e solicitações de acesso ao sistema de distribuição, todas de cumprimento compulsório no caso do acessante gerador que dependa de autorização ou concessão da ANEEL. No caso do acessante consumidor e do gerador que dependa apenas de registro junto à ANEEL, as duas primeiras etapas são opcionais. São elas:

1.  Consulta de Acesso: formulada pelo acessante à acessada com o objetivo de obter informações técnicas que subsidiem os estudos pertinentes ao acesso, sendo facultada ao acessante a indicação de um ponto de conexão de interesse.
2. Informação de Acesso: resposta formal e obrigatória da acessada à consulta de acesso, sem ônus para o acessante, com o objetivo de fornecer informações sobre o acesso pretendido.
3. Solicitação de Acesso: requerimento formulado pelo acessante que, uma vez entregue à acessada, implica na prioridade de atendimento, de acordo com a ordem cronológica de protocolo.
4. Parecer de Acesso: documento formal obrigatório apresentado pela acessada, sem ônus para o acessante, onde são informadas as condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a conexão das instalações do acessante, com os respectivos prazos.

Cada uma das etapas acima tem prazos definidos a serem observados pelos envolvidos. A figura abaixo apresenta o fluxograma do processo com os prazos de cada etapa:

A inobservância por parte do acessante dos prazos previstos para a celebração dos contratos e, no caso do acessante gerador, para a solicitação da autorização junto à ANEEL e do acesso junto à acessada, desobrigará a acessada de assegurar as condições técnicas e econômicas da solução de acesso proposta.

Geração Distribuída: O futuro do Sistema Elétrico Brasileiro

O Sistema Elétrico Interligado Nacional – SIN teve seu desenvolvimento planejado após a 2ª Grande Guerra, durante as décadas do “Milagre Econômico”, em razão da necessidade percebida pelas autoridades públicas de prover a eletricidade requerida pelos grandes centros urbanos que se formavam, bem como pelas novas indústrias que se instalavam no país nesta época de transição de uma economia rural para industrial. As características básicas do modelo de sistema implementado são a exploração de grandes potenciais hidroenergéticos para a geração de energia elétrica, esta ocorrendo à despeito dos grandes impactos ambientais verificados, e a transmissão da energia elétrica, assim gerada, por grandes distâncias, uma vez que estes potenciais se situavam em pontos distantes dos grandes centros urbanos. Assim, surgiram as grandes linhas de transmissão em tensões de até 500 kV no país. Neste período, em função de suas dimensões continentais e da exploração de grandes potenciais hidráulicos, o Brasil tornou-se uma referência mundial no assunto, exportando sua expertise para outros países.

Entretanto, parafraseando os gurus da economia: “- os recursos são escassos”. O modelo elétrico desenvolvido em outros tempos já começa a demonstrar sinais de exaustão. Os grandes potenciais hidráulicos, ainda a serem explorados, situam-se, em sua maioria, nas regiões amazônica e pantaneira, em rios de reduzida declividade, o que requer, portanto, o alagamento de vastas extensões de terra, potencializando, assim, o impacto ambiental. Ademais, a construção das linhas de transmissão para o transporte da energia elétrica gerada até os centros urbanos mais próximos implica na necessidade da erradicação de extensas faixas de floresta tropical, o que encarece a sua implantação, sem falar no prejuízo causado à biodiversidade. Nos tempos atuais de radicalismo ecológico, estes são projetos de custo muito elevado e de difícil aceitação pela população atingida e favorecida.

Sendo assim, o que nos sobra é buscar novas formas de aproveitamento a serem explorados. De um lado, necessitamos obter uma maior eficiência no consumo da energia elétrica e, do outro, utilizar todos os recursos disponíveis para gerar a energia elétrica o mais próximo possível da carga a ser suprida. Este conceito já é, amplamente, aplicado na Europa e está iniciando nos EUA. Nestes locais, prédios comerciais já são construídos com recobrimento de placas de células fotoelétricas, gerando parte da energia elétrica de que necessitam. Na Alemanha, é comum no entorno das cidades os pequenos proprietários rurais possuírem um ou mais aerogeradores elétricos para suprirem as suas necessidades e venderem o excedente de energia gerada para a rede da concessionária.

No Brasil, este novo conceito de geração distribuída começa-se a firmar. Inicialmente, com a implantação de algumas centrais termelétricas próximas dos grandes centros urbanos e de centrais eólielétricas em regiões próximas ao mar. A vantagem deste novo conceito é a redução do impacto ambiental causado, bem como a mitigação dos custos associados à transmissão da energia elétrica gerada, uma vez que estas centrais já se situam próximas aos pontos de consumo. Este novo modelo, entretanto, traz alguns desafios ao planejamento e à operação do SIN, que se torna cada vez mais complexa. Por outro lado, a legislação aplicável requer alguns ajustes para se adequar às novas situações que surgirão da aplicação deste conceito, mas o primeiro passo nesse sentido já foi dado, o PRODIST – Procedimentos da Distribuição já prevê a interligação de unidades de geração em tensões secundárias de distribuição, em regime de operação com paralelismo permanente.

Aneel premia distribuidoras de energia melhor avaliadas pelos consumidores em 2009

Fonte: ANEEL

O Prêmio Índice Aneel de Satisfação do Consumidor (Iasc) foi concedido hoje (25/11) na sede da Aneel, em Brasília, às distribuidoras de energia elétrica melhor avaliadas por consumidores residenciais pelos serviços prestados nesse ano. As empresas vencedoras recebem troféu, certificado e o Selo Iasc, que identifica o reconhecimento dos consumidores pelo seu desempenho. O Prêmio é concedido anualmente, desde 2002, para incentivar a melhoria do serviço de distribuição no país.

A premiação é dividida em nove categorias: o Iasc Brasil, que premia a empresa com melhor desempenho do país; o Iasc de maior crescimento percentual em 2009, em comparação a 2008; e o Iasc regional, que abrange sete categorias separadas por região e por número de consumidores atendidos. Os critérios adotados pela metodologia permitem comparar as empresas com perfil semelhante.

As concessionárias vencedoras poderão aplicar o Selo Iasc nas contas de luz, no material institucional e nas demais peças de comunicação empresarial de acordo com regras previstas no regulamento da premiação.

O Índice médio nacional foi 66,74, o maior valor nos dez anos de pesquisa. É importante lembrar que a pesquisa é realizada desde 2000, entretanto, a premiação foi instituída dois anos depois. Confira a seguir a relação das vencedoras em cada categoria. Mais informações sobre o desempenho de cada uma das 63 concessionárias podem ser obtidas no relatório geral e nos relatórios individuais do Iasc 2009 que estarão disponíveis nos próximos dias na página eletrônica da Agência (www.aneel.gov.br), no perfil "&&Informações Técnicas", no link "&distribuição de energia elétrica/IASC".

Prêmio Iasc Brasil 2009

A vencedora do Prêmio Iasc Brasil 2009 foi a concessionária Hidroelétrica Panambi S/A (Hidropan), que apresentou a melhor avaliação dos consumidores entre as 63 distribuidoras de todo o País. O Iasc 2009 da distribuidora foi de 84,46, acima da média nacional (66,74). A empresa atende cerca de 14,2 mil unidades consumidoras nos municípios Panambi e Condor, no Rio Grande do Sul. Com o resultado, a Hidropan torna-se a referência nacional (benchmark) até a realização de nova pesquisa Iasc.

Prêmio Empresa de Maior Crescimento Iasc

A vencedora desta categoria - que premiou a empresa que obteve em 2009 o maior crescimento de seu índice de satisfação em relação a 2008 foi a Companhia Energética do Maranhão (Cemar). O Iasc da empresa cresceu 43,32%, passando de 48,08, em 2008, para 68,91 em 2009. A concessionária atende cerca de 1,5 milhão de unidades consumidoras em 217 municípios maranhenses. Todas as distribuidoras do País concorreram neste grupo.

Prêmio Iasc Região Norte

A Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins (Celtins) foi a vencedora desta categoria com o índice de 63,37. O índice médio da região foi de 52,18. A distribuidora atende 395.4 mil unidades consumidoras 139 municípios de Tocantins. Concorrem nessa categoria oito empresas.

Prêmio Iasc Região Nordeste

A concessionária que obteve maior índice de satisfação na região Nordeste foi a Companhia Energética do Ceará (Coelce), com Iasc de 78,98. O índice médio regional foi de 66,89. A concessionária distribui energia elétrica para cerca de 2,6 milhões unidades consumidoras em 184 municípios do Ceará. A região Nordeste abrange 11 distribuidoras de energia.

Prêmio Iasc Região Centro-Oeste

(Acima de 30 mil unidades consumidoras)

A vencedora do prêmio Iasc na região Centro-Oeste foi a CEB Distribuição S/A, empresa responsável pelo atendimento de xx mil unidades consumidoras no Distrito Federal. O índice da empresa foi 70,33. O índice médio da região Centro-Oeste foi 64,25. O grupo é formado por quatro concessionárias que atendem unidades consumidoras na região.

Prêmio Iasc Região Sul

(Acima de 400 mil unidades consumidoras)

A empresa premiada nesta categoria foi Celesc Distribuição S/A (Celesc), com Iasc de 75,98. O índice médio regional foi de 71,27. A concessionária atende 2,2 milhões de unidades consumidoras em 260 municípios em Santa Catarina e um no Paraná. Esse grupo engloba cinco concessionárias que atendem mais de 400 mil unidades consumidoras na região Sul.

Prêmio Iasc Região Sudeste

(Acima de 400 mil unidades consumidoras)

A vencedora do Prêmio Iasc na Região Sudeste foi a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo). A concessionária atende 5,8 milhões de unidades consumidoras em 24 municípios da região metropolitana de São Paulo. O Iasc da empresa ficou em 71,51. A média da Região nesta categoria foi de 67,54. Esse grupo engloba as nove concessionárias que atendem mais de 400 mil unidades consumidoras na Região.

Prêmio Iasc Regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste

(Até 30 mil unidades consumidoras)

A empresa Hidroelétrica Panambi S/A (Hidropan), a concessionária mais bem avaliada pelos consumidores em 2009, também levou o prêmio nesta categoria com índice de 84,46. A média do grupo foi 75,36. A empresa fornece energia para cerca de 14,2 mil unidades consumidoras nos municípios gaúchos Panambi e Condor. O grupo reúne as 12 distribuidoras dessas três regiões que atendem mercado de até 30 mil unidades consumidoras.

Prêmio Iasc Regiões Sul/Sudeste

(Acima de 30 mil e até 400 mil unidades consumidoras)

A vencedora deste grupo foi a distribuidora Companhia Luz e Força Mococa (CLFM), que atende 38,5 mil unidades consumidoras em um município em São Paulo (Mococa) e três municípios em Minas Gerais. A empresa obteve índice de 77,26. A média do grupo foi de 67,39. Este grupo abriga as 14 concessionárias com áreas de concessão localizadas nas duas regiões, e que atendem entre 30 mil e 400 mil unidades consumidoras.

A Correção do Fator de Potência em Redes com Harmônicas

A correção do fator de potência em redes com alto conteúdo harmônico, ou seja, com nível elevado deformações nas formas de onda da tensão e/ou corrente, apresenta uma complexidade maior em razão da possibilidade de interação entre os bancos de capacitores e as formas de onda harmônicas em um fenômeno denominado ressonância eletromagnética, o qual potencializa os surtos de corrente e de tensão no circuito. Como procuramos explicar em nossa última postagem, as formas de onda harmônicas apresentam freqüências múltiplas da freqüência fundamental e são resultado da presença das chamadas cargas não-lineares nas instalações. Porém, na prática, apenas uma única forma de onda distorcida é observada.

As cargas não-lineares são classificadas em três categorias de acordo com a natureza da deformação verificada, como segue:

a) Categoria 1 – Nesta categoria encontram-se os equipamentos com característica operativa de arcos voltaicos, tais como: fornos elétricos à arco, máquinas de solda, lâmpadas de descarga, entre outros. A natureza da deformação da forma de onda da corrente é resultado da não-linearidade do arco voltaico.

b) Categoria 2 - Nesta categoria encontram-se os equipamentos de núcleo magnético saturado, tais como: reatores e transformadores de núcleo saturados. A natureza da deformação da corrente é oriunda da não-linearidade do circuito magnético.

c) Categoria 3 - Nesta categoria encontram-se os equipamentos eletrônicos, tais como: inversores, retificadores, UPS, televisores, microondas, computadores e outros. A natureza da deformação da corrente é oriunda da não linearidade dos componentes eletrônicos.

A presença da distorção harmônica em uma instalação elétrica resulta no aparecimento de uma componente de 3ª dimensão provocada pela potência aparente necessária para sustentar a distorção da freqüência fundamental (60 Hz), alterando o triângulo de potências convencional. O fator de potência real deve, portanto, levar em consideração o ângulo entre a corrente e a tensão, os ângulos de defasagem de cada componente harmônica e a potência reativa necessária para produzi-las. Assim, o fator de potência real será sempre inferior ao fator de potência oriundo da simples relação dada pelo triângulo de potências bidimensional. As figuras abaixo apresentam cada uma das situações.

a) Triângulo de Potências Convencional

b) Paralepípedo de Potências

No triângulo de potências, o fator de potência considera apenas o ângulo de defasamento das formas de onda de tensão e corrente na freqüência fundamental e, em regime permanente senoidal, é compreendido como o percentual da potência disponibilizada pela concessionária (potência aparente) que é convertida em trabalho (potência ativa). No paralepípedo de potências, o fator de potência considera a taxa de distorção harmônica total (DHT), passando sua expressão a ser: FP = 1/[(1+DHT)^(1/2)] , sendo: DHT = [(G2^2+G3^2+...+Gn^2)^(1/2)]/G1, onde G é o valor eficaz de cada componente harmônica da tensão ou da corrente.

Entenda o que são harmônicos: uma explicação simplificada

A distribuição de energia elétrica através dos circuitos se dá, no Brasil, em corrente alternada à freqüência de 60 Hertz. A corrente é dita alternada porque ora os elétrons, pequenas partículas de carga negativa que orbitam em torno do núcleo dos átomos do elemento condutor, são impelidos a fluir, de um átomo a outro, em uma determinada direção e no instante seguinte na direção oposta. Complementarmente, a taxa de alternância do sentido do fluxo dos elétrons no meio condutor é denominada freqüência e quando se diz que esta é de 60 Hertz, ou seja, de 60 ciclos/segundo, significa que a corrente elétrica alterna sua direção 60 vezes a cada segundo.

Sabendo-se disto, pode-se representar graficamente este movimento dos elétrons através de uma função senoidal, onde a curva da tensão é dada pela diferença de potencial entre dois pontos distintos do meio condutor a cada instante e a curva da corrente é dada pela carga que atravessa uma seção transversal do meio condutor em cada instante e em cada direção do fluxo, como representado na figura abaixo:

O exemplo acima representa uma situação ideal, onde as formas de onda da tensão e da corrente não sofrem deformações em razão da utilização de equipamentos eletrônicos como conversores, inversores de freqüência, reatores eletrônicos e máquinas de solda. Nos casos reais, onde os equipamentos citados podem estar presentes, as formas de onda são distorcidas, passando a apresentar característica não-senoidal.

O teorema de Fourier estabelece que cada forma de onda não-senoidal pode ser decomposta em diversas formas de onda de característica senoidal, partindo-se de uma componente fundamental à freqüência de 60 Hertz e outras tantas componentes à freqüências múltiplas de 60 Hertz, que somadas resultam na forma de onda distorcida observada. A figura abaixo apresenta tal decomposição.

Recebem o nome de harmônicos as formas de onda de freqüência igual aos múltiplos da freqüência fundamental de 60 Hertz. A ordem harmônica de cada componente será o número do múltiplo da freqüência fundamental. Assim, a 3ª harmônica é a componente de freqüência igual a 180 Hertz e, dessa forma, sucessivamente. Quando a forma de onda distorcida é a da tensão, diz-se distorção harmônica de tensão e de forma similar ocorre quando a onda distorcida é a da corrente.

Altos níveis de distorção harmônica numa instalação elétrica podem causar problemas para as redes de distribuição das concessionárias e para a própria instalação, assim como para os equipamentos ali instalados. O aumento de tensão na rede causado pela distorção harmônica acelera a fadiga dos motores e as isolações de fios e cabos, o que pode ocasionar queimas, falhas e desligamentos. Adicionalmente, as harmônicas aumentam o valor médio quadrático da corrente elétrica verificada (devido à ressonância série), causando elevação nas temperaturas de operação de diversos equipamentos e diminuição de sua vida útil.

Onde e Como Corrigir o Baixo Fator de Potência

A forma mais econômica e racional de se obter a energia reativa necessária à adequada operação dos equipamentos elétricos presentes na unidade consumidora é a instalação de capacitores próximos a estes equipamentos. A instalação dos capacitores, porém, deve ser precedida de algumas medidas operacionais que levem à diminuição da necessidade de consumo da energia reativa pelas instalações, tais como: o desligamento de motores e outras cargas indutivas ociosas ou superdimensionadas.


A correção do fator de potência apresenta diversas vantagens técnicas, além da questão financeira relacionada às penalizações aplicadas pela concessionária, a saber: a melhoria do nível interno de tensão, com a redução da queda de tensão nos circuitos da unidade consumidora proporcionada pela eliminação ou redução da componente reativa da corrente elétrica, a liberação de capacidade do sistema elétrico interno para a alimentação de novas cargas sem a necessidade de investimentos em ampliações, a redução da possibilidade de falhas ou curto-circuitos em razão do sobreaquecimento de emendas e conexões, dentre outras.

Existem cinco maneiras diferentes de se implementar a correção do fator de potência na unidade consumidora, em termos de seu local de instalação:

a) Compensação individual de cargas: é efetuada instalando os capacitores junto ao equipamento cujo fator de potência se pretende melhorar. Do ponto de vista técnico, é a melhor solução, apresentando as seguintes vantagens:

• Redução das perdas elétricas em todo o sistema elétrico da instalação;

• Diminuição da carga nos circuitos de alimentação dos equipamentos;

• Melhora dos níveis internos de tensão de toda a instalação;

• Pode-se utilizar um sistema único de acionamento para a carga e o capacitor, economizando-se um equipamento de manobra;

• Gera energia reativa apenas onde é necessário.

b) Compensação por grupo de cargas: o banco de capacitores é instalado junto ao quadro de distribuição de forma a compensar um setor ou um conjunto de máquinas. Opção recomendada para a compensação de motores com potência nominal inferior a 10 CV. Como vantagem tem-se que a potência reativa necessária será menor que no caso da compensação individual e sua desvantagem reside no fato de não proporcionar uma diminuição da corrente elétrica nos circuitos de alimentação individual de cada equipamento compensado.

c) Compensação geral: o banco de capacitores é instalado na saída do transformador ou do quadro de distribuição geral, se a instalação for alimentada em baixa tensão. Como vantagem a este tipo de instalação tem-se que os capacitores instalados são mais utilizados, é um sistema de fácil supervisão que permite o controle automático e requer instalações adicionais relativamente simples. A principal desvantagem é não proporcionar um alívio sensível dos alimentadores de cada equipamento compensado.

d) Compensação na entrada da energia em média tensão: corrige o fator de potência visto pela concessionária, permanecendo internamente todos os inconvenientes citados pelo baixo fator de potência, sem mencionar no custo mais elevado em razão do nível tensão de operação do banco de capacitores.

e) Compensação mista: sob a ótica da “Conservação de Energia”, considerando os aspectos técnicos, práticos e financeiros, torna-se a melhor solução.

Por fim, para iniciar um projeto de correção do fator de potência, o profissional técnico habilitado deverá, inicialmente, interpretar e analisar os parâmetros elétricos das instalações através das medições efetuadas, no caso de empresas em operação, ou através dos parâmetros elétricos presumidos, quando ainda em fase de projeto. Deverá, ainda, ter em mãos e interpretar as especificações técnicas de todos os materiais que serão empregados na execução do projeto.

Mercado Livre: O que devo saber?

Recentemente, tenho sido procurado por algumas empresas interessadas em contratar o fornecimento de energia elétrica com outros agentes do setor elétrico, sempre com a promessa do vendedor de condições econômicas extremamente favoráveis para os seus negócios. Entretanto, na maior parte das vezes, as informações prestadas estão truncadas, ora pela incapacidade do cliente de compreender com clareza aquilo que lhe é dito, ora pela omissão do vendedor no detalhamento das reais condições inerentes ao negócio proposto. Em síntese, para um consumidor, existem apenas duas formas de contratar seu fornecimento de energia elétrica no âmbito do Mercado Livre. A primeira forma, como Consumidor Livre, requer que a unidade consumidora possua uma demanda contratada igual ou superior a 3000 kW e seja atendida em nível de tensão igual ou superior a 69 kV, para o caso das instalações energizadas antes de 7 de julho de 1995. Caso as instalações tenham sido energizadas após esta data, basta possuir uma demanda contratada de 3000 kW, tornando-se irrelevante o nível de tensão de fornecimento. A outra forma, como Consumidor Especial, requer que a unidade consumidora possua uma demanda contratada igual ou superior a 500 kW e contrate o fornecimento de energia elétrica de que necessita junto a um agente de geração que produza energia elétrica a partir de uma fonte alternativa* . Nesta segunda forma enquadram-se, ainda, o conjunto de unidades consumidoras que, pertencentes a uma mesma organização ou situadas em áreas adjacentes umas às outras, totalizar a demanda contratada de 500 kW, desde que contrate em bloco o fornecimento de energia elétrica com agente de geração a partir de fonte alternativa.

Em ambos os casos, o consumidor interessado deve estar ciente de que permanecerá sendo cliente da concessionária de distribuição ou transmissão local, devendo contratar junto a esta o transporte da energia na forma de um montante de uso do sistema de distribuição ou transmissão, ou seja, onde antes havia apenas um contrato de fornecimento de energia elétrica com a concessionária, agora haverá um contrato de compra e venda de energia entre o agente fornecedor e o consumidor e um contrato de uso do sistema de distribuição entre este último e a concessionária de distribuição ou transmissão local. A contratação do uso do sistema de distribuição obedece à mesma lógica da opção tarifária horo-sazonal Azul, com a contratação de um valor de demanda a ser utilizado no horário de ponta e outro valor para o horário fora de ponta. Apenas a faixa de tolerância para a ultrapassagem do valor contratado de demanda é diferente, sendo reduzido de 10% para 5% no caso das instalações atendidas em nível de tensão inferior a 69 kV. Já as regras tarifárias no caso do uso do sistema de transmissão são totalmente diferentes.

Um cuidado que o consumidor interessado no Mercado Livre deve ter é com as garantias e flexibilidades oferecidas pelo seu novo fornecedor de energia elétrica. É importante que essa energia possua lastro em capacidade de geração firme e que o agente gerador faça parte do Mecanismo de Relocação da Energia – MRE** . Também o nível de exposição ao risco e a possibilidade de sazonalização do contrato de energia devem ser avaliados com critério pelo interessado, pois, se antes o consumo era faturado pela concessionária com base no montante efetivamente medido nas instalações do consumidor, nos contratos de energia no âmbito do Mercado Livre o consumidor deverá estabelecer montantes fixos mensais de consumo que se não realizados ou se ultrapassados gerarão perdas financeiras ou penalidades contratuais. Por outro lado, o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE sofre variações que vão de um valor base de R$ 16,31/ MWh, nos meses em que não há despacho de geração termelétrica pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, a R$ 633,37/ MWh, no período em que for despachada a usina termelétrica mais cara do Sistema Interligado Nacional – SIN. Nestes momentos, estar com as suas necessidades de consumo contratadas aquém do necessário torna-se um sério risco de inviabilidade econômica para a organização.

A contratação do fornecimento de energia elétrica no âmbito do Mercado Livre requer, ainda, que o interessado possua cadastro de agente junto à CCEE e arque com os custos adicionais de adequação do seu sistema de medição ao padrão requerido. Recomenda-se, também, que o consumidor livre ou especial treine ou contrate um técnico com experiência e conhecimento nas regras do Mercado Livre para monitorar e planejar as suas necessidades e prestar as informações e esclarecimentos necessários às entidades de regulação e controle do setor. Mesmo nesta hipótese, o consumidor não ficará livre de contratar um agente comercializador para operacionalizar suas tratativas no Mercado Livre.

Por fim, caso o consumidor não deseje surpresas acerca do cumprimento das cláusulas contratuais acordadas com seu novo fornecedor de energia elétrica no Mercado Livre, é de bom alvitre que busque contratar suas necessidades com empresas pertencentes a grandes grupos com história no setor elétrico e, preferencialmente, com atuação nos segmentos de geração e de distribuição de energia elétrica.

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* São classificadas como fontes alternativas: a geração termelétrica a partir de biomassa, a geração eólica, solar e hidrelétrica quando a potência instalada do empreendimento for igual ou inferior a 30 MW.

** O MRE fornece a garantia da entrega da energia elétrica contratada ao consumidor na hipótese da paralisação da geração do agente contratado, uma vez que outro agente estará cobrindo a deficiência de geração do agente contratado.

Entendendo o Papel da Concessionária de Distribuição de Energia Elétrica

A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica é realizada por meio de uma concessão pública adjudicada pelo Poder Concedente através de um procedimento licitatório. Na concessão, toda a infraestrutura existente é de propriedade da União, cabendo à concessionária a administração dos ativos e a prestação dos serviços associados, segundo as regras legais vigentes. Fazendo-se uma analogia com um condomínio, é como se a concessionária representasse o papel de um síndico profissional. Assim, todas as despesas necessárias ao funcionamento do condomínio são rateadas entre os condôminos, cabendo ao síndico uma remuneração fixa por seus serviços. Como forma de potencializar os resultados e a eficiência administrativa, bem como assegurar a mínima tarifa pelos serviços prestados, o contrato de concessão estabelece metas e índices a serem cumpridos pela concessionária e, em caso de seu descumprimento, esta sofrerá sanções e perdas de receita que reduzirão o valor de sua remuneração. Em outras palavras, caso a concessionária cumpra com todas as suas obrigações e atenda aos índices estabelecidos pelo Poder Concedente, esta receberá, no máximo, um percentual líquido fixo, estabelecido no contrato de concessão, sobre os investimentos diretos na concessão realizados com capital próprio. Quando o oposto ocorre, este valor é sistematicamente reduzido, podendo, inclusive, tornar-se negativo.

Com o advento da lei 10.848, de 15 de março de 2004, o setor elétrico sofreu uma drástica reformulação, tornando obrigatória a desverticalização das atividades em relação à distribuição de energia elétrica. Ou seja, as concessionárias de distribuição de energia elétrica foram proibidas de exercer atividades estranhas ao seu objeto-fim, qual seja a distribuição da energia. Assim, atividades de exploração dos serviços de geração e de transmissão de energia elétrica, antigamente realizadas a partir de uma mesma pessoa jurídica comum à exploração do serviço de distribuição, tiveram que ser desmembradas da concessionária de distribuição e novas empresas tiveram que ser criadas para abarcar tais atividades. Dessa forma, ainda que os grupos controladores possuam investimentos em geração e transmissão de energia elétrica, as empresas de distribuição não são proprietárias dessas instalações e, tampouco, estão autorizadas a explorá-las.

Outro ponto de difícil compreensão pelos consumidores refere-se ao fato de que, mesmo quando a concessão é explorada por uma empresa privada, a natureza do serviço é pública e, por esta razão, a concessionária encontra-se, no exercício de suas atividades, presa à doutrina jurídica do Direito Público, a qual estabelece que o ato que não se encontra formalmente e literalmente permitido em lei é definitivamente proibido. Esta doutrina confronta-se radicalmente com a doutrina do Direito Privado aplicável às demais empresas, onde o que não é formalmente e literalmente proibido em lei é definitivamente permitido, razão esta da confusão de muitos consumidores acerca dos limites e flexibilidades de uma concessionária de distribuição de energia elétrica.

Nos anos de experiência atendendo grandes empresas, por diversas vezes deparei-me com situações em que o consumidor desejava argumentar e negociar com a concessionária sob a ótica da doutrina do Direito Privado, desconhecendo totalmente seus direitos e obrigações. Não precisa muita imaginação para concluir que tais negociações resultaram em expectativas frustradas e na sensação, por parte do consumidor, de arbitrariedade cometida pela concessionária. Por outro lado, as empresas que compreenderam as limitações legais da concessionária e exploraram-na corretamente com base no que a legislação permite ou exige, lograram grande êxito em suas tratativas, sem maiores desgastes, ganhando celeridade em seu atendimento.

A conclusão que fica, portanto, é conheça seus direitos e deveres, bem como as limitações legais e obrigações da concessionária sobre determinado assunto antes de buscar confrontá-la. Neste ponto, torna-se imprescindível contar com o auxílio de técnicos capazes que dominem o assunto, inclusive no âmbito da legislação aplicável, para assessorá-lo nas negociações junto à concessionária.

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SISTEMA DE GERENCIAMENTO DA ENERGIA: A GESTÃO DO DESEMPENHO ENERGÉTICO

O Desempenho Energético é um termo amplo que abrange a eficiência energética, a intensidade energética*, o consumo energético, bem como a forma de utilização de qualquer tipo específico de energia em uma determinada atividade. Como qualquer sistema de gestão, a implantação de um sistema de gerenciamento da energia visa, como principal resultado, alcançar níveis superiores de desempenho na utilização das diversas formas de energia pela organização. Assim, a premissa básica desse sistema de gestão é a revisão sistemática e periódica dos diversos processos sob a luz dos procedimentos estabelecidos, de sorte a tornar possível identificar as oportunidades de melhoria, bem como viabilizar a sua implantação. A freqüência, a extensão e o prazo dos processos de melhoria contínua deverão ser estabelecidos pela organização de acordo com as suas necessidades e circunstâncias econômicas.

O início do processo de implantação do sistema de gerenciamento da energia requer a definição de uma política energética apropriada pela organização e a identificação das diversas formas de energia utilizadas no desenvolvimento de suas atividades e dos requisitos legais aplicáveis, aos quais a organização deverá compulsoriamente ou voluntariamente atender. Requer, ainda, a identificação das prioridades a serem observadas e dos objetivos de desempenho energético a serem alcançados. Uma estrutura relevante de gestão e acompanhamento e um programa de implantação da política energética deverão ser estabelecidos, de forma a assegurar o cumprimento dos objetivos e o alcance das metas traçadas. Por fim, ações de planejamento, controle, monitoramento e auditoria, acompanhadas das ações corretivas e preventivas necessárias deverão ser incentivadas e facilitadas pela organização, a fim de assegurar que a política energética e o sistema de gerenciamento da energia são e permanecem sendo apropriados à sua realidade empresarial. Dentro dessa lógica, a organização deve buscar identificar e selecionar as áreas relacionadas com a utilização da energia que deverão ser gerenciadas, de acordo com a política energética e objetivos estabelecidos, selecionando as técnicas e métodos adequados de gerenciamento, aplicáveis a cada caso.

Como pode ser observado, a implantação de um sistema de gerenciamento da energia requer o comprometimento da alta direção da organização, mas, também, dos diversos níveis hierárquicos que compõem seus quadros. Ao primeiro grupo caberá definir os objetivos e metas a serem alcançados pela organização em termos de desempenho energético, fornecendo, ainda, uma visão corporativa que permitirá uma implantação bem sucedida do sistema de gerenciamento da energia. Os demais níveis participarão da operacionalização da política energética, da identificação das necessidades diárias, da proposição de melhorias nos processos, enfim, serão a mola mestra do funcionamento de todo o programa.

A principal questão relacionada ao sucesso da implantação do sistema de gerenciamento da energia está na compreensão, por todos os níveis da organização, que esta iniciativa resultará, em última análise, em ganhos financeiros para a empresa, pois aumentará a sua competitividade ao reduzir custos produtivos desnecessários. Porém, outros ganhos colaterais também serão obtidos, estes relacionados à sustentabilidade econômica e ambiental do negócio, sem falar na redução de investimentos na ampliação incessante da infraestrutura necessária à distribuição de determinados insumos energéticos, tais como: eletricidade, gás natural, dentre vários outros.

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* A Intensidade Energética é definida como sendo o quociente entre a energia utilizada e a riqueza gerada em determinada atividade. Para fins de comparação, cada fonte energética é convertida para uma base comum dada em toneladas equivalentes de petróleo ou TEP. O TEP corresponde a um hipotético combustível que liberta na sua combustão um calor que corresponde a 41,9 GJ/ton.

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PRINCIPAIS CAUSAS E INCONVENIENTES DO BAIXO FATOR DE POTÊNCIA

O responsável pela unidade consumidora deve ser capaz de identificar as principais causas para o baixo fator de potência verificado em suas instalações e atuar com o auxílio de profissionais técnicos legalmente capacitados na sua correção. São elas:

•  A presença de motores de indução e/ou transformadores de potência operando à vazio ou com pouca carga;
• O sobredimensionamento de equipamentos de comportamento indutivo nas instalações;
• A presença das chamadas cargas “não-lineares” com alto conteúdo harmônico, tais como: retificadores e inversores de freqüência sem filtros de linha; 
• A utilização de fornos à arco ou de fornos de indução, máquinas de tratamento térmico, máquinas de solda;
• Sistemas de iluminação de ambientes com o emprego de reatores de baixo fator de potência; e
• O nível de tensão de alimentação acima do valor nominal do circuito, elevando o consumo de energia reativa dos equipamentos indutivos;

 Os principais inconvenientes observados em um sistema elétrico operando em condições de baixo fator de potência são:

•  A aplicação de penalidades via conta de energia em razão do baixo fator de potência;
• A necessidade de sobredimensionamento dos condutores dos circuitos de distribuição de energia elétrica e dos equipamentos de manobra e proteção das instalações;
• A elevação do consumo de energia elétrica verificado nas instalações em razão do acréscimo nas perdas elétricas causado pelo efeito Joule (sobreaquecimento dos circuitos condutores e conexões);
• A redução da vida útil dos equipamentos de manobra e de proteção e demais equipamentos elétricos;
• A elevação das quedas de tensão e do nível das flutuações de tensão nos circuitos de distribuição da energia elétrica no interior das instalações;
• A limitação da capacidade dos transformadores de limitação;

 Como já dissemos em outras publicações, a correção do fator de potência se faz com a instalação de bancos de capacitores próximos às cargas que apresentam um consumo de energia reativa superior ao desejável, para a geração local da energia reativa excedente requerida. Entretanto, cuidado deve ser tomado na operação destes bancos de capacitores, uma vez que a regra de tarifação e, portanto, de aplicação das penalidades pelo baixo fator de potência é invertida no período horário diário entre as 00:00 horas e as 06:00 horas da manhã. Neste período, a geração local de energia reativa na unidade consumidora não é desejável sob a ótica da operação interligada do sistema elétrico nacional, posto que uma grande parte da carga indutiva presente no sistema encontra-se desligada neste período e as linhas de transmissão apresentam uma característica intrínseca capacitiva que deve ser compensada. Atenção deve ser dada, ainda, na instalação de bancos de capacitores em locais em que há a presença de cargas não-lineares, haja vista o elevado conteúdo harmônico presente e a possibilidade de interação indesejável desses equipamentos e os capacitores, resultando em um fenômeno chamado ressonância eletromagnética que potencializa surtos de corrente e de tensão, reduzindo a vida útil dos equipamentos e provocando a sua queima.

AS PENALIZAÇÕES PELO BAIXO FATOR DE POTÊNCIA

Não é incomum o consumidor de energia elétrica deparar-se com a cobrança de penalidades pelo elevado consumo de energia reativa nas suas instalações, onerando desnecessariamente seus custos. Normalmente, esta penalidade vem discriminada como UFER – Unidade de Faturamento de Energia Reativa Excedente e UFDR – Unidade de Faturamento de Demanda Reativa Excedente e pode passar completamente desapercebida caso a pessoa responsável pelo pagamento da conta de energia não seja capaz de compreender a razão da aplicação desta multa.


Primeiramente, cabe esclarecer alguns conceitos. Da energia ou capacidade elétrica disponibilizada pela concessionária ao consumidor, uma parte é transformada em outro tipo de energia (calor, frio, luz, movimento, etc.) e utilizada diretamente no seu processo produtivo. A outra parte é gasta na criação dos campos magnéticos necessários ao funcionamento de motores, transformadores e outras cargas de natureza indutiva, ou seja, que funcionam a partir da indução de corrente elétrica entre enrolamentos fisicamente separados. A parcela da energia que é transformada em outras formas de energia, segundo os conceitos da Física, realiza “trabalho” e, portanto, recebe a denominação de “útil” ou “ativa”, enquanto a outra parcela, dispendida na reação entre campos eletromagnéticos no interior dos equipamentos, não realiza “trabalho” e recebe a denominação “reativa”. Assim, considerando que apenas uma parcela da energia elétrica disponibilizada pela concessionária realmente realiza trabalho, diz-se que essa energia é “aparente”. Fazendo-se uma analogia com um copo de chopp, a capacidade elétrica disponibilizada pela concessionária seria representada pelo recipiente, o copo, ou seja, a energia aparente. A espuma uma característica intrínseca do produto, até mesmo desejável em uma pequena quantidade, representaria a parcela da energia reativa. Já o líquido amarelo, que satisfará o bebedor, dar-lhe-á prazer e matará a sua sede, representa a energia útil ou ativa. O quociente entre a parcela da energia que realiza trabalho e a energia total disponibilizada pela concessionária é definido como “Fator de Potência”. Em outras palavras, o Fator de Potência nos dá uma medida da eficiência com que a energia elétrica é utilizada nas instalações da unidade consumidora.

A legislação atual estabelece que o Fator de Potência mínimo a ser verificado em base horária ou mensal, dependendo do contrato com a concessionária, é 0,92. Melhor dizendo, no mínimo 92% da energia entregue pela concessionária deve realizar trabalho, sobrando apenas 8% para ser consumida na criação de campos magnéticos nas cargas instaladas na unidade consumidora. Todas as vezes que o nível de consumo de energia elétrica reativa se torna superior a 8%, o consumidor é penalizado com a cobrança de uma multa calculada segundo regras próprias do setor elétrico.

A solução para o problema é facilmente obtida com a geração local da energia reativa necessária ao funcionamento das cargas indutivas presentes na instalação, através da colocação de bancos de capacitores próximos às cargas que serão compensadas e após a medição da concessionária.

Como qualquer projeto, a correção do Fator de Potência deve ser conduzida com o auxílio de um profissional técnico devidamente capacitado que deverá assegurar a instalação correta dos capacitores, dentro das normas e padrões técnicos vigentes. Para os consumidores preocupados com o assunto, esclarecemos que a correção do Fator de Potência apresenta um custo relativamente baixo se comparado com a aplicação sistemática e mensal de multas pelo consumo de energia reativa excedente nas instalações pela concessionária.

AS PENALIZAÇÕES PELO BAIXO FATOR DE POTÊNCIA

PLANEJANDO A IMPLANTAÇÃO DE UM NOVO EMPREENDIMENTO

Um equívoco comum no planejamento da implantação de um novo empreendimento é esquecer-se ou deixar para o último momento a análise das alternativas técnicas para o fornecimento de energia elétrica à instalação. Normalmente, o investidor preocupa-se com a escolha do terreno, com a logística de distribuição de produtos e de recebimento de matérias-prima, com a obtenção das licenças e alvarás necessários ao funcionamento da empresa, com o planejamento e viabilidade econômica do negócio, com a aquisição das máquinas e contratação de pessoal e, até mesmo, com a infraestrutura de abastecimento de água e esgoto. Mas, a infraestrutura necessária ao fornecimento de energia elétrica fica esquecida até que, no último momento, um iluminado se pergunta: - Como vou ligar minhas máquinas?

A população, em geral, raciocina que, já que existe a rede de distribuição passando em frente à edificação, para obter energia elétrica basta ligar um “cabinho” na rede. Ledo engano. A energia elétrica não é pacotinho de leite na prateleira de um supermercado onde se tira um e vem outro para o lugar. Exige planejamento de médio e longo prazo por parte dos agentes que atuam no setor elétrico para disponibilizá-la ao consumidor dentro dos níveis de qualidade estabelecidos na legislação pertinente. E, assim, muitas vezes o empreendimento fica pronto, o investidor ansioso por iniciar a recuperação do seu investimento, mas é obrigado a aguardar a conclusão de obras de reforço e extensão no sistema de distribuição por parte da concessionária que podem durar vários meses. Quando falamos de instalações já atendidas que sofreram ampliações e incrementos em suas cargas instaladas, essa espera pode vir, ainda, acompanhada da cobrança de pesadas multas em razão do aumento de carga à revelia da concessionária, da desobrigação desta em assegurar os níveis legais de conformidade e continuidade em seu fornecimento e, até mesmo, do risco de suspensão sumária do atendimento às instalações do investidor em razão de eventual perturbação causada na prestação de serviços pela concessionária a terceiros.

Por estas razões, é imprescindível que o empreendedor informe a concessionária de distribuição acessada das suas necessidades no tocante ao fornecimento de energia elétrica às suas instalações, com a máxima antecedência possível, dentro do nível de detalhamento e conforme padrões requeridos por esta.

Outro ponto que o consumidor deve ter em mente é qual será o nível da tensão de fornecimento, pois quanto maior for, maior será o custo das no sistema de distribuição e o prazo para a sua conclusão. A resolução normativa ANEEL no. 456, de 29 de novembro de 2000, que trata das condições gerais de fornecimento de energia elétrica, nos dá uma boa idéia. Instalações com carga instalada igual ou inferior a 75 kW são atendidas em tensões secundárias de distribuição (usualmente, 127/220 Volts). Acima deste valor, a instalação será atendida em tensão primária de distribuição (superior a 2.300 Volts). Porém, quando a capacidade a ser disponibilizada ao consumidor na rede da concessionária for superior a 2.500 kW, o fornecimento de energia elétrica à sua instalação será em nível de tensão de subtransmissão, ou seja, em tensões de 69.000 Volts ou superiores.

Portanto, o empreendedor deve estar preparado para absorver no planejamento econômico de seu negócio os investimentos necessários à adequação de suas instalações à solução de fornecimento apresentada pela concessionária, contemplando, ainda, a eventual necessidade de contra-partida financeira na implementação desta solução, bem como prever no seu cronograma de implantação os prazos necessários à conclusão das obras sob responsabilidade da concessionária. Tomando-se estes cuidados, não haverá surpresas desagradáveis para o consumidor.

O GERENCIAMENTO DOS SISTEMAS DE ENERGIA: A ISO 50001

As aulas de economia nos ensinam: “os recursos são sempre escassos”, sejam estes renováveis ou não. No nosso planeta os seres humanos já somam mais de 6 bilhões de indivíduos a exaurir os seus recursos minerais, vegetais e animais. O chamado “efeito estufa” ou “aquecimento global”, resultado dos gases provenientes da queima de combustíveis fósseis e das atividades econômicas de nossas maiores indústrias, já mostra a sua cara, alterando o clima em todos os continentes. Quem da minha geração imaginou que algum dia veríamos furacões extra-tropicais na região sul do país? Também o ciclo das chuvas se modificou e áreas antes com precipitações regulares e temperaturas amenas, agora são bombardeadas por tempestades de raios e ventos ou experimentam períodos prolongados de seca. Não é preciso ser um especialista em metereologia para concluir que algo necessita ser mudado, não podemos continuar a desperdiçar nossos recursos. Temos que encontrar maneiras de produzirmos mais com a mesma quantidade de insumos, senão com menos. Desta premissa depende o futuro econômico das empresas e, por conseguinte, da raça humana.

Sob essa ótica, grupos de técnicos de vários países têm buscado novas soluções, criando leis e normas técnicas e regulamentadoras que visam coibir práticas nefastas à sustentabilidade dos negócios. Neste sentido, encontra-se em discussão no âmbito da ISO (the International Organization for Standardization) a elaboração da norma ISO 50001 – Gerenciamento dos Sistemas de Energia. De maneira análoga às normas ISO 9001 e 14001, que versam sobre a Gestão pela Qualidade e a Gestão do Meio Ambiente, respectivamente, a norma ISO 50001 buscará através do comprometimento de toda a organização a sensibilização e a implantação de um sistema de gestão dos sistemas de energia presentes na empresa que permita otimizá-los de maneira contínua, avaliando seu desempenho e a eficiência de sua utilização.

No Brasil, a Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT tem participado intensamente das discussões nos fóruns internacionais e pretende disponibilizar uma versão da norma ajustada à nossa realidade tão logo esta seja concluída. Em um futuro próximo, as empresas preocupadas com a sustentabilidade de suas atividades e com os impactos que estas causam no planeta disporão de uma nova orientação que lhes auxiliará a planejar, implementar, operar e controlar a utilização dos seus sistemas de energia de forma coesa e comprometida por toda a organização. Quanto às demais empresas, esperamos que, nos moldes do que foi observado após o lançamento das normas ISO 9001 e 14001, o ganhos de produtividade e competitividade de seus concorrentes que optaram por aplicar a ISO 50001, bem como o desenvolvimento de uma percepção diferenciada no seu mercado, leve-as, também, a adotar esta nova norma.

COMO DETERMINAR A MELHOR ALTERNATIVA TARIFÁRIA?

Uma das principais causas para a cobrança de valores elevados na conta de energia elétrica é a contratação da alternativa tarifária inadequada para a atividade desenvolvida pelo consumidor. Como a maior parte das empresas não dispõe de profissionais técnicos especialistas no assunto, contratando-os apenas pontualmente para os serviços de que necessitam, sem se preocupar, portanto, com a gestão eficiente dos insumos energéticos em sua instalação após a implementação de seu projeto, é comum observar empresas com valores de contas de energia elétrica totalmente fora da realidade de sua atividade econômica, o que, por vezes, pode vir a inviabilizar economicamente o seu negócio. Atenção e cuidado são, assim, requeridos na gestão do fornecimento de energia elétrica, pois cada opção tarifária obedece uma lógica específica e, dessa forma, é mais ou menos indicada para uma determinada atividade ou processo produtivo.

Os consumidores de energia elétrica são classificados em dois grandes grupos, de acordo com o seu nível de tensão de fornecimento. Assim, as instalações atendidas em tensões inferiores a 2.300 Volts (127/220 ou 220/380 Volts), também denominada “baixa tensão”, pertencem ao Grupo B, enquanto que aquelas com nível de tensão igual ou superior a 2.300 Volts pertencem ao Grupo A. No Grupo A, existe ainda diferenciação no preço e nas opções tarifárias por patamar de nível de tensão. A tabela abaixo discrimina os subgrupos por patamares de tensão.

No Grupo B, as opções de tarifas de fornecimento apresentam apenas uma componente de cobrança que incide sobre o consumo de energia elétrica apurado em cada ciclo de faturamento e, por esta razão, é dito se tratar de uma tarifa monômia. O enquadramento da instalação em um determinado subgrupo tarifário do Grupo B dependerá da atividade econômica desenvolvida na instalação ou da sua condição social. Assim, uma empresa que exerça atividade comercial ou industrial ficará sempre no subgrupo B3-Demais Classes. A tabela seguinte apresenta os subgrupos por atividade.

Já no Grupo A, as opções tarifárias são binômias, pois apresentam duas componentes de cobrança, uma incidindo sobre o consumo de energia elétrica realizado em determinado período e a outra sobre a capacidade do sistema de distribuição que foi colocada à disposição do consumidor neste mesmo período, esta última denominada “DEMANDA”. Fazendo uma analogia com o abastecimento de água, é como se a empresa de abastecimento “alugasse” uma caixa d’água com a capacidade adequada às necessidades do consumidor e, também, lhe fornecesse a água consumida. Assim, a caixa d’água representaria a DEMANDA e a água consumida representaria o CONSUMO no fornecimento de energia elétrica, cada componente com seu preço específico.

Em razão da forma de cobrança binômia, existe uma grande dificuldade dos consumidores em geral de compreender adequadamente as características das opções tarifárias do Grupo A, sendo estas:

• TARIFA CONVENCIONAL: opção disponível para os subgrupos A4 e A3a no caso das instalações com demanda inferior a 300 kW. Por não existir diferenciação no preço da DEMANDA ou do CONSUMO em razão do período diário de utilização, é recomendável para aquelas instalações onde o período de maior utilização da energia elétrica se dê exatamente no horário de ponta*, tais como: motéis, supermercados, postos de combustível, estações de bombeamento d’água, instalações de metrô, condomínios residenciais, etc.;

• TARIFA HORO-SAZONAL VERDE: opção disponível para os subgrupos A4 e A3a, independentemente da demanda contratada. Existe diferenciação de preço em razão do período diário e anual de utilização apenas para o CONSUMO, a DEMANDA possui um único preço. Como a diferenciação dos preços do CONSUMO em razão do período diário segue uma proporção de dez para um do horário de ponta para o restante do dia, esta opção é recomendada para o consumidor que exerce sua atividade apenas no horário comercial ou que é capaz de paralisar ou reduzir substancialmente seu consumo de energia elétrica no período do horário de ponta, tais como: indústrias com turno central, instalações com geração própria de energia elétrica, etc.

• TARIFA HORO-SAZONAL AZUL: opção disponível para todo o Grupo A, sendo a única opção disponível para os subgrupos A3 e A2. A diferenciação de preço em razão do período diário ocorre tanto para a DEMANDA, quanto para o CONSUMO. Neste último, existe ainda diferenciação de preço para o período do ano. As características desta tarifa tornam-na mais interessante para as instalações que possuam processos produtivos que não possam ser paralisados e que, durante o horário de ponta, consigam uma estabilidade na utilização da energia elétrica superior a 70% em relação à demanda contratada, como é o caso das indústrias de cimento, cerâmica, vidro, etc., todas dotadas de grandes fornos elétricos que não podem ser desligados.

Por fim, existem algumas instalações do Grupo A que podem optar pelas tarifas do Grupo B em seu faturamento, são elas:

• As instalações que possuem potência transformadora instalada igual ou inferior a 112,5 kVA;

• As instalações que explorem serviços de hotelaria ou pousada em áreas oficialmente reconhecidas como estância balneária, climática ou turística;

• As instalações permanentemente dedicadas à prática de atividades esportivas ou parques de exposição agropecuária, onde a carga instalada para iluminação corresponda pelo menos à 2/3 da carga instalada total.

Nestes casos, a tarifa do Grupo B será recomendável quando a demanda de utilização do sistema de distribuição for inferior a 30 kW, quando, em razão da sazonalidade de geração de receitas pela instalação, houver interesse em compatibilizar períodos de maior receita com o maior valor da conta de energia e vice-versa, ou quando o período de maior utilização da energia elétrica se der, exatamente, no horário de ponta.

Obviamente, a melhor opção tarifária será aquela que, observadas as características supracitadas, resultar em uma menor estimativa de despesa para o consumidor após uma análise técnica e financeira de curto e médio prazo, posto que, uma vez realizada a opção, o consumidor não poderá alterá-la antes de 12 meses.

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* Horário de ponta é o período composto de 3 horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos, feriados nacionais, sexta-feira da Paixão e terça-feira de Carnaval, definido pela concessionária considerando as características do seu sistema elétrico.