ACOMPANHAMENTO E ANÁLISE DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA PERMITE AVALIAR: condições gerais de utilização de energia elétrica da unidade consumidora, apresentando possibilidades de aumentar a racionalidade do uso; se o contrato de fornecimento está adequado às necessidades da empresa; condições operacionais; enquadramento tarifário. Estabelecer índices de consumo (kWh por peça ou metro do produto ou litro ou kg) Monitoramento do consumo deve-se

- é a utilização da potência num dado intervalo de tempo Demanda (kW) Definições e Conceitos Importantes 1 Energia (kWh) - é a utilização da potência num dado intervalo de tempo Demanda (kW) - é a potência média durante um interv. tempo, no Brasil = 15 min. (potência - é a capacidade de trabalho na unidade de tempo) Consumo (kWh) Demanda = Intervalo de Tempo (h) Demanda Média (kW) - é a relação entre a energia elétrica consumida num certo período de tempo, em kWh e o número de horas do mesmo período

Curva de Carga e Demanda

- é a demanda de maior valor verificada durante certo período. 2 Demanda Máxima - é a demanda de maior valor verificada durante certo período. Demanda Registrada 1mês = 730 horas = 2920 intervalos (15 min) - a máxima das demandas medidas, durante o período 1 mês considerado pela Concessionária de Energia (Copel). Demanda Contratada - é o valor de demanda pela qual a Concessionária se compromete, por meio de um contrato, colocar à disposição do consumidor pelo tempo que vigora o mesmo.

Demanda Faturada Comparar a demanda registrada no mês com demanda contratada Escolher sempre o maior valor

FATOR DE CARGA É um dos índices que nos permite analisar a utilização racional de energia. Este índice se destaca pela sua aplicabil./ a todos setores de serviço: industrial, comercial ou prestação de serviço. Fc = Demanda média Demanda max. medida Fc = Energia (kWh) / nº horas do período(h) Demanda max. medida (kW) kWh kW x t Fc = Fator de carga mais usado é o mensal

INFLUÊNCIA DO FATOR DE CARGA NA CONTA DE ENERGIA ELÉTRICA ex. Fatura de Energia - consumidor grupo A - tarifa convencional - sem impostos R$ = Tc x kWh + Td x kW = custo consumo demanda tarifa de consumo tarifa de demanda Custo em função do Fator de Carga Custo = R$ = Tc + Td kWh kWh Fc x 730 - mantendo consumo constante - quanto maior FC menor custo de energia

MEDIDAS PARA MELHORAR O FATOR DE CARGA 1 - Conservar atual consumo (kWh) e reduzir demanda 1.1 - Fazer levantamento da carga instalada. 1.2 - Selecionar cargas que possam ser operadas fora do período demanda max. 1.3 - Reprogramar novo período funcion/ das cargas passíveis de deslocamento. Estas cargas ñ. podem afetar processo normal de produção. 1.4 - Evite partida simultânea de motores. 1.5 - Evite ocorrência de curto-circuitos e correntes de fuga. 1.6 - Proteção adequada e manutenção perio/ 2 - Conservar a demanda (kW) e aumentar o consumo de energia (kWh) 2.1 - consumo, produção

LEVANTAMENTO E REPROGRAMAÇÃO DAS CARGAS INSTALADAS

CURVA DE CARGA

GRUPO DE CONSUMIDORES Grupo A - atend. alta tensão ( ≥2,3 kV ) Grupo B - atend. baixo tensão ( < 2,3 kV ) SUBGRUPOS Alta tensão A1- 230 kV ou mais A2 - 88 kV a 138 kV A3 - 68 kV A3a - 30 a 44 kV A4 - 2,3 a 25 kV AS - subterrâneo Baixa tensão B1 - Residencial B1 - Residencial baixa renda B2 - Rural B3 - Nem residencial nem rural B4 - Iluminação pública

Tensão de Fornecimento Fonte: Sória, 2012

DEFINIÇÕES Postos Tarifários Ponta 3 horas consecutivas a escolher – Resol. 456 COPEL 18 às 20h59min Fora de Ponta horas complementares às anteriores; acrescido dos sábados, domingos e feriados oficiais.

Modalidades Tarifárias Horárias Finalidades: deslocar cargas para os períodos do dia em que o sistema tenha maior disponibilidade; Objetivos: para o Sistema Elétrico: utilização mais racional de energia melhoria do Fator de Carga postergação de investimentos atender mais consumidores com a mesma capacidade. para o consumidor: redução de despesas com energia Fonte: Sória, 2012

Grupo A ENQUADRAMENTO TARIFÁRIO 230 kV 138 kV 69 kV 34 kV 13,8 kV As HA HV 300kW Tensão de Fornecimento 30kW H H A V HAzul Con ven cio nal depende da demanda obrigatório DEMANDA H H A V

EXERCICÍOS 01- Um consumidor, com demanda de 200 kW, atendido em 69 kV: R. 02 - Um consumidor, com demanda de 150 kW, ligado pela rede subterrânea, e optante pelo faturamento no Grupo A: 03 - Um consumidor, com demanda de 320 kW, e fornecimento em 34,5 kV:

TOLERÂNCIA DE ULTRAPASSAGEM Tensão de fornecimento 69 kV 34,5 13,8 As 5% Tarifas de Ultrapassagem São as tarifas aplicadas à parcela da demanda medida que superar o valor da demanda contratada, respeitados os respectivos limites de tolerância.

CONTRATACAO DE DEMANDA Modalidades Tarifárias Convencional e Horárias Verde e Azul Grupo A – valor mínimo contratável de demanda = 30 kW contrato entre consumidor e concessionária contrato vigência de 1 ano (ou 24 meses quando necessitar de investimento por parte da concessionária) redução da demanda contratada: demanda FP e demanda P concessionárias em geral – 180 dias (Resol. 414) Copel – 90 dias (vedada + de 1 redução em 12meses) aumento da demanda contratada: imediato se houver disponível período de teste - 3 meses (3 ciclos medidos)

PERÍODO DE TESTE A distribuidora deve aplicar o período de testes, com duração de 3 (três) ciclos consecutivos e completos de faturamento, com o propósito de permitir a adequação da demanda contratada e a escolha da modalidade tarifária, nas situações seguintes: início do fornecimento; mudança para faturamento aplicável a unidades consumidoras do grupo A, cuja opção anterior tenha sido por faturamento do grupo B; migração para tarifa horária azul; e acréscimo de demanda, quando maior que 5% (cinco por cento) da contratada.

ALTERACAO DE MODALIDADE TARIFARIA a pedido do consumidor, desde que a alteração precedente tenha sido anterior aos 12 (doze) últimos ciclos de faturamento; ou a pedido do consumidor, desde que o pedido seja apresentado em até 3 (três) ciclos completos de faturamento posteriores à revisão tarifária da distribuidora; quando ocorrer alteração na demanda contratada ou na tensão de fornecimento que impliquem em novo enquadramento tarifário.

Modalidade Tarifária Convencional Cálculo de Tarifas Modalidade Tarifária Convencional grupo A = Importe da tarifa convencional = Consumo em kWh = Tarifa de consumo em R$/kWh = Demanda em kW = Tarifa de demanda em R$/kW ( sem impostos )

tarifas com o mesmo preço, independentes do instante utilizado; tarifas “A4” c/ taxas: ICMS + PIS/PASEP + COFINS; aplicação: proibida para tensão maior ou igual a 69 kV; proibida para demandas maiores ou igual a 300 kW; opcional para demandas menores que 300 kW. Sistema bom para consumidores que utilizam a energia elétrica de uma forma mais acentuada (regular), e que não possam reduzir carga em horário de ponta.

Modalidade Tarifária Horária Verde grupo A = Importe de tarifa verde = Demanda registrada em kW = Tarifa de demanda verde em R$/kW = Consumo de energia registrado no horário de ponta em kWh = Tarifa de consumo no horário de ponta verde em R$/kWh = Consumo de energia registrado no horário fora de ponta em kWh = Tarifa de consumo no horário de fora de ponta em R$/kWh

1 tarifa de demanda, independente do momento em que for utilizada. 2 tarifas de consumo diferenciadas em função do posto tarifário em que for utilizada (Ponta (P); Fora Ponta (FP)); 1 tarifa de demanda, independente do momento em que for utilizada. tarifas “A4” c/ taxas: ICMS + PIS/PASEP + COFINS Consumo: Ponta Fora de Ponta Demanda

aplicação: proibida para tensão maior ou igual a 69 kV; opcional para demandas > = que 30 kW; bom para consumidores que utilizam energia de forma acentuada, que possam reduzir carga nos postos tarifários de ponta e que tenham Fcp baixo* Fcp = ConsP / (DemP x 65)

Modalidade Tarifária Horária Azul – grupo A = Demanda e consumo no horário ponta = Importe da tarifa azul = Tarifa de demanda e consumo no horário de ponta da tarifa azul e e = Demanda e consumo no horário fora de ponta e = Tarifa de demanda e consumo no horário fora de ponta e

2 tarifas de consumo diferenciadas em função do posto tarifário em que for utilizada (Ponta (P); Fora Ponta (FP)); 2 tarifas de demanda, diferenciadas em do posto tarifário (ponta e fora da ponta) tarifas “A4” c/ taxas: ICMS + PIS/PASEP + COFINS; Consumo Ponta Fora de Ponta. Demanda: Ponta; Fora da Ponta.

aplicação: obrigatória para tensão maior ou igual a 69 kV; opcional para demandas > = que 30 kW; bom para consumidores que utilizam energia de forma acentuada, que possam reduzir carga nos postos tarifários de ponta e que tenham Fcp elevado *

Demandas a serem faturadas tolerância de ultrapassagens: 5 % da demanda contratada demanda contratada > demanda medida faturar demanda medida com tarifas normais + diferença (contratada – medida) com tarifas s/ ICMS, mas com COFINS e PIS/PASEP demanda medida > demanda contratada dentro da tolerância faturar demanda medida com tarifas normais e com todos os impostos ultrapassando a tolerância faturar a demanda medida com tarifas normais + faturar a diferença (dm - dc), com tarifas de ultrapassagem (2 x mais caras) e com todos os impostos.

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

para conhecimento A aplicação das bandeiras é realizada conforme os valores do Custo Marginal de Operação (CMO) e do Encargo de Serviço de Sistema por Segurança Energética (ESS_SE) de cada subsistema. O Custo Marginal de Operação (CMO) equivale ao preço de unidade de energia produzida para atender a um acréscimo de demanda de carga no sistema, uma elevação deste custo indica que a geração de energia elétrica está mais custosa. Um CMO elevado pode indicar níveis baixos de armazenamento de água nos reservatórios das hidrelétricas e condições hidrometeorológicas desfavoráveis, isto é, poucas chuvas nas bacias dos rios. O CMO também é impactado pela previsão de consumo de energia, de forma que um aumento de consumo, em decorrência, por exemplo, de um aumento da temperatura, poderá elevar o CMO. Quando isso acontece, as usinas termelétricas entram em operação para compensar a falta de água dos reservatórios das usinas hidrelétricas ou o aumento de consumo e, assim, preservar a capacidade de geração de energia dessas hidrelétricas nos meses seguintes.

Já os Encargos de Serviço do Sistema (ESS) são aqueles decorrentes da manutenção da confiabilidade e da estabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN). Os custos de ESS por segurança energética advêm da solicitação de despacho do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para realizar geração fora da ordem de mérito de custo, ou seja, despachar geração mais custosa (térmicas), visando garantir a futura segurança do suprimento energético nacional. Juntos, o CMO e o ESS_SE determinam a bandeira a ser adotada em cada mês, por subsistema: Bandeira verde: CMO + ESS_SE menor que R$ 100,00/MWh (cem reais por megawatt-hora); Bandeira amarela: CMO + ESS_SE igual ou superior a R$ 100,00/MWh e inferior a R$ 200,00/MWh; Bandeira vermelha: CMO + ESS_SE igual ou superior a R$ 200,00/MWh.

Uma vez por mês, o ONS calcula o CMO nas reuniões do Programa Mensal de Operação (PMO) - quando também é decidido se haverá ou não a operação das usinas termelétricas e o custo associado a essa geração. Após cada reunião, com base nas informações do ONS, a ANEEL aciona a bandeira tarifária vigente no mês seguinte.