Relatório de Análise das Contribuições

Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL
RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À CONSULTA PÚBLICA Nº 009/2011
NOTA TÉCNICA Nº 0153/2013-SRD/ANEEL, DE 20/06/2013 – ANEXO 1
PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES
I.
Contribuições às perguntas
1. Baixa Tensão
1.1. Quais níveis de tensão BT devem ser os padronizados? Favor justificar.
Agente
ABINEE
ELEKTRO
Contribuição
A ANEEL deve obrigar o cumprimento do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, que estabelece as seguintes tensões nominais padronizadas
para baixa tensão: distribuição secundária em redes públicas: 380/220 V e 220/127 V, em redes trifásicas; 440/220 V e 254/127 V, em redes monofásicas.
O cenário atual, ou seja, a falta de padronização das tensões secundárias de distribuição de energia elétrica, provoca um aumento no custo dos
equipamentos, pois estes devem atender a diferentes gamas de tensões nas diferentes regiões do País, com repercussões na eficiência energética e na
redução da vida útil dos mesmos.
A Elektro entende que a padronização das tensões deve ser analisada visando adequação das tensões de funcionamento dos equipamentos consumidores
de energia elétrica.
No caso da Elektro, aproximadamente 80% dos atendimentos realizados para novas unidades consumidoras beneficiadas pelo Programa Luz para Todos,
foram realizados utilizando tensão 115/230V e, caso tenhamos necessidade de alteração da tensão no sistema em baixa tensão o volume de obras
requerer obras em circuitos em média tensão em trechos rurais de grande extensão, apenas para regularizar alguns consumidores em baixa tensão.
Consumidores estes que, em pouquissimas situações, registraram manisfestação referente a problemas em equipamentos em função da inadequação da
tensão nominal de fornecimento com relação à tensão nominal dos equipamentos.
Sendo assim, não consideremos viavel a decisão de efetuar a padronização, consideramos sim que é importante não ser permitido o uso de novos níveis
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de tensão em BT.
Por fim, corroborando o entendimento da ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidoresde Energia Elétrica, concluímos que não foram identificadas
motivações que justificassem a alocação de investimentos nesta finalidade, de modo que a contribuição da Elektro objetiva a manutenção das tensões de
fornecimento outrora padronizadas e, requer, inclusive, que sejam acrescentadas as tensões atualmente utilizadas, com o propósito de tornar a referida
padronização mais abrangente levando se em consideração as especificidades regionais, com vistas a aproveitar os recursos técnicos, equipamentos
existentes e evitar qualquer impacto referente à troca/adequação de equipamentos/redes particulares nas unidades consumidoras e, sobretudo, a mitigação
do impacto tarifário.
No entendimento do Grupo CPFL Energia, a restrição dos níveis de tensão BT, somente para as relações citadas no Decreto nº 97.280, trariam impactos
significativos, tanto técnicos como financeiros, no que tange a adequação das instalações das distribuidoras, refletindo de forma onerosa aos seus
consumidores.
CPFL
Neoenergia
LIGHT
Além da manutenção dos níveis de tensão BT propostos, poderia ser padronizado também, o nível de tensão 230/115 V, por estar presente, não só nas
distribuidoras do Grupo CPFL Energia, mas também em boa parte das concessionárias de energia do país, como pode ser verificado por meio da Nota
Técnica n° 0075/2011-SRD/ANEEL.
Devem ser padronizadas 380/220 e 220/127 volts, em redes trifásicas; 440/220, 254/127 e 230/115 Volts em redes monofásicas.
A tensão de 230/115 Volts em redes monofásicas não causa prejuízos aos consumidores, pois essas tensões estão dentro da faixa de operação dos seus
equipamentos, sendo de grande utilidade e de baixo custo na área rural.
Entendemos que as tensões secundárias a serem padronizadas devem ser 380V/220V trifásica
e 220V/127V trifásica. No caso da tensão monofásica, sugerimos a padronização da tensão
230/115V já que os equipamentos dos consumidores seriam menos prejudicados em termos
de redução de desempenho e de vida útil, quando comparada as tensões de 254/127V e
440V/220V padronizadas pelo Decreto nº 97.280, de 1988.
Além disso, há que se considerar ainda, no caso das tensões monofásicas, o mencionado na
letra “f” do item 10 - Conclusões do Anexo III da Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de
21/12/2011.
10. CONCLUSÕES
(...)
f) A certificação compulsória de aparelhos eletrodomésticos e similares, instituída
pela Portaria INMETRO no 371, estabelece a necessidade de atendimento aos
requisitos da norma ABNT NBR NM 60335-1 ou IEC 60335-1 – Requisitos Gerais, e
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AES Brasil
das normas de requisitos particulares da série ABNT NBR NM 60335-2-X ou IEC
60335-2-X aplicáveis aos produtos, as quais determinam que a tensão nominal não
deve ser superior a 250 V, para aparelhos monofásicos, e 480 V para outros
aparelhos. Em virtude deste limite superior as tensões nominais de 440 V / 277 V e
440 V / 254 V se mostram inadequadas para utilização pelas distribuidoras.
(...)
R: A AES Brasil entende que restringir o sistema de distribuição de energia
elétrica somente aos níveis de tensão de 220V/127V, 380V/220V,
254V/127V, 440V/220V, padronizados pelo Decreto nº 97.280/88, causará
consideráveis impactos técnicos e financeiros para adequação das redes de
distribuição e das instalações dos consumidores, onerando expressivamente
a tarifa das distribuidoras.
Corroborando o entendimento da ABRADEE – Associação Brasileira de
Distribuidores de Energia Elétrica, concluímos que não foram identificadas
motivações que justificassem a alocação de investimentos nesta finalidade,
de modo que a contribuição da AES Brasil objetiva a manutenção das
tensões de fornecimento outrora padronizadas e, requer, inclusive, que sejam
acrescentadas as tensões atualmente utilizadas, com o propósito de tornar a
referida padronização mais abrangente levando-se em consideração as
especificidades regionais, com vistas a aproveitar os recursos técnicos,
equipamentos existentes e evitar qualquer impacto referente à
troca/adequação de equipamentos/redes particulares nas unidades
consumidoras e, sobretudo, a mitigação do impacto tarifário.
Seguem abaixo informações e justificativas para os níveis de tensão que a
AES Brasil classifica como necessários para operação do seu sistema, e,
portanto, entende ser passíveis de inclusão e exclusão aos constantes do art.
47 do Decreto nº 41.019/57 e que foram alterados pelos Decretos nº
73.080/73 e nº 97.280/88.
a) Proposta de inserção de níveis de tensão na “padronização”
208 V / 120 V – Sistema Subterrâneo
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Justificativa: A configuração do sistema de distribuição subterrâneo
localizado na área central da AES Eletropaulo possui transformadores
cujas tensões no secundário são de 208V (fase e fase) e 120V (fase e
neutro).
Tais transformadores, em sua maioria, não possuem TAPs que permitam
a adequação para a tensão de 220V/127V. Deste modo, a restrição aos
níveis estabelecidos no Decreto nº 97.280/88 implicará na adequação de
todo o sistema de distribuição subterrâneo da empresa e,
necessariamente, na substituição de aproximadamente 2.400
transformadores (potência total aproximada de 1.400 MVA).
Importante observar que a configuração da rede de distribuição
subterrânea da AES Eletropaulo tem características semelhantes ao
modelo americano e, foi implantado há quase 100 (cem) anos. A não
inserção deste nível de tensão na padronização estabelecida no referido
Decreto implicará na construção de nova rede de distribuição subterrânea,
requerendo nova infraestrutura civil, acarretando transtornos para a
população do município de São Paulo (pedestres, motoristas, lojistas,
etc...), ocasionadas pelas intervenções no espaço público, além de
impactar significativamente a qualidade da prestação de serviço, oriunda
dos sucessivos desligamentos para a adequação das redes elétricas.
230V/115V - Sistema Delta com Neutro
Justificativa: A configuração do sistema aéreo na área da concessão da
AES Eletropaulo possui transformadores cujas tensões no secundário são
de 230V (fase e fase) e 115V (fase e neutro). Deste modo, a restrição aos
níveis estabelecidos no Decreto implicará na substituição de
aproximadamente 94.000 (noventa e quatro mil) transformadores
(potência total aproximada de 7.500 MVA). É importante observar que
este nível de tensão está presente em aproximadamente 62% de todo o
parque de transformadores da AES Eletropaulo.
Adicionalmente, esclarecemos que o sistema elétrico de distribuição de
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energia da AES Eletropaulo foi implantado muito antes da publicação do
Decreto nº 97.280/88 e, naturalmente, constituído em grande parte por
transformadores monofásicos, alimentando redes com 3 (três) e 4(quatro)
fios, em tensão nominal de 230V/115V. Em tal configuração, os
transformadores existentes não possuem TAPs que permitam a
adequação à tensão de 220V/127V, o que torna dificultoso e
antieconômico a exclusão de tal nível de tensão visando a efetiva
aplicação do Decreto. Ademais, é importante ressaltar que a adequação
não está fadada somente à rede elétrica da distribuidora, devendo ainda
ser extrapolada às redes e instalações internas das unidades
consumidoras.
A seguir são apresentados os tipos de sistema de distribuição em Baixa
Tensão adotados para obtenção de cada uma das tensões nominais
utilizadas na área de concessão da AES Eletropaulo.
É válido salientar que, conforme exposto na Nota Técnica nº. 075/2011 –
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CEMIG
EDP
SRD/ANEEL a conversão das redes contempladas no presente tópico
para a tensão de redes monofásica padronizada pelo Decreto nº,
92.280/88 (254V/127V) pode não ser adequada para a ligação da maioria
dos equipamentos eletroeletrônicos utilizados no país, que em sua
maioria, estão especificados para operar numa faixa regulada de tensão
de 100 a 240 V.
b) Proposta de exclusão de níveis de tensão na “padronização”
440/254 V – Sistema Subterrâneo
Justificativa: A AES Eletropaulo considera factível a extinção do nível de
tensão de 440V/254 V, porém sua efetiva extinção deve estar
consubstanciada à conversão das redes para o nível de tensão de
380V/220V, em tempo exequível, de modo a mitigar os impactos tarifários
para os consumidores, e aqueles necessários à adequação das
instalações internas das unidades consumidoras.
Cemig: este é um problema complexo e de difícil resposta, pois envolve análise
sistêmica acurada e muitas vezes pontual, como é o caso da Cemig D, que possui
Redes Monofásicas em 240/120 V, com cerca de 609.000 transformadores
monofásicos.
Vale ressaltar que não existe comprovação de que a possível troca/padronização
deste nível de tensão acarretará melhorias visíveis no funcionamento da maioria dos
aparelhos elétricos que possuem ótimo desempenho na faixa de tensão 240/120V.
Portanto, devida à quantidade de transformadores monofásicos e equipamentos
associados, entende-se que não é oportuna a eliminação desta tensão, sugerindo que
a mesma seja oficialmente padronizada.
É evidente que a padronização das tensões deve ser analisada
conjuntamente com a adequação das tensões de funcionamento dos
equipamentos consumidores de energia elétrica.
No entanto, não temos registros de estudos suficientemente conclusivos
sobre a eventual alegação de prejuízos ao consumidor por conta de
tensões não caracterizadas como padronizadas. Pelo contrário, são
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poucos os registros que dispomos de manifestação do consumidor
referentes a problemas em equipamentos em função da inadequação da
tensão nominal de fornecimento com relação à tensão nominal dos
equipamentos.
Sendo assim, consideramos imprudente uma eventual decisão de
promover a transformação dos sistemas de distribuição em baixa tensão
para as tensões atualmente consideradas como padronizadas.
De qualquer maneira, para nosso caso de tensão 240/120 V monofásico,
entendemos que o desvio com relação aos valores padronizados é irrisório
e a repercussão resultante de uma eventual alteração em massa de todo
o sistema de distribuição nesta tensão é impactante. Portanto,
consideramos que a tensão 240/120 V deveria ser padronizada.
Especial atenção deve ser dada também para aquelas unidades
consumidoras beneficiadas pelo Programa Luz para Todos. Neste caso,
uma eventual alteração da tensão no sistema em baixa tensão pode
requerer obras em circuitos em média tensão em trechos rurais de grande
extensão, apenas para regularizar alguns consumidores em baixa tensão.
Por fim, a análise de impacto na vida útil dos equipamentos em baixa
tensão, comumente evocada por conta da diferença entre a tensão
nominal do equipamento com relação à de fornecimento, não considera
a alteração da vida útil decorrente da obsolescência tecnológica do
mesmo. Em outras palavras, para muitos equipamentos, uma eventual
perda da vida útil “técnica” tem efeito nulo quando se encurta a vida útil
“tecnológica”, resultado de um novo equipamento adquirido pelo
consumidor. Uma evidência deste fato é o crescimento do descarte de
equipamentos em plenas condições de uso. Neste caso, o prejuízo de
inadequação da tensão de fornecimento é nulo.
1.2. A tensão padronizada em BT deve ser a mesma em todo território nacional? Favor justificar.
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Agente
ABINEE
Contribuição
Propomos padronizar a tensão secundária de distribuição, no Brasil, nos próximos 10 (dez) anos, ou seja, em 220 V (tanto nas redes monofásicas como
trifásicas).
Entendemos que, em razão da evolução tecnológica dos produtos e dos sistemas elétricos de distribuição de energia, bem como do monitoramento,
associados a emergente missão dos fabricantes e fornecedores por ganhos de eficiência energética, a tensão secundária de 220 V deveria ser a única
tensão secundária padronizada em baixa tensão, estabelecendo-se para isto um prazo de até 10 (dez) anos para as distribuidoras de energia elétrica e os
fabricantes de produtos se adequarem.
A padronização em uma única tensão de 220 V, por parte dos consumidores, evita a situação comum em que produtos fabricados para tensões em torno
de 127 V inadvertidamente sejam ligados em tomadas com tensão de 220 V, provocando a queima destes produtos.
Nas linhas de distribuição de energia teríamos redução no diâmetro dos condutores, com consequente economia da material prima cobre, diminuindo o
volume de importações deste material e melhorando o déficit na balança comercial brasileira.
Com a padronização em uma única tensão de 220 V, melhoram-se as barreiras comerciais e permite-se maior economia de escala na fabricação dos
produtos, refletindo na redução de custos.
Uma única tensão acarretará também uma otimização dos processos produtivos e dos estoques de produtos, facilitando a gestão e reduzindo o custo de
toda a cadeia de distribuição logística desde a fabricação de equipamentos e produtos até o consumidor final.
ELEKTRO
Em razão dos argumentos descritos na resposta da pergunta 1.1, consideramos imprudente uma eventual decisão de promover a transformação dos
sistemas de distribuição em baixa tensão para somente um valor padronizado.
CPFL
O Grupo CPFL entende que não. A padronização dos níveis de tensão BT, em todo território nacional, seja necessária, porém de forma mais abrangente e
sempre considerando as características de cada região do país.
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LIGHT
Seria desejável, pois a padronização da tensão em nível nacional propicia a redução dos custos
de equipamentos/materiais para construção de redes e de aparelhos eletroeletrônicos, já que
acaba com a necessidade de se projetar dispositivos para diversos níveis de tensão e com a
barreira técnica ao comércio desses produtos.
AES Brasil
R: Entende-se que deve existir padronização para os níveis de tensão BT em
todo território nacional, porém, com faixas mais abrangentes, visando sua
adequação às questões regionais.
CEMIG
Cemig: poder-se-ia afirmar que uma rede padronizada seria ideal, sob vários aspectos,
inclusive alguns identificados e apontados na NT 075/2011. Porém, mais uma vez, tal
medida deve ser cercada de cuidados devido aos impactos de sua implementação,
incluindo entre outros, o mais significativo, qual seja, os custos envolvidos.
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EDP
Atualmente não temos informações suficientes para concluir se a tensão
deveria ser a mesma em todo o Brasil. Mas é evidente que deve ser
considerado que muitos equipamentos atuais funcionam adequadamente
dentro de um espectro de tensão abrangente (conforme apresentado no
Anexo III da Nota Técnica 0075/2011-SRD/ANEEL), que permite a sua
utilização em várias tensões nominais, mesmo que não padronizadas.
Portanto, consideramos imprudente uma eventual decisão de promover a
transformação dos sistemas de distribuição em baixa tensão para somente
um valor padronizado.
1.3. Quais os impactos da falta de padronização das tensões (principalmente em BT) para os consumidores? Há dados confiáveis acerca
dos prejuízos relativos à redução da vida útil, queima de equipamentos, mau funcionamento e ineficiência energética oriundos da atual
configuração de tensões no país?
Agente
ABINEE
Contribuição
A falta de padronização, sem dúvida, proporciona alguns desconfortos nos usuários. Alguns equipamentos / produtos não tem o mesmo desempenho, pois
variações das tensões afeta o desempenho dos diferentes produtos. O consumidor, no geral, nem sempre percebe o fraco desempenho dos diferentes
equipamentos, percebendo somente com a diminuição da vida útil dos mesmos, onerando aos consumidores, pois não conseguem utilizar os produtos no
número de horas que informa o fabricante.
O problema é agravado quando um consumidor é obrigado a utilizar determinado equipamento ou produto em locais ou cidades diferentes. Devido as
diferentes tensões nas diferentes cidades e sem as devidas advertências, os usuários conectam indevidamente o equipamento / produto em tensões
diferentes da recomendada pelos fabricantes provocando a queima dos mesmos ou, na melhor hipótese, desempenho bem inferior, seja na área industrial,
comercial ou residencial onde, de fato, ocorre o uso de equipamentos e aparelhos por pessoas leigas na área de eletricidade.
Tal problemática não depende somente das soluções existentes oferecidas pelos fabricantes de aparelhos e de plugues/tomadas existentes. Na verdade é
um assunto muito antigo - os fabricantes de aparelhos e de produtos não se omitiram ao longo dos anos renovando seus produtos com aparelhos
conhecidos como sendo "bivolt" sendo que os produtos que funcionam nas tensões de 110V a 230 V são basicamente os produtos eletrônicos de áudio e
vídeo. Houve uma redução dos ligações indevidas com a evolução dos plugues e tomadas, com a padronização brasileira conforme a norma ABNT NBR
14.136.
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No entendimento do segmento eletroeletrônico, o próximo passo, sem dúvida nenhuma, é a unificação da tensão secundária de distribuição para 220 V, o
que permitirá mais vantagens aos consumidores.
Na ampla relação existente entre as distribuidoras do Grupo CPFL Energia e seus respectivos consumidores não há registros históricos que informem
desacordo ou prejuízos com a falta de padronização dos níveis de tensão BT.
CPFL
LIGHT
AES Brasil
CEMIG
Entretanto, desconhecemos estudos aprofundados na relação entre a padronização das tensões BT e a diminuição de vida útil dos equipamentos, bem
como de seu mau funcionamento e consequente queima.
Uso incorreto de aparelhos provoca a redução da vida útil e maior custo dos mesmos. Não
temos dados acerca dos prejuízos mencionados.
R: Julgamos que esta questão só poderá ser respondida adequadamente, a
partir da análise de dados dos fabricantes de equipamentos e dos institutos
que desenvolvem pesquisas e criam regulamentos técnicos em nível
nacional, os quais devem responder pela apresentação de esclarecimentos e
subsídios acerca dos equipamentos fabricados.
Por outro lado, nas análises dos pedidos de ressarcimento por danos
elétricos em aparelhos elétricos, efetuadas pelas distribuidoras (AES Sul e
AES Eletropaulo), verifica-se que, geralmente, a causa do dano está
diretamente relacionada com os eventos transitórios no sistema elétrico,
principalmente, descargas atmosféricas.
A título de ilustração, nos estudos realizados pela AES Eletropaulo em
conjunto USP -Universidade de São Paulo (Projeto – Metodologia para
Suporte à Análise de Pedidos de Indenização em Queimas de Aparelhos –
Setembro/2000), sobre situações em rede elétrica de distribuição que
possam causar condições de sobretensão em consumidores de baixa tensão,
referindo-se particularmente ao estudo de defeitos na rede secundária,
concluiu-se que em estações transformadoras em delta (fechado ou aberto),
mesmo os eventos de curtos-circuitos fase-neutro e dupla-fase-neutro foram
considerados de baixa probabilidade de ocorrência de dano elétrico.
Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma
resposta interessante e eficaz para os temas.
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EDP
Na experiência que temos junto aos nossos consumidores, não temos
registros significativos que demonstrem preocupação com relação a falta
de padronização das tensões em baixa tensão.
Com relação aos impactos relativos ao desempenho dos equipamentos,
cabe observar que os projetos de eficiência energética têm demonstrado
resultados positivos, apurados em conformidade com os critérios
estabelecidos pela própria ANEEL para medição e verificação da redução
do consumo de energia.
1.4. Quais os ganhos com eliminação de barreiras técnicas ao livre comércio de equipamentos eletroeletrônicos com a padronização
das tensões? Quais os valores de tensão padronizada (BT) apresentariam maiores ganhos dessa natureza?
Agente
ABINEE
CPFL
LIGHT
AES Brasil
Contribuição
A padronização em 220V elimina barreiras comerciai nas diferentes regiões do País, traz consigo ganhos de escala em função da otimização dos
processos produtivos. A tensão de 220 V é um padrão internacionalmente adotado em vários países.
Sem a barreira técnica relacionada à tensão, será facilitada aos consumidores a aquisição de equipamentos em um único valor de tensão. Isto também
repercutirá no preço dos aparelhos, ao passo que as lojas e os fabricantes manteriam estoques menores e ganhariam escala na fabricação de aparelhos.
Não há informações concretas que embasem uma resposta satisfatória a esta questão.
As tensões que hoje possuem maior participação deveriam ser preferidas. A eliminação de
barreiras técnicas proporcionaria certamente ganhos de natureza econômica para o país, mas
de difícil especificação. Talvez os produtos eletro-eletrônicos tivessem alguma redução de
custos de fabricação pela padronização em nível nacional.
R: As indústrias de equipamentos eletroeletrônicos, em geral, adotam
critérios de suportabilidade e suscetibilidade a danos elétricos mais
abrangentes do que os níveis de tensão padronizados, de modo a
produzirem seus equipamentos com a máxima eficiência nas tensões de
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operação e que atendam as diversas regiões do país. A eliminação de
barreiras ao livre comércio propicia a importação em quantidades cada vez
maiores de equipamentos, que em sua maioria, utilizam fontes reguladas de
tensão, especificadas para operar em diversas faixas não padronizadas.
Por outro lado, conforme já citado, no caso da tensão (fase e fase)
padronizada no Decreto em redes monofásicas (254V/127V), esta poderia
constituir uma barreira técnica ao livre comércio de equipamentos
eletroeletrônicos, pois, em sua maioria, operam em uma faixa de tensão de
alimentação limitada ao nível de 240V com pequena margem de tolerância.
CEMIG
Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma
resposta eficaz para os temas.
EDP
Não dispomos de informações para contribuir nesta questão.
1.5. Ainda no que tange à mensuração/quantificação, quais as melhores formas de avaliar os benefícios com: redução de perdas
técnicas pela padronização em um nível de tensão mais elevado; aumento de capacidade da rede e consequente postergação de
investimentos; e melhoria do nível de tensão?
Agente
ABINEE
Contribuição
Os produtos e sistemas padronizados com tensão de 220V são intrinsicamente mais econômicos, tanto no sentido de consumo de energia quanto no
sentido de fornecimento de energia.
Nessas condições, os produtos consomem menos energia e os sistemas de alimentação trabalham com maior equilíbrio e estabilidade funcional.
Devido ao valor da tensão ser 220V, a corrente elétrica nos diferentes circuitos da instalação elétrica será menor, se comparada com a tensão de 127V. Em
consequência, o dimensionamento dos fios e cabos poderá ser mais econômico, acarretando menor consumo de cobre nas instalações elétricas e a
diminuição dos montantes de importação desta matéria prima. É importante ressaltar que a redução do total da corrente elétrica pela instalação também
acarreta diminuição das perdas de energia pelo efeito Joule (aquecimento dos condutores quando da passagem da corrente elétrica).
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CPFL
Neoenergia
Com a elevação da tensão nominal que alimenta os consumidores conectados na BT e a consequente queda no carregamento dos circuitos, que terão os
valores da corrente elétrica diminuídos, a tendência é que haja um decréscimo, tanto na queda de tensão como nas perdas técnicas dos circuitos
secundários.
Mas na prática, apenas uma modelagem mais detalhada, das reais cargas existentes nas unidades consumidoras, sejam elas lineares ou não, poderia dar
um parecer, favorável ou não, à padronização das tensões BT.
A redução de perdas pode ser avaliada através de simulações do sistema elétrico para a condição atual e condição futura.
Nos estudos realizados para um horizonte de dez anos é calculada a redução das perdas técnicas ano a ano que como consequência ocasiona um ganho
de receita.
LIGHT
Através de estudos comparativos feitos por amostragem entre o cenário atual e um cenário
previsto após as padronizações definidas, utilizando dados reais de distribuidoras.
AES Brasil
R: Para que a questão apresentada seja adequadamente respondida,
julgamos serem necessários maiores esclarecimentos e subsídios que
poderão ser obtidos com a análise de dados de cada instalação que está
diferente do estabelecido no Decreto. Por exemplo, na AES Eletropaulo, o
sistema de distribuição em “delta” (230V/115V ) não apresenta significativos
ganhos pela redução da intensidade da corrente elétrica de circulação nos
condutores com a elevação da tensão (220V/127V), pois, este sistema já
opera com tensões próximas das faixas de tolerância permitidas para as
tensões padronizadas.
Por outro lado, cabe ressaltar que as perdas técnicas são intrínsecas aos
sistemas de distribuição e não estão restritas somente à questão da elevação
do nível de tensão, devendo ser considerados as diferentes capacidades dos
condutores, extensão das redes, tipos de carga, entre outros. Em muitas
situações não é possível determinar a exatidão dessas perdas, pois, os
sistemas contemplam uma grande quantidade de cargas não lineares e de
difícil modelagem.
CEMIG
Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma
resposta eficaz para os temas.
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EDP
Teoricamente, o aumento da tensão nominal que atende as unidades
consumidoras em baixa tensão tende a diminuir as perdas técnicas e a
queda de tensão em seus condutores, para o mesmo mercado atendido.
O efeito contrário ocorre nas perdas no ferro dos transformadores de
distribuição.
No entanto, a mensuração das perdas e da queda de tensão em redes
em baixa tensão e nos transformadores de distribuição não é um assunto
trivial. Primeiramente é necessário observar que a existência de cargas não
lineares no consumo e a característica elétrica, também não linear, das
redes elétricas, aliado ao fato do desconhecimento das cargas dentro das
unidades consumidoras, inviabilizam a perfeita modelagem e
caracterização matemática para o cálculo das perdas. Diversas
simplificações são necessárias, tais como o desacoplamento do
processamento com relação à rede em média tensão, linearização dos
parâmetros elétricos da rede e simplificação do modelo da carga. É
evidente que, a cada simplificação se perde a acuidade na
quantificação das perdas técnicas e da queda de tensão.
Neste caso, no entanto, é necessário considerar que, em geral, o custo da
redução das perdas não equivale ao custo de investimento. Ou seja, é
difícil viabilizar uma obra apenas por conta da diminuição das perdas e do
perfil de tensão.
Com relação à alegada postergação de investimentos, a análise deve
considerar um critério dinâmico e multi-estágio, uma vez que a
mensuração dos benefícios não é trivial. A evolução dinâmica da carga e
das opções de atendimento, com respectivos valores de investimento e de
operação diferenciados devem ser modelados e simulados num ambiente
de planejamento de médio e longo prazo. No entanto, neste caso,
entende-se não tratar de um estudo clássico de postergação de
investimentos, uma vez que o aumento da tensão necessariamente resulta
a partir de um plano de investimentos a priori. Portanto, a rigor, se trata de
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
um processo de antecipação de investimentos e não de postergação.
Há de se considerar também a legislação tarifária aplicável para a
constituição da Base de Remuneração Regulatória, em função dos valores
projetados, em particular, do carregamento das subestações. Ou seja, não
há garantia que a repotenciação das transformações seja plenamente
considerada na tarifa, conforme simulação apresentada, sendo necessário
avaliar o Índice de Aproveitamento de cada unidade para o período
regulatório projetado.
Por outro lado, há também alguns impactos negativos na elevação de
tensão. No caso das perdas, a elevação de tensão potencializa
estatisticamente o aumento das perdas por fugas de corrente elétrica.
Outro aspecto negativo é que o sistema elétrico e os equipamentos são
mais caros, por conta da necessidade de aumentar o nível de isolamento
das partes ativas. Outro aspecto importante é que o aumento da tensão
aumenta a gravidade dos acidentes por choque elétrico, agravando as
consequências ao ser humano nestes casos.
1.6. Além dos benefícios já explicitados na presente Nota Técnica, que benefícios adicionais podem ser esperados com a padronização
das tensões BT?
Agente
ABINEE
Contribuição
Principalmente haverá uma sensível diminuição das necessidades de logística para fabricação e distribuição dos produtos, gerando benefícios financeiros
para os consumidores e, também, podemos indicar que haverá um alinhamento tecnológico do país em relação aos países mais desenvolvidos.
CPFL
Não enxergamos benefícios adicionais aos já supracitados no documento em análise.
LIGHT
Os mais relevantes já foram mencionados: possível redução de custo de equipamentos de
distribuição e eletro-eletrônicos, melhor qualidade, menores perdas e maior flexibilidade
operativa.
16
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
AES Brasil
CEMIG
EDP
R: Não foram identificados estudos conclusivos sobre as vantagens de uma
padronização mais restrita das tensões utilizadas, ou, que demonstre
problemas com a utilização das tensões existentes que justificassem sua
eliminação.
Cemig: neste quesito, cabe ressaltar que a despeito dos benefícios apresentados, não
se tem evidencias concretas quanto aos ganhos citados no item 31 na presente NT.
Observa-se também, no caso da Cemig D, que embora tenham instalados
transformadores em tensão não padronizadas de acordo com o Decreto 97.280, de 16
de dezembro de 1988, em 240/120 V, internamente o sistema é padronizado, com
toda flexibilidade para trocas e substituições, etc.
Quanto aos possíveis outros benefícios, é necessária uma análise profunda
envolvendo os setores correlatos para identificar e quantificar estes novos benefícios.
Não identificamos outros benefícios além dos citados.
1.7. Quais os custos decorrentes de interrupções para realização dos serviços de troca do nível de tensão? Quais as formas, monetárias
ou não, de se quantificar esses problemas?
Agente
Contribuição
ABINEE
Temos percebido ações de âmbito nacional que mostram a capacidade do Brasil na expansão do fornecimento de energia elétrica com obras de
infraestrutura em consonância com os programas governamentais, como, por exemplo, o "Luz para Todos".
Uma sinalização do impacto está no âmbito do parque instalado de produtos e equipamentos em 127 V, mas que podem ser devidamente
administrados com soluções existentes no mercado nacional como, por exemplo, fazendo uso de transformadores redutores de tensão.
Em havendo a padronização em uma única tensão, como a sugestão de 220 V, haverá, em nosso entender, uma redução sensível na realização de
serviços por parte das concessionárias.
Os custos de decorrentes desta troca para atender aos diferentes níveis de tensão, bem como a repetitividade dos serviços a serem realizados, não
temos condições de quantificar, uma vez que se deve fazer um levantamento nas diferentes concessionárias, pois os custos econômicos e financeiros
deverão ser diferenciados.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Para quantificarmos os custos decorrentes de interrupções para realização dos serviços de troca do nível de tensão, seria necessário um estudo muito mais
abrangente e detalhado, o qual demandaria um elevado período de tempo, já havendo custos na relação homem/hora trabalhados.
CPFL
LIGHT
AES Brasil
Para o efetivo serviço de troca de equipamento, a mensuração pode ser muito complexa. Por exemplo, apesar de termos estimado o tempo de mão de obra
para a troca de um transformador, em se tratando de um alimentador MT urbano, enquanto todos os trafos desse alimentador não forem trocados ou
ajustados (em caso de tap) o sistema não poderia ser recomposto.
Energia não distribuída e eventual pagamento de compensação por violação dos limites dos
indicadores individuais.
As interrupções necessárias para realização dos serviços de troca do nível de tensão,
principalmente no nível de MT, onde o sistema tem menos redundância de alimentações aos
clientes, traz impactos significativos nos indicadores de continuidade. Estes custos podem ser
quantificados pela energia não distribuída e pelo eventual pagamento de compensação por
violação dos limites dos indicadores individuais.
Ainda há que se mencionar outras dificuldades relevantes, como:
· necessidade de intervenções no trânsito para trabalho das equipes, e em alguns
casos interação com órgãos ambientais e outras autorizações;
· custos com notificação de avisos de interrupção;
· aumento de contratação de funcionários, implicando mais gastos não previstos;
· para os níveis de Alta Tensão, necessidade de adequação também das
transmissoras;
· poderá haver dificuldades na contratação de pessoal, devido à escassez de mão de
obra especializada;
· mercado fornecedor não desenvolvido, longo tempo de entrega de equipamentos,
como transformadores de maior potência;
· aumento de pedidos de ressarcimento por danos, como lucro cessante, por parte
dos clientes interrompidos.
R: Não foram identificados estudos que apontem qual o custo estimado
referente às adequações indiretas, tais como, uso de geradores que
impedem a parada de produção, ou infraestrutura necessária para
remanejamento de linhas de grandes clientes, tais como o Metrô de São
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Paulo.
Adicionalmente, segue abaixo a identificação de algumas situações que
acarretam custos e que devem ser consideradas na quantificação do
problema:
_ Adequações nas instalações internas de UC’s:
o Balanceamento de circuitos;
o Substituição de transformadores;
(Exemplo: Transformadores de 88 kV que não possuem TAP’s
de ajuste)
o Substituição de equipamentos de proteção;
o Recondutoramento dos circuitos;
o Substituição de postes particular, caixas (medição) e
eletrodutos;
o Sistema de aterramento;
o Eventualmente, a construção de nova subestação de entrada
de energia.
Fornecedores de equipamentos e serviços
o Mercado não provê mão de obra suficiente para atender a
demanda (Disfunção entre oferta e demanda pode elevar o custo
de mão de obra);
o Atendimento da necessidade de produção de transformadores
trifásicos no caso BT;
o No caso AT, o tempo para entrega de transformador de potência
é em torno de 24 meses.
Compensações das distribuidoras aos consumidores por consequentes
violações nos indicadores de continuidade e perda de receita por
energia não fornecida.
A título de ilustração: Apresentamos uma simulação do impacto no
indicador DEC global dos conjuntos da AES Eletropaulo, em função da
substituição dos transformadores com tensão de fornecimento de
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
230V/115V por outros com tensão de 220V/127V.
O exemplo citado abaixo demonstra que as interrupções, provenientes
de obras para adequação das redes, representarão um significativo
impacto nas metas propostas pela ANEEL para os indicadores de
continuidade, além dos possíveis custos envolvidos com
compensações aos consumidores e que não foram previstos nesta
análise.
Adotou-se como premissa o tempo médio de 4 (quatro) horas de
interrupção para substituição de uma estação transformadora com
tensão de fornecimento de 230V/115V. Não foram considerados os
tempos de interrupções provenientes das adequações nas subestações
da distribuidora e nas redes de transmissão e distribuição, de
extensões em redes de distribuição, medidores e atrasos na conclusão
de obras causados por terceiros.
A análise técnica efetuada baseou-se em prever 02 (dois) cenários
para substituição dos transformadores, sendo: Cenário nº1 para
substituição dos transformadores no 3º ciclo RTP e Cenário nº2 para
substituição dos transformadores até o 4º ciclo RTP. (Vide figuras 1 e
2)
O cenário nº1 apresenta um impacto de 0,83 pontos no DEC global
(vide tabela 1) e no Cenário nº 2 um impacto de 0,42 pontos no DEC
global.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Quando simulado o impacto das adequações nos conjuntos com maior
densidade de carga, ou seja, com maior quantidade de
transformadores a serem substituídos, verificam-se valores superiores
a 15% (quinze por cento) da meta estabelecida. (Vide figura 3).
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
CEMIG
EDP
Cemig: entre os custos identificados, podem ser citados por exemplo; o custo social da
interrupção da energia para execução das obras, a não arrecadação da receita de
energia pela concessionária, os impactos nos indicadores de continuidade e até
mesmo, os investimentos vultosos com o custo das substituições das instalações.
O principal custo decorrente das interrupções para uma eventual
alteração em massa da tensão nominal em baixa tensão é o custo da
energia não distribuída, que representa o prejuízo médio ao consumidor
ocasionado por uma interrupção de longa duração. Conforme avaliação
de diversos trabalhos, estima-se que o valor médio do custo da energia
não distribuída gira em torno de R$3500 mil por MWh (vide
http://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/3/3143/tde-19072011-102800/ptbr.
php).
Outro impacto está atribuído à compensação por transgressão dos
indicadores setoriais de continuidade do serviço, que depende da
intensidade das intervenções na localidade e do período de alteração da
tensão.
Para se ter uma noção dos impactos destes serviços, somente no município
de Guarulhos, estimamos que sejam necessárias intervenções, no cenário
2, de cerca de 22 transformadores e 8.000 medidores por semana. Como
se pode ver, a logística para este tipo de obra é altamente crítica e a
qualidade da mão de obra deve ser diferenciada.
1.8. Na análise dos eventuais impactos tarifários da padronização das tensões apresentada no ANEXO II não foram considerados os
benefícios com postergação de investimentos. Tais benefícios seriam expressivos? Como mensurá-los?
Agente
ABINEE
Contribuição
Sabemos que a padronização de tensões, sendo exigida pela ANEEL ou, melhor ainda, sendo exigido o cumprimento da lei, necessariamente todas as
concessionárias terão condições de adequar-se no menor tempo possível.
Entretanto, a padronização para uma única tensão em todo o País poderá demandar um tempo maior, motivo pelo qual propomos que esta meta seja
atingida num prazo de até 10 anos, para que as novas gerações não tenham as dificuldades que estamos atravessando na atualidade, por queima de
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
produtos conectados de forma equivocada, com menores eficiências e rendimentos dos equipamentos, prejudicando inclusive o importante programa da
eficiência energética.
O estudo “Avaliação dos impactos da aplicação do Decreto nº 97.280 de 16 de dezembro de 1988” nos parece pertinentes e, evidentemente, deverá ser
feito um estudo sobre a viabilidade econômica e financeira da padronização em uma única tensão em 220 V e seus impactos nas tarifas de distribuição de
energia elétrica.
Toda mudança necessariamente implica em um impacto, seja na tarifa, seja nas distribuidoras de energia elétrica, nos fabricantes e, principalmente, nos
consumidores, mas entendemos que, em médio prazo, é fundamental estabelecer a meta de padronizar em uma única tensão, elaborando estudos de
viabilidade econômica e financeira que tenham menor impacto para os consumidores e, inclusive, aproveitar a oportunidade para realizar estudos mais
detalhados para a redução das tarifas de energia elétrica, para assim ter impactos positivos no custo de fabricação dos diferentes equipamentos, uma vez
que os diferentes setores industriais permanentemente fazem chegar às diferentes autoridades que a nossa tarifa de energia elétrica, para o processo
produtivo, é uma das mais caras do mundo.
É imprescindível que isto seja revisto para que o custo da energia elétrica contribua de forma positiva para uma maior competitividade dos produtos
fabricados no País, atendendo assim competitivamente o mercado interno e o externo.
ELEKTRO
Não identificamos possibilidades para diminuição dos custos para padronização das tensões em baixa tensão.
CPFL
Entendemos que o trabalho conjunto para operacionalizar uma possível elevação do nível de tensão BT, não caracteriza postergação de investimento,
apenas antecipa o mesmo.
LIGHT
Podem ser considerados, mas afirmar o quanto seriam expressivos ou não depende de maior
aprofundamento do tema.
Nos casos em que a padronização se dá pela elevação da tensão para um nível padronizado
superior ao nível de tensão atual, resultará na redução dos carregamentos das linhas, com
aumento da capacidade e conseqüente redução dos investimentos. Julgamos que os benefícios
variam de acordo com as características de cada região, pois se a padronização para um nível
de tensão superior ocorrer numa área cuja taxa de crescimento da carga seja alta, certamente
haverá um benefício superior de postergação de investimento, do que em áreas cuja taxa de
crescimento não é expressiva.
A quantificação destes benefícios poderia ser feita através de uma análise econômica do custo
evitado com a padronização, dentro de um horizonte de planejamento de 10 a 15 anos.
Uma questão que deve ser definida é sobre os custos para as adequações internas do cliente
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
CEMIG
EDP
devido à padronização. Quem paga esse custo: Distribuidora ou Cliente?
Caso seja a Distribuidora a responsável, esse custo deverá ser reconhecido na tarifa.
Outro fato seria o tratamento aos valores específicos dos custos adicionais (CA) e
componentes menores (COM) devido à particularidade das instalações para a padronização
(ex: valores maiores do que a ANEEL reconhece).
É relevante também um tratamento adequado para a depreciação dos bens substituídos.
Cemig: em se executando as substituições em questão, entende-se que haveria a
necessidade de antecipação dos investimentos. Além disto, tais recursos devem
constar nos programas de investimentos das Distribuidoras para os próximos anos, ou
ciclos tarifários.
Conforme já comentado em item anterior, a elevação de tensão no
sistema em baixa tensão constitui uma opção de antecipação do
investimento e não de postergação.
1.9. Quais ações poderiam diminuir os custos envolvidos na padronização das tensões?
Agente
ABINEE
ELEKTRO
Contribuição
Eficiência energética é o maior benefício que esse assunto pode trazer ao país. Isso significa também ganhos econômicos considerando os ganhos de
escala envolvidos, seja de matéria prima, seja de otimização de processos e ganhos de procedimentos de serviços.
Para o consumidor, esperam-se excelentes benefícios com a eliminação do desconforto de acidentes de possíveis queimas com compras equivocadas de
produtos, além de trazer mais economia na conta de energia elétrica com a eliminação de produtos menos eficientes que trabalham em 127 V.
Estabelecer um plano diretor devidamente respaldado por regulamentação em âmbito nacional com a participação e envolvimento dos principais grupos,
associações setoriais de produtos e serviços e concessionárias de energia elétrica.
Queremos ressaltar que consideramos importantes as ponderações realizadas na Nota Técnica nº 0075/2011-SRD-ANEEL, de 21.12.2011, nos seus
diferentes itens e anexos.
Não identificamos situações que possam majorar os benefícios citados anteriormente.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
CPFL
Manter os níveis de tensão BT já padronizados, além de introduzir o nível de tensão 230/115 V, por estar presente não só nas distribuidoras do Grupo
CPFL Energia, mas também em boa parte das concessionárias de energia elétrica do país.
LIGHT
A ANEEL deverá considerar as interrupções relacionadas a esses serviços passíveis de Expurgo
dos indicadores de continuidade.
CEMIG
EDP
Cemig: nesta primeira análise superficial pode-se afirmar que não existem ações para
redução dos custos. Talvez a execução de obras em maior escala, poderia propiciar
alguma redução de custos, entretanto, existirão problemas com disponibilização em
quantidade de equipamentos e mão de obra, fato que poderá acirrar ainda mais os
problemas de custos.
Considerando a atual legislação de continuidade do fornecimento e as
condições necessárias para garantir a qualidade da obra e a segurança
dos técnicos, não identificamos possibilidades para diminuição dos custos
para padronização das tensões em baixa tensão.
1.10. Quais ações poderiam majorar os benefícios envolvidos na padronização das tensões?
Agente
ABINEE
Contribuição
Neste processo, é imprescindível a participação das prefeituras e dos governos estaduais, para que estejam totalmente alinhados com a política
estabelecida pelo Governo Federal e coordenada pela ANEEL, bem como conseguir o importante apoio da mídia em geral para a padronização de tensões
em 220 V.
Será necessária uma campanha nacional para conscientizar os consumidores sobre as vantagens que a padronização de tensões trará aos mesmos,
principalmente se a médio prazo esta padronização for em 220V para o País todo.
Deverá ser realizado um trabalho conjunto entre as concessionarias de energia elétrica, que poderá ser coordenado pela ABRADEE, bem como obter um
engajamento de todos os fabricantes com o apoio das entidades de classe representativas, vis-à-vis com a mídia em geral, para uma conscientização das
vantagens da padronização das tensões e a necessidade de acelerar este processo com sensíveis vantagens na redução do “pico” de demanda de energia
elétrica pelo aumento da eficiência dos diferentes produtos e, em consequência, com beneficio final para os consumidores com diminuição de custo e
aumento da vida útil dos produtos.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
CPFL
Não conseguimos identificar ações que nos possibilitem majorar os benefícios já citados neste.
LIGHT
Adequação das regulamentações que tratam dos temas relacionados, como exemplo, Módulo
7 PRODIST (Perdas Técnicas) e Processos da Revisão Tarifária.
CEMIG
Cemig: Não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma
resposta eficaz para este quesito.
EDP
Não identificamos situações que possam majorar os benefícios citados
anteriormente.
2. Média Tensão
2.1. Quais níveis de tensão AT e MT devem ser os padronizados? Favor justificar.
Agente
ABINEE
ELEKTRO
Contribuição
Conforme Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, devem ser obedecidas as tensões nominais padronizadas como seguem:
•
Transmissão e subtransmissão: 750; 500; 230; 138; 69; 34,5; 13,8 kV.
•
Distribuição primária em redes públicas: 34,5 e 13,8 kV.
A Elektro entende que a tensão em 88kV deveria ser padronizada, uma vez que não há nenhum prejuízo ao consumidor e ao gerador na tensão
supracitada.
No caso da Elektro,semelhante ao caso da concessionária Bandeirante, deve-se frisar que, atualmente não há fonte proveniente de nossos pontos de
suprimento capaz de fazer frente a uma eventual obra de elevação das nossa linhas de 88 kV para 138 kV. Seria necessário construir uma subestação de
fronteira provisória para então dar início ao processo de elevação de tensão. Cabe observar que este tipo de obra não consta no Plano de Amplicação e
Reforços – ONS.
Consequentemente, na avaliação cronológicas das obras também é necessário considerar todo o trâmite administrativo para viabilização de uma obra na
transmissão, iniciando-se no PAR, instrução do processo para revisão da Receita Anual Permitida – RAP, autorização da ANEEL, planejamento da obra,
contratação, execução e comissionamento.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
No entendimento do Grupo CPFL Energia, a restrição dos níveis de tensão BT, somente para as relações citadas no Decreto nº 97.280, trariam impactos
significativos, tanto técnicos como financeiros, no que tange a adequação de suas instalações, refletindo de forma onerosa aos seus consumidores.
Além da manutenção dos níveis de tensão AT e MT já padronizados, propomos a inclusão de outros níveis de tensão, tornando mais abrangente à
padronização, como segue:
•
11 kV – Nível de tensão presente em 93% das instalações elétricas da Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL Santa Cruz, onde se
concentram 25 transformadores de força e totalizam 277,725 MVA de potência instalada;
CPFL
•
11,4 kV – Nível de tensão presente em 100% das instalações elétricas nas distribuidoras CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista, CPFL Mococa e
CPFL Sul Paulista. Para estas quatro distribuidoras, são 36 transformadores de potência, totalizando uma potência instalada de 487 MVA;
•
11,9 kV – Nível de tensão presente em 48% das instalações elétricas da CPFL Paulista, com 141 transformadores de potência e 3.015,825 MVA de
potência instalada;
Neoenergia
LIGHT
•
23,1 kV – Nível de tensão presente em 37% das instalações elétricas da CPFL Piratininga, com 42 transformadores de potência e 1.019,375 MVA
de potência instalada. Tal nível de tensão está presente também, na RGE, que conta com 60 transformadores de força e 1.225,5 MVA de potência
instalada.
No caso da MT: 34,5/19,92kV, 13,8/7,97kV e 11,95 kV.
A tensão de 11,95 kV na COELBA é largamente utilizada na Região Metropolitana de Salvador onde está a maior concentração de carga. A troca de tensão
prejudicará bastante os índices de qualidade e será muito trabalhosa exigindo a reconfiguração das manobras durante o período de obras, causando
transtornos para os clientes. O custo será significativamente maior se a troca de tensão for realizada usando a técnica de linha viva.
As tensões fase-terra de 19,92 kV e 7,97 kV são derivadas das tensões fase/fase padronizadas de 34,5 kV e 13,8kV e servem para atender aos Sistemas
Monofásicos com Retorno pela Terra – MRT, portanto deve estar explícito que as tensões fase-terra também são tensões padronizadas.
No sistema de AT, julgamos que os níveis de tensão de 138 kV e 69 kV devam ser
padronizados, por serem os níveis de tensão adotados pela grande maioria dos
concessionários do país, devendo abranger mais de 95 % da rede de AT nacional existente. A
manutenção de níveis diferentes destes, ainda que restritos a poucos estados, reduz a
flexibilidade operativa daquelas redes, pois ficam restritas ao número de manobras em áreas
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
AES Brasil
de fronteira que possuem tensões nominais diferentes.
No sistema de MT, julgamos que os níveis de tensão de 34,5 kV e 13,8 kV devam ser
padronizados, por serem os níveis de tensão adotados pela grande maioria dos
concessionários do país, devendo abranger mais de 85% da rede de MT nacional existente.
A Light está em processo de eliminação das tensões de 6,6kV e 25kV, esta última passando
para 34,5kV.
R: A AES Brasil entende que restringir o sistema de distribuição de energia
elétrica somente aos níveis de tensão de transmissão e subtransmissão de
750, 500, 230, 138, 69, 34,5 e 13,8kV e de distribuição primária de 34,5 e
13,8kV, conforme padronizados pelo Decreto nº 97.280/88, causará
consideráveis impactos técnicos e financeiros para adequação das redes de
transmissão, subtransmissão e distribuição e das instalações dos
consumidores, onerando expressivamente a tarifa das distribuidoras.
A contribuição da AES Brasil objetiva a manutenção das tensões de
fornecimento outrora padronizadas e, requer, inclusive, que sejam
acrescentadas as tensões atualmente utilizadas, com o propósito de tornar a
referida padronização mais abrangentes e levando-se em consideração as
especificidades regionais, com vistas a aproveitar os recursos técnicos e
equipamentos existentes e evitar qualquer impacto referente à
troca/adequação de equipamentos/redes particulares e, sobretudo, a
mitigação do impacto tarifário para os consumidores.
Segue abaixo informações e justificativas para os níveis de tensão que a AES
Brasil classifica como necessários para operação do seu sistema, e, portanto,
entende ser passível de inclusão e exclusão aos constantes do art. 47 do
Decreto nº 41.019/57 e que foram alterados pelos Decretos nº 73.080/73 e nº
97.280/88.
a) Incluir os níveis de tensão na padronização
21kV – Sistema Subterrâneo
Justificativa: A configuração do sistema subterrâneo na região central da
área de concessão da AES Eletropaulo possui transformadores cuja
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
tensão no primário é de 21kV. Tal nível de tensão é obtido diretamente de
três subestações de propriedade da empresa de transmissão (CTEEP),
bem como de quatro subestações de propriedade da distribuidora.
Tais transformadores, em sua maioria, não possuem TAPs que permitam
a adequação para a tensão padronizada de 13,8 ou 34,5kV. Deste modo,
implicará a substituição de todo o sistema subterrâneo reticulado e
seletivo.
Nesse sentido, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto implicará a
substituição de aproximadamente 2.400 transformadores (potência total
aproximada 1.400 MVA).
Cabe citar novamente, que a configuração da rede de distribuição
subterrânea da AES Eletropaulo tem características semelhantes ao
modelo americano e foi implantado há quase 100 (cem) anos. A não
inserção deste nível de tensão na padronização aventada pela ANEEL
implicará na construção de nova rede de distribuição subterrânea,
requerendo novas infraestruturas civis, acarretando transtornos para a
população do município de São Paulo (pedestres, motoristas, lojistas,
etc...), ocasionada pelas intervenções no espaço público, além de
impactar significativamente a qualidade da prestação de serviço, oriundo
dos sucessivos desligamentos para a referida adequação das redes
elétricas.
23kV e 23,1kV – Sistema aéreo
Justificativa: As configurações dos sistemas de distribuição aérea da AES
Eletropaulo e da AES Sul possuem transformadores cujas tensões no
primário são de 23kV e 23,1kV respectivamente. Na AES Sul, tal nível de
tensão é obtido diretamente de subestações de propriedade de empresas
de transmissão.
A AES Sul possui aproximadamente 75% de seus alimentadores neste
nível de tensão, representando em torno de 30.000 km de redes elétricas,
e apresentam características que dificultam a execução de projetos para
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
sua adequação de nível de tensão, como por exemplo, redes
demasiadamente longas, com cargas concentradas em determinadas
localidades, o que representa dificuldades técnicas e econômicas que
reduzem a viabilidade do atendimento de tais centros de carga na tensão
de 13,8kV
Caso o nível de tensão em tela não seja inserido na padronização
aventada pela ANEEL, haverá necessidade da reisolação de toda a malha
elétrica para a tensão de 34,5 kV (menor nível de tensão padronizado
próximo ao atual), o que causaria elevados investimentos pela empresa e,
por sua vez, impactariam demasiadamente a tarifa do consumidor.
No caso da AES Eletropaulo, muito embora tal nível de tensão de
distribuição seja encontrado apenas em um município (Vargem Grande
Paulista), a empresa não dispõe de transformadores religáveis em nível
de tensão de 34,5kV ou de 13,8kV (tensões padronizadas). Deste modo,
a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto implicará na substituição
de aproximadamente 1.200 transformadores (potência total aproximada
45.000 KVA).
Adicionalmente, a AES Eletropaulo entende que é factível a adequação
do nível de tensão de 23kV ao nível de tensão proposto de 23,1kV, desde
que este seja reconhecido como nível de tensão a ser padronizado.
Porém, se extinto este nível de tensão, a empresa recomenda que a
efetiva aplicação do decreto e o estudo resultante da CP 009/12 devem
levar em consideração o plano a ser elaborado pela empresa para a
conversão das redes para o nível de tensão de 34,5kV ou de 13,8kV, bem
como dos impactos técnicos e financeiros já expostos nesta contribuição.
88 kV – Sistema de subtransmissão
Justificativa: A configuração do sistema de subtransmissão da AES
Eletropaulo possui transformadores cuja tensão no primário é de 88kV.
Tal nível de tensão é obtido diretamente de subestações de propriedade
da empresa de transmissão CTEEP. Deste modo, a restrição aos níveis
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
estabelecidos no Decreto nº 97.280/88 implicará na adequação de grande
parte do sistema de subtransmissão, distribuição e subestações de
distribuição, com custo aproximado de R$ 1 bilhão, aos quais ainda
devem ser adicionados os custos de substituição de aproximadamente
400 transformadores de potência de subestações (potência total
aproximada 12.500 MVA) e os custos das adequações nas instalações
das unidades consumidoras interligadas neste sistema.
Adicionalmente, a inclusão do nível de tensão de 88kV na padronização
ANEEL assegurará a continuidade e qualidade do serviço ora prestado,
pois permite manter a flexibilidade operativa em caso de contingências
com as empresas EDP Bandeirante, CPFL Piratininga, CTEEP e EMAE,
através da transferência de blocos de cargas entre pontos de fronteira que
operam no mesmo nível de tensão.
Apenas a título informativo, a AES Eletropaulo vem ao longo do tempo
preparando suas instalações de 88 kV para operar no nível de tensão de
138kV, sendo que em algumas localidades já é possível a conversão.
Entretanto, atualmente o sistema de suprimento está interligado com
outros pontos de manobras em 88kV, assim tal conversão criaria,
inicialmente, sistemas isolados em 138kV e a flexibilidade operativa citada
no parágrafo anterior ficaria comprometida. A situação torna-se ainda
mais crítica devido à existência de alguns pontos de fronteira com a
empresa de transmissão não estarem preparados para operar em 138kV.
b) Proposta de exclusão de níveis de tensão na “padronização ANEEL”
3,8 kV – Sistema de distribuição aéreo
Justificativa: A AES Eletropaulo já considera o nível de tensão de 3,8 kV
ineficaz para o seu sistema de distribuição. Assim, para a efetiva
adequação do nível de tensão de tais redes elétricas para 13,8kV deve
ser considerado o plano previsto pela distribuidora. Tal extinção já está
inserida no plano de conversão de tensão elaborado pela equipe de
engenharia da distribuidora.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
CEMIG
EDP
Cemig: Levando em consideração aspectos tais como, áreas delimitadas e de
complexidade impar para substituições de equipamentos, aumento de perdas no caso
de redução da tensão do sistema, inviabilidade técnica, custos elevados, segurança,
etc, é extremamente difícil apresentar uma resposta fundamentada diante da
relevância do quesito.
A Cemig entende que deverá ser padronizados também os níveis de tensão de 345kV;
34, kV; 23 kV; 33 kV e 240/120 V (vide justificativas apresentadas no item 2 da
presente contribuição)
As tensões em 88 kV, 13,2 kV e 11,4 kV devem ser padronizadas,
considerando que os usuários atualmente conectados nestes níveis de
tensão dispõem da transformação de tensão adequada para o seu uso
interno.
Nestes casos, o que importa é a tensão que os usuários utilizam em suas
instalações internas, que corresponde à tensão do enrolamento
secundário (e não do primário) do seu transformador. Uma eventual
alteração da tensão de fornecimento (primário) acarretará somente custos
ao usuário, pois a tensão de utilização interna (secundário) não será
alterada, não havendo, portanto, nenhum benefício técnico para o
mesmo.
Outro aspecto que deve ser observado é o benefício que a padronização
das tensões em 88 kV terá no custo das novas ligações, pois o usuário não
teria mais que arcar com os custos de uma instalação com isolação na
tensão de 138 kV.
Finalmente, a padronização das tensões em 88 kV, 13,2 kV e 11,4 kV irá
desonerar o usuário pelo investimento com as eventuais adequações em
suas instalações no momento da conversão de sua tensão de
fornecimento.
No caso da EDP Bandeirante, deve-se frisar que, atualmente, nem todas as
subestações de fronteira de nossos pontos de suprimento são capazes de
fazer frente a uma eventual obra de conversão das linhas de 88 kV para
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
138 kV por conta de serem subestações antigas que exigem grandes
adequações e também por não possuírem terreno para implementação
do projeto.
Por exemplo, para uma eventual padronização da tensão de 88 kV, ou
seja, a mudança de tensão de 88 para 138 kV, seria necessário a
substituição da transformação nas SE's São José dos Campos (4x150MVA 230-88 kV), Aparecida (3x60MVA - 230-88 kV) e Santa Cabeça (3x60MVA 230 - 88 kV), porém, como essas subestações são antigas a conversão de
tensão não se limita apenas na substituição dos transformadores, há a
necessidade de adequação dos barramentos das mesmas para 138 kV, o
que implicaria praticamente na construção de uma nova subestação. Se
for considerado o desligamento total da subestação para a realização da
conversão, na atual configuração do sistema de subtransmissão, apenas
parte da carga pode ser socorrida, pois não há plano de obra e
orçamento para atender esse objetivo, lembrando que no PRODIST e nos
Procedimentos de Rede, o planejamento deve ser feito para contingências
N-1, ou seja, para perda de um banco de transformadores ou perda de um
circuito de linha de transmissão para a Rede Básica e perda de um circuito
de linha de subtransmissão para a Distribuidora.
É necessário lembrar também que as necessidades referentes às
transformações de fronteira, ou seja nas DIT's, são analisadas nos grupos de
estudo do Plano de Amplicação e Reforços – PAR (coordenado pelo ONS)
e nos grupos de estudo do Plano Decenal – PD (coordenado pela EPE).
Quando há necessidade de indicação de obras nas transformações de
fronteira, essa necessidade deve estar sinalizada no horizonte do PAR e do
PD para serem consolidadas no relatório PAR-PEL-DIT e serem aprovadas
pela ANEEL. No atual ciclo do PAR e do PD, não há obras referentes às
transformações de fronteira.
Consequentemente, na avaliação cronológica das obras também é
necessário considerar todo o trâmite administrativo para viabilização de
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
uma obra na transmissão, iniciando-se no PAR e no PD, instrução do
processo para revisão da Receita Anual Permitida – RAP, autorização da
ANEEL, planejamento da obra, contratação, execução e
comissionamento, bem como de todos os custos atrelados às obras na
fronteira. Estes valores não estão contemplados no estudo disponibilizado
pela ANEEL.
Além da situação nas transformações de fronteira há o problema do custo
de adequação das SE's (88 x 13,8 kV). Nestes casos, a adequação
também implicará em desligamentos e/ou aquisição de terrenos para
construção de uma nova subestação pois, assim como para as SE's com
transformação de fronteira, a adequação da tensão não se limita apenas
na sustituição dos transformadores, mas também na adequação dos
barramentos em 138 kV.
2.2. A padronização da AT e MT deve ser a mesma em todo território nacional? Favor justificar.
Agente
ABINEE
Contribuição
Como já indicado, toda e qualquer padronização não deve ser regional e, sim, deve ter caráter nacional para poder auferir os benefícios inerentes, como
sendo maior padronização: de equipamentos; de linhas de transmissão, subtransmissão e distribuição primária; e perseguindo necessariamente uma
diminuição das perdas na transmissão e distribuição de energia com a utilização de equipamentos com maior eficiência, resultando em menores perdas no
processo, contribuindo assim sensivelmente para a eficiência energética do sistema como um todo.
ELEKTRO
Não identificamos a necessidade de padronização nacional.
CPFL
O Grupo CPFL Energia entende que a padronização dos níveis de tensão AT e MT, em todo território nacional, embora seja necessária, deve ocorrer de
forma mais abrangente e sempre considerando as características de cada região do país.
LIGHT
Seria desejável, pois a padronização da tensão em nível nacional propicia:
· redução do custo de equipamentos/materiais para construção de redes, devido à
padronização dos equipamentos;
35
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
AES Brasil
CEMIG
EDP
· otimização de estoques com a redução da quantidade de equipamentos e materiais com
diferentes tensões nos almoxarifados das distribuidoras;
· maior intercâmbio de ajuda entre as empresas, numa eventual necessidade de obtenção
por empréstimo de equipamentos para cobrir situações emergenciais; e
· maior flexibilidade operativa dos sistemas de distribuição, aumentando a qualidade do
fornecimento.
A LIGHT ressalta que todos os benefícios presentes nesta contribuição são hipóteses não
fundamentadas em estudos com dados reais e, portanto, é essencial que qualquer decisão seja
precedida da comparação de custos e benefícios apurados com base em estudo de viabilidade.
R: Entende-se que deve existir padronização para os níveis de tensão MT e
AT em todo território nacional, porém, com faixas mais abrangentes, visando
sua adequação às questões regionais.
Cemig: poder-se-ia afirmar que uma rede padronizada seria ideal sob aspectos
variados, inclusive alguns identificados e apontados na Nota Técnica da ANEEL,
porém, mais uma vez, tal medida deve ser cercada de cuidados devido aos impactos
de sua implementação, incluindo entre outros, o mais significativo que são os custos
envolvidos.
Não identificamos a necessidade de padronização nacional, uma vez que
os custos para adequação são proibitivos, se comparados com os
benefícios pontuais.
2.3. Em que sentido a padronização da AT e MT aumentam a flexibilidade operativa das redes de distribuição? Quais os reais benefícios
desse aumento? Como mensurá-los?
Agente
ABINEE
Contribuição
Com o cumprimento do Decreto nº 97.280, haverá um ganho de produtividade por parte das diferentes concessionárias, pois diminuirá o número de valores
nominais de tensão, com economia na construção das diferentes redes, bem como na manutenção das mesmas. Isto também acarretará uma redução nos
custos finais da energia elétrica.
Queremos ressaltar que consideramos importantes as ponderações realizadas na Nota Técnica nº 0075/2011-SRD-ANEEL, de 21.12.2011, nos seus
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
diferentes itens e anexos.
Não conseguimos vislumbrar uma melhora na flexibilidade operativa das redes de distribuição com a padronização dos níveis de tensão AT e MT,
principalmente quando comparados aos custos adicionais que seriam necessários a operacionalização das adequações.
CPFL
LIGHT
AES Brasil
CEMIG
EDP
Por exemplo, no estado de São Paulo, nos subsistemas elétricos delineados historicamente, já há a presença de certa uniformização no nível de tensão,
que traz flexibilização até mesmo entre diferentes distribuidoras (nível de 88 kV).
Ampliação da possibilidade de recurso entre alimentadores, com benefício mensurável através
das reduções da energia não distribuída e da duração e frequência das interrupções no
fornecimento de energia elétrica aos consumidores.
R: Entende-se que embora alguns níveis de tensão MT e AT não estejam de
acordo com os padronizados no Decreto nº 97.280/88, pode-se constatar que
há flexibilidade operativa das redes nas empresas limítrofes que operam no
mesmo nível de tensão. A padronização dos níveis em AT e MT em geral
pode ser benéfica para as empresas (transmissão e distribuição) limítrofes e
que necessitam operar no mesmo nível de tensão. Não foram identificados
estudos que comprovem os benefícios que justifiquem a restrição somente
aos valores estabelecidos no Decreto.
Cemig: Para as tensões em média tensão, o entendimento é que o sistema interno da
empresa sendo padronizado já irá resultar em ganho de escala, independente se as
tensões adotadas estão ou não dentro das tensões padronizadas conforme decreto.
A flexibilidade operativa é muito pequena, e ocorreria em apenas alguns
casos específicos de intercâmbio emergencial entre agentes, o que é raro.
2.4. Para MT, os impactos nas tarifas de energia elétrica de uma eventual padronização podem ser elevados. Além dos aspectos já
abordados nesta Nota Técnica, há elementos que possam justificar a padronização de redes de MT somente em 13,8 ou 34,5 kV?
Agente
Contribuição
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
ABINEE
No nosso entender, deverá ser feito uma revisão dos impactos nas tarifas de energia elétrica para uma eventual padronização de tensões, pois entendemos
que, num primeiro momento, o impacto poderá ser significativo, mas, considerando o passar do tempo e levando em conta todas as vantagens inerentes da
padronização, nos diferentes custos, essas vantagens deverão ser consideradas para diminuir os impactos nas tarifas de energia elétrica, pois, como
indicamos, há uma premente necessidade de revisar as tarifas elétricas na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica para que os custos sejam
compatíveis com os dos países mais industrializados. A tarifa tem impacto direto nos custos de fabricação de diferentes equipamentos, diminuindo a
competitividade dos mesmos, seja no mercado interno e, muito mais, no mercado externo.
Evidentemente devem ser considerados os trabalhos existentes e, na medida do possível, ser revisados em sua abrangência para que a padronização de
tensões não tenha impactos no incremento das tarifas de energia elétrica, pelo contrário, possam inclusive, em médio prazo, ter impacto positivo com a
redução das tarifas nas diferentes etapas do processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
Deveria também ser considerada que a maior parte do parque nacional de geração é hidráulica, muitos dos custos de implantação deste parque, pelo
tempo de instalação, já devem ter sido amortizados. Isto também deve ser levado em conta em todo o processo de revisão de tarifas, inclusive a
contribuição positiva de uma maior eficiência energética que contribui inclusive com a postergação de investimentos.
ELEKTRO
Conforme respostas acima, não identificamos a necessidade de restringir as tensões de redes de MT.
CPFL
Restringir a padronização de redes MT, para operarem apenas em 13,8 kV ou 34,5 kV, seria algo muito conservador, que representaria impactos
significativos no sistema elétrico nacional, onerando todos os consumidores.
LIGHT
Na hipótese da padronização em MT, essas duas tensões seriam viáveis pelos motivos já
expostos.
AES Brasil
R: Entende-se que não há motivos válidos para restringir a padronização do
nível de tensão a níveis de 13,8 ou 34,5kV. Conforme citado, tal
padronização ainda representará significativos impactos na tarifa de energia
elétrica, seja pelas necessárias adequações das redes elétricas, como pelos
custos decorrentes das adequações nas instalações internas das unidades
consumidoras, além das interrupções no fornecimento de energia e
consequentes compensações.
CEMIG
Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma
resposta eficaz para este quesito.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
EDP
Conforme comentado anteriormente, não identificamos a necessidade de
restringir as tensões em 13,8 ou 34,5 kV, uma vez que o consumidor e o
gerador não tem prejuízo em outras tensões tais como 11,4 ou 13,2 kV.
3. Cenários
3.1. Como devem ser estabelecidos os cenários para comparação dos impactos da padronização das tensões? Favor justificar.
Agente
ABINEE
Contribuição
Estamos partindo da premissa que deverá haver necessariamente uma padronização, em consequência, o cumprimento do Decreto nº 97.280.
Preconizamos três cenários:
•
Situação atual;
•
Cumprimento do Decreto nº 97.280, estabelecendo as tensões nominais padronizadas em alta tensão, média tensão e baixa tensão;
•
Padronização de tensões na distribuição secundária em 220 V, para todo o território nacional.
É fundamental a participação não somente do Ministério das Minas e Energia, da ANEEL, do ONS, da ABRADEE e dos fabricantes, mas também, pelo
impacto que poderá ter a padronização de tensões na produção de equipamentos, é fundamental o comprometimento e participação da Casa Civil e dos
diferentes Ministérios envolvidos direta ou indiretamente, visando uma redução dos custos da energia para uma maior competitividade do País e ganhos
sensíveis para os consumidores.
Também será fundamental a participação das diferentes agências reguladoras, das entidades de financiamento e das diferentes autarquias ligados aos
diferentes Ministérios.
LIGHT
Em princípio um único cenário mantendo as tensões atuais, eliminando aquelas que se
pretende eliminar.
CEMIG
Cemig: Em relação aos cenários apresentados pela NT, verifica-se que existem
também vários fatores a serem considerados, tais como:
- depreciação;
- disponibilidade de materiais, equipamentos, e mão de obra no mercado nos próximos
anos;
- necessidade de substituições de materiais e equipamentos associados aos
39
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
EDP
equipamentos principais;
- relação com as despesas operacionais;
- relação com os consumidores;
- a priorização dos cenários deverá levar em conta obras/programas em andamento;
Os cenários da análise devem envolver todos os agentes envolvidos:
distribuidoras, transmissoras, geradoras, consumidores e fornecedores de
equipamentos. Cada um tem o seu impacto operacional e econômico.
A avaliação deve considerar a legislação tarifária vigente, sendo assim, é
fundamental que os eventuais investimentos para adequação da tensão
sejam considerados como um plano extraordinário, motivados por um caso
fortuito. Consequentemente, as interrupções para as obras de adequação
devem ser expurgadas na apuração dos indicadores de continuidade.
Adicionalmente, por sua natureza extraordinária, este tipo de intervenção
na rede não consta no histórico dos indicadores, que foram considerados
no estabelecimento das metas dos mesmos.
Existem outros custos atrelados a este tipo de obra, tais como as despesas
para planejamento, projeto, contratação e divulgação aos usuários
afetados.
Adicionalmente, é necessário que estes investimentos sejam incorporadas
à Base de Remuneração Regulatória sob uma ótica diferenciada, pois se
tratam de obras com características diferentes das obras convencionais da
distribuidora. Em outras palavras, não se pode compará-las com os limites
de Componentes Menores - COM e Custos Adicionais - CA
costumeiramente aceitos pela fiscalização da ANEEL.
3.2. No caso de se considerar quatro cenários, de acordo com as tensões a serem padronizadas, haveria a necessidade de inclusão de
subcenários? Como eles deveriam ser formados?
Agente
Contribuição
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
ABINEE
LIGHT
AES Brasil
Com os três cenários propostos no item 3.1, dependendo dos trabalhos a serem realizados, poderá haver a necessidade da inclusão de subcenários. Com
a elaboração dos estudos dos cenários propostos, no momento oportuno poderão ser definidos os subcenários necessários para agilizar a implantação da
padronização de tensões com o menor impacto possível nas tarifas para o consumidor final, sem perder de vista a eficiência energética do sistema.
AT: 138kV e 69kV
MT: 13,8 kV e 34,5kV
BT: Trifásico: 380V/220V e 220V/127V – Monofásico: 230/115V
R: A AES Brasil entende ser necessária a criação do subcenário formado
pela inclusão no Decreto de alguns níveis de tensão já existentes. Este
subcenário contemplaria as tensões já utilizadas onde a exclusão não é
factível a ser adotado pelas empresas em virtude da inviabilidade de
atendimento aos níveis de tensão estabelecidos no cenário principal em
novas ligações ao sistema elétrico.
Proposta de inserção de cenários na “padronização ANEEL”
Cenário Principal
Formação do cenário conforme padronização do Decreto nº 97.280:
BT - Níveis de tensões de 220V/127V, 380V/220V, 254V/127V, 440V/220V,
MT - Níveis de tensões de Distribuição primária 34,5 e 13,8kV,
AT - Níveis de tensões de Transmissão e subtransmissão de 750, 500, 230,
138, 69, 34,5, 13,8kV
Subcenário
Formação dos subcenários a serem incluídos:
BT - Níveis de tensões de:
208V/120V – Subsistema subterrâneo de distribuição secundário
230V/115V – Subsistema de distribuição secundário
MT - Níveis de tensões de distribuição primária de:
21kV – Subsistema subterrâneo de distribuição primária
23,1kV – Subsistema de distribuição primária
AT - Níveis de tensões de transmissão e subtransmissão de:
88kV – Subsistema de subtransmissão
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Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
CEMIG
Cemig: além das colocações feitas no item anterior, no caso de se considerar um
quarto cenário, poderiam ser consideradas as substituições de equipamentos com
tempo de operação superior ao tempo de depreciação regulatório.
EDP
Os quatro cenários desenvolvidos são interessantes mas insuficientes, pelos
motivos expostos no item anterior.
3.3. Qual ferramenta de análise dos critérios (relação custo-benefício, análise de multicritérios etc.) seria mais apropriada para a correta
mensuração e comparação dos impactos positivos e negativos?
Agente
ABINEE
Contribuição
As ferramentas para análise dos diferentes cenários e critérios deverão ser discutidas e estabelecidas de comum acordo entre todas as partes
interessadas, através de seus representantes: Ministério das Minas e Energia, ANEEL, ONS, ABRAGE, ABRATE, ABRADEE, ABINEE, e outras, para que
estes participantes definam a melhor ferramenta para análise dos diferentes cenários e critérios.
LIGHT
Não há informação suficiente para responder.
CEMIG
Cemig: sem contribuições
EDP
Entendemos que a análise que deve ser feita neste caso deve considerar
os custos e benefícios para todos os agentes envolvidos (distribuidoras,
transmissoras, geradoras, consumidores e fabricantes de equipamentos), a
legislação setorial (tarifária e de qualidade, no caso das distribuidoras e
transmissoras e de disponibilidade, no caso das geradoras), num período
de longo prazo. O resultado das ações deve refletir o menor custo à
sociedade.
4. Embasamento e formas de atuação
42
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
4.1. A realização de projetos piloto de padronização das tensões poderia ser uma ferramenta efetiva para avaliar a necessidade e modo
de atuação? Como deveriam ser implementados?
Agente
ABINEE
LIGHT
AES Brasil
CEMIG
EDP
Contribuição
Reiteramos que a padronização de tensões é uma necessidade. Em consequência poderemos ganhar etapas sem a realização de projetos pilotos e, sim,
estabelecer o cumprimento do Decreto nº 97.280. Quanto ao cenário da tensão de 220V para todo o território do Brasil, é necessário o estabelecimento de
critérios e metas, considerando que, em diferentes regiões e cidades do País, já temos uma única tensão de distribuição de energia em 220V.
Sim, a realização de projetos piloto tem grande valia, pois permite avaliar o melhor modo de
atuação. Estes projetos devem ser implementados prioritariamente em regiões de baixo
adensamento de carga e com um razoável nível de possibilidade de manobras recursos na
rede de MT.
R: Entende-se que a proposta contempla níveis de tensão já praticados,
deste modo, o projeto piloto se faz desnecessário. Apenas, caberia um
estudo mais detalhado e específico dos impactos das redes já existentes nas
instalações das unidades consumidoras.
Cemig: sim. Uma possibilidade a se avaliar é a atuação conjunta da ANEEL e outras
entidades comprometidas com o tema, para implementação em uma ou mais
empresas que possuam uma quantidade suficiente de instalações a serem
modificadas, para serem implementado(s) o(s) projeto(s) piloto(s) com caso(s) real(is).
Os projetos piloto podem demonstrar, na prática, os problemas reais para
a realização deste tipo de obra, quer seja na transmissão quanto na
distribuição em alta, média e baixa tensão. Na nossa experiência,
podemos adiantar a grande dificuldade em encontrar técnicos
suficientemente treinados e em número adequado para fazer frente a este
tipo de atividade particularmente sensível.
É importante observar que a alteração da tensão deve ocorrer por circuito
e qualquer problema em um consumidor ou equipamento pode
comprometer a religação de todo o circuito, e consequentemente, com
prejuízo estendido a todos os usuários conectados ao mesmo. Um caso
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
clássico de dificuldade operacional é a alteração dos tapes dos
transformadores de distribuição.
4.2. A realização de ações de P&D poderia ser uma ferramenta efetiva para melhor conhecimento do assunto? Caso positivo, que tipo de
ações deveriam ser desenvolvidas?
Agente
ABINEE
LIGHT
AES Brasil
CEMIG
Contribuição
Ações de P, D & I são importantes “inputs” para todo o processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, considerando
fundamentalmente a utilização de produtos mais eficientes e contribuindo para menores perdas do sistema, resultando em economia em todo o processo e
economia final significativa para os consumidores.
Entretanto, não devemos ficar atrelados a ter uma política de P, D & I para fazer cumprir o decreto, e sim incentivar a P, D & I junto a todos os entes
envolvidos no processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, para melhoria da competitividade do Brasil.
Sim,desejável.
Um P&D sobre a matéria possibilitaria explorar com maior profundidade os rebatimentos
decorrentes de um projeto de padronização das tensões. Um projeto desta natureza poderia
ajudar a identificar as necessidades para a adaptação das estruturas da rede atual à
padronização prevista, envolvendo inclusive os clientes, bem como explorar os possíveis ganho
econômicos resultante do aumento de capacidade instalada e redução das perdas elétricas no
sistema, quando da conversão.
R: Entende-se que sim. Sendo importante contemplar (i) a análise das curvas
de suportabilidade e suscetibilidade em regime permanente de distribuição de
energia e sua relação com desgastes de equipamentos; e (ii) o tempo de vida
útil dos equipamentos conectados nos diversos níveis de tensão e sua
correlação com o tempo de substituição de equipamentos por outros com
novas tecnologias.
Cemig: ações ligados à projetos de P&D devem ser considerados, pois se forem
planejadas e acompanhadas de maneira eficaz pelos órgãos envolvidos, notadamente
a ANEEL, podem produzir fundamentos sustentáveis para suportar os benefícios e
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
EDP
impactos já vislumbrados na documentação disponibilizada, dirimir as dúvidas
suscitadas, além da possibilidade de se encontrar outros aspectos positivos para
implantação da padronização com o mínimo de riscos.
As ações de P&D poderiam ser implantadas também, nas instalações e equipamentos
de uso final – residencial, comercial e industrial – para identificação e sedimentação de
benefícios e minimização de riscos com a padronização ensejada.
Sim, em função da complexidade do assunto, tanto do ponto de vista
metodológico quanto do ponto de vista prático, um Projeto de P&D
Estratégico, se devidamente planejado e executado, poderá responder
com mais propriedade as perguntas apontadas nesta consulta pública.
Uma outra ação necessária e adequada para o caso é a realização, no
âmbito do projeto de P&D, nos moldes do que foi realizado no Projeto de
Redes Elétricas Inteligentes, de uma pesquisa de opinião junto aos usuários
do sistema, de maneira a identificar a percepção dos mesmos frente aos
custos e benefícios relacionados com este tipo de intervenção.
4.3. Há estudos realizados em outros países para avaliação da padronização das tensões? O que esses estudos concluem? Como
podem ser aplicados à realidade brasileira?
Agente
ABINEE
Contribuição
Em diferentes países, principalmente nos países europeus, há muito tempo já foi estabelecida uma padronização de tensões, que redunda
necessariamente em benefícios intrínsecos para o processo. Poderemos também aproveitar a experiência de fabricantes que atuam no mercado
internacional. Seria importante verificar os trabalhos existentes nos diferentes países, partindo sempre da premissa que, na medida do possível, deve darse o cumprimento imediato do Decreto nº 97.280.
LIGHT
Não há informação suficiente para responder.
CEMIG
Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma
resposta eficaz para este quesito.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
EDP
Não identificamos trabalhos específicos a respeito, que sejam suficientes
para avaliação na profundidade teórica que o assunto requer e que
considere as reais dificuldades práticas para este tipo de obra.
4.4. Como a ANEEL deve interagir com outras instituições (INMETRO, ABNT, Ministérios) para melhorar a adequação entre os
equipamentos eletroeletrônicos comercializados no país e as tensões nominais de distribuição?
Agente
ABINEE
Contribuição
Como indicamos nos itens 3.1 e 3.3, entendemos fundamental a participação das instituições antes citadas e a interação de entidades como INMETRO
(para estabelecer programas de certificação de produtos na cadeia do processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, visando sempre
uma maior eficiência energética), ABNT – CB 03/COBEI (revisão e elaboração das normas técnicas necessárias para a padronização de tensões e
produtos), diferentes Ministérios e instituições / programas, como o PROCEL (inserir em seus programas a eficiência energética de todos os produtos
envolvidos e na diminuição sensível das perdas no processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica), para que o processo de
padronização das tensões seja acelerado com impactos significativos numa maior eficiência energética e na redução dos custos da energia elétrica para o
consumidor final.
Ressaltamos que é muito importante o cumprimento na maior brevidade possível do Decreto nº 97.280 e o estabelecimento da padronização de tensão
secundária, para todo o território nacional, em 220 V.
LIGHT
Através de seminários, reuniões e, principalmente, grupos de estudos, envolvendo, além
desses órgãos, representantes dos agentes do setor elétrico e de fabricantes.
CEMIG
Cemig: Sugere-se uma aproximação técnica através da criação de grupos de
discussão e análise, para tornar o tema mais claro, sedimentado por forças dedicadas
e talvez com experiência suficiente para propor formas de implantação, mudanças no
decreto e até mesmo sua revogação.
EDP
O Projeto de P&D Estratégico citado anteriormente poderia incluir os
agentes aqui citados.
II.
Contribuições gerais
46
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Agente
ABRACEE
Contribuição
I. Introdução
Por meio da Consulta Pública 009/2011, a Aneel apresenta constatações sobre possíveis impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro
de 1988, apresentando cenários distintos para padronização das tensões de distribuição de energia elétrica no Brasil e buscando contribuições da
sociedade que possam subsidiar uma melhor análise por parte da área técnica da Aneel no que diz respeito a uma eventual uniformização das tensões.
II. Considerações Iniciais
A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) considera bastante pertinente a iniciativa da
área técnica da Aneel, mais especificamente da Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), em submeter à consulta pública
questionamentos que têm como objetivo aprimorar o entendimento sobre o que dispõe o referido decreto mediante avaliação dos benefícios decorrentes de
uma possível padronização das tensões em termos da qualidade do fornecimento de energia elétrica, da eficiência energética de equipamentos, da
possibilidade de redução de custos de produção de equipamentos, da confiabilidade da rede, assim como do impacto econômico que a aplicação desta
possível padronização de tensão teria sobre os diversos agentes do setor elétrico.
Ao longo do item II da Nota Técnica n° 0075/2011-SRD/ANEEL, a Aneel avalia que “as análises feitas pela Agência até o presente momento permitem criar
um panorama do cenário nacional e estimar certos impactos da padronização de acordo com níveis de tensão. Entretanto, ainda são necessárias
informações mais precisas acerca dos custos envolvidos, bem como formas de se estimar e mensurar os potenciais benefícios”.
Apesar de a Aneel considerar necessárias informações mais precisas em relação aos custos e aos benefícios envolvidos, o material disponibilizado por
meio dos anexos, como resultado do trabalho realizado pela consultoria contratada pela Agência, apresenta informações e constatações que, mesmo
carecendo de maior precisão, sugerem a inviabilidade da padronização das tensões conforme disposta pelo Decreto nº 97.280.
III. Considerações ABRACE
No entendimento da Abrace, os números apresentados pela consultoria contratada pela Aneel em relação ao possível impacto econômico decorrente da
padronização das tensões de distribuição de energia elétrica, mesmo que grosso modo, evidenciam a necessidade de uma quantidade de recursos que
dificilmente justificaria os benefícios advindos de uma padronização em massa de toda a rede de distribuição de energia elétrica brasileira.
Embora o Anexo I à Nota Técnica nº 0075/2011 apresente uma estimativa dos possíveis impactos tarifários para as tensões de fornecimento para cada
uma das distribuidoras, faz-se necessária uma avaliação por outro ângulo, que compare o volume de recursos necessários com os investimentos já
realizados pelas distribuidoras para que se possa ter uma ideia de quão representativos estes custos são.
Por meio de um exercício bastante simples, nota-se que os recursos necessários para padronizar as tensões da AES Eletropaulo, por exemplo, são mais do
que dez vezes maiores do que a média anual de investimentos realizados pela distribuidora nos últimos quatro anos. Para as distribuidoras CPFL
Piratininga e Bandeirante, esses custos seriam da ordem de nove vezes os investimentos realizados anualmente por elas. A RGE e a CPFL Paulista teriam
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
que dispender em torno de quatro vezes mais que a média de seus investimentos anuais realizados. Em alguns casos, os investimentos realizados pelas
distribuidoras já consideram, por exemplo, a expansão da rede em função do Programa Luz Para Todos do Governo Federal.
Mesmo que os números levantados pela consultoria não tenham o grau de precisão desejado, a ordem de grandeza obtida sugere que a padronização das
tensões não apresenta viabilidade econômica, principalmente pelo fato de não haverem estimativas confiáveis de quais seriam os reais benefícios do
processo. Logo, mesmo que a estimativa tenha sido superestimada, o volume de recursos necessários para se promover a padronização das tensões de
distribuição de energia elétrica continuará sendo abundante. Está-se falando apenas nos custos estimados para a adequação das distribuidoras. Portanto, o
montante de recursos necessário para a padronização das tensões em comparação com os investimentos realizados pelas distribuidoras será ainda maior
quando inseridos os custos para adequação dos equipamentos e instalações das unidades consumidoras e também, em alguns casos, das transmissoras.
IV. Considerações finais
Considerando o que foi apresentado pela Aneel e pelos resultados das análises realizadas pela consultoria contratada pela Agência, e do que foi
argumentado acima, a Abrace entende que a padronização das tensões de energia elétrica é inviável devido ao elevado volume de investimentos
necessário para o referido processo.
Aliado a esse fato, há que se considerar a dificuldade de serem mensurados os benefícios efetivos da padronização das tensões o que, por sua vez,
impede uma análise adequada da situação.
Portanto, a Abrace considera pertinente a manutenção do status quo no que diz respeito às tensões de distribuição de energia elétrica, de forma que não
seja realizada nenhuma padronização de tensão.
Contribuição da Celesc Distribuição S.A. para a Consulta Pública 009/2011 referente a análise dos impactos da aplicação do Decreto n. 97.280, de 16 de
dezembro de 1988 (Padronização das tensões).
Trata-se de Consulta Pública destinada ao recebimento de dados e contribuições para análise dos impactos junto às Concessionárias de energia elétrica,
perante a aplicação do Decreto n. 97.280, de 16 de dezembro de 1988.
CELESC
Esse Decreto estabeleceu tensões nominais padronizadas para transmissão e subtransmissão de 750; 500; 230; 138; 69; 34,5; 13,8 kV, distribuição
primária em redes públicas de 34,5 e 13,8 kV e distribuição secundária em redes públicas de 380/220 e 220/127 volts, em redes trifásicas; 440/220 e
254/127 volts, em redes monofásicas.
Alguns níveis de tensão frequentemente utilizados não foram abrangidos pela legislação. Deste modo, para entender a sua adoção e adequação,
substituindo os padrões atualmente utilizados, provocaria custos diretos excessivamente elevados e impraticáveis em pequeno e médio prazo.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Assim, ante ao impacto ocasionado pela aplicação do Decreto n. 97.280/1988, a Celesc Distribuição S.A. – Celesc D. realizou levantamento das instalações
elétricas analisando os aspectos econômicos, sociais e técnicos da eventual uniformização das tensões.
A pesquisa permitiu concluir que seria impraticável mudar a tensão de 75% do total de KM de alimentadores e 65,7% dos transformadores de Distribuição
da Celesc D., além de outros impactos causados ante a substituição da classe de tensão de 25 para 15 Kv, conforme abaixo demonstrado.
IMPACTOS CAUSADOS À CELESC DISTRIBUIÇÃO S/A ANTE A SUBSTITUIÇÃO DAS INSTALAÇÕES DO SEP DA CLASSE 25 PARA A CLASSE 15 kV
1.
Principais dificuldades para substituição da classe de tensão de 25 para 15 Kv:
1.1
Custos diretos extremamente elevados para a substituição de SE’s existentes e novas SE’s possivelmente necessárias em função do menor
“alcance” da distribuição na classe 15 em relação a classe 25;
1.2
Dificuldades elevadas ou inviabilidade para a adequação e/ou construção de SE’s em função da falta de espaço, principalmente em áreas urbanas
densamente povoadas;
1.3
Energia não distribuída e compensações financeiras a clientes advindas de desligamentos para a adequação de SE’s ou construção de novas SE’s,
considerando-se interrupções do fornecimento de energia de em média quatro horas;
1.4
Custos diretos para a construção de novos alimentadores na classe 15, nus, compactos e subterrâneos;
1.5
Dificuldades e/ou inviabilidade da construção de novos alimentadores em função da falta de espaço em áreas urbanas ou do relevo acidentado em
áreas rurais;
1.6
Energia não distribuída e compensações financeiras a clientes em função dos desligamentos necessários para a construção de novos
alimentadores considerando-se interrupções do fornecimento de energia de em média quatro horas e vários desligamentos necessários para a conclusão
de tais obras,
1.7
Energia não distribuída, custos diretos e de compensações financeiras para adequação das instalações de clientes hoje atendidos na classe 25,
49
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
considerando-se desligamentos de até quatro horas;
1.8
Compensações financeiras em função dos desligamentos necessários para a transferência de clientes de baixa e média tensão para os novos
alimentadores da classe 15;
2. Estimativa do Custo de Repotencialização do SDMT de 25kV para 15kV Resultado dos Cálculos
A tabela a seguir faz uma aproximação da complexidade desta repotencialização, o que significaria mudar a tensão de 75% do total de KM de
alimentadores e 65,7% dos transformadores de Distribuição da Celesc D.
Segmento
Celesc
25 kV
% em 25 kV
TT's (AT/MT)
233
106
45,5%
TD's
169.065
111.138
65,7%
AL's
732
331
45,2%
Km AL's Total
76.966
57.775
75,1%
Km Al
Trifásico
34.514
21.565
62,5%
Destaca-se que para a repotencialização ser factível, mantendo-se o fornecimento de energia a todos os consumidores, se faz necessária a construção de
novos alimentadores para remanejamento de carga e novas SE’s para suprimento destes alimentadores.
A tabela a seguir apresenta a estimativa das ações e obras a serem realizadas para a repotencialização, bem como a estimativa dos custos envolvidos.
Ação/obra
Quantidade
Custo
Nova SE 138/35 kV
71 SE's
R$ 627.763.960
50
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Nova SE 35/15 kV Urbana
91 SE's
R$ 605.027.900
Nova SE 35/15 kV Rural
26 SE's
R$ 106.403.199
Inst. Novo TT 138/15 kV
6 TT's
R$ 30.341.124
Inst. Novo TT 138/34
20 TT's
R$ 113.843.356
Troca TT 138/25 ->138/15 kV
91 TT's
R$ 293.190.352
Nova LT 138 kV
Novo AL 34 kV
AL 15 kV
END TT's/SE's/AL's
426 km
3640 km
9840 km
2 horas
Recondutoramento p/ 336,4 CAA
8078,5 km
R$ 185.084.671
Troca TD's
END TD's
111138 TD's
2,5 horas
R$ 403.273.414
R$ 16.140.634
Perdas AL (10 anos)
1957724,7 MWh
R$ 199.687.918
DIC/FIC/DMIC
R$ 376.013.728
R$ 290.652.362
R$ 694.925.892
R$
5.099.138
R$
Total:
3.262.741
R$ 3.950.710.389
3. Perdas técnicas considerando a Repotencialização dos SDMT 25 kV para SDMT 15 kV
A Celesc D. considera o processo de repotencialização do SDMT de 25 kV para 15 kV um grande equívoco. Pois, além dos custos astronômicos de
engenharia, materiais e mão de obra, existem também os custos relativos às perdas técnicas que são, na mesma ordem, expressivos.
Diga-se, ainda, que a energia dissipada é inversamente proporcional ao quadrado da relação entre a demanda do mercado e o nível de tensão, e conforme
simulações, o valor de perda técnica decorrente da repotencialização proposta aumentaria em aproximadamente 2,8 vezes seu valor atual.
51
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
ABRADEMP
Por fim, importante ressaltar que a Celesc D. é referência no que respeita as perdas técnicas, possuindo um dos menores índices dentre as
concessionárias do setor de energia elétrica. Portanto, se forem adotadas as medidas de padronização das tensões previstas no Decreto 97.280/1988
acarretará impactos financeiros inexequíveis a esta Concessionária de Distribuição de energia elétrica. Além disso, o procedimento proposto criará um ônus
significativo à tarifa de fornecimento de energia elétrica, contrapondo a um dos princípios basilares do modelo tarifário atualmente preconizado pela ANEEL,
qual seja: a modicidade tarifária.
I.
PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES DAS REDES DE BAIXA TENSÃO
As redes de distribuição secundária (BT) da Empresa Luz e Força Santa Maria ,nossa associada, utilizam apenas tensões padronizadas de 220/127 volts,
para redes trifásicas e 254/127 volts, para redes monofásicas.
Pelos estudos até então realizados e considerações apresentadas na Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de 21/12/2011 e seus anexos, propomos
que os níveis de tensão das redes distribuição secundária que devem ser padronizados sejam os mesmos estabelecidos pelo art. 1º do Decreto n° 97.280,
de 16 de dezembro de 1988, ou seja, 380/220 e 220/127 volts, para redes trifásicas e 440/220 e 254/127 volts, para redes monofásicas.
Estas tensões de distribuição atendem também a certificação compulsória de aparelhos eletrodomésticos e similares instituída pela Portaria INMETRO nº
371, que estabelece a necessidade de atendimento aos requisitos da norma ABNT NBR NM 60335-1 ou IEC 60335-1 – Requisitos Gerais e das normas de
requisitos particulares da série ABNT NBR NM 60335-2-X ou IEC 60335-2-X.
Em locais atendidos por redes secundárias 254/127 volts, somente cargas monofásicas 127 volts devem ligadas, garantindo a orientação dos dispositivos
citados de que a tensão nominal para aparelhos monofásicos não deve ser superior a 250 volts.
Nas redes secundárias monofásicas 254/127 volts da Empresa Luz e Força Santa Maria SA a maioria das cargas ligadas são em 127 volts, exceção
apenas para as cargas de iluminação pública e motores que são ligados na tensão 254 volts.
Mas a grande incerteza e insegurança sobre qual o valor adequado de repasse dos custos de padronização nas tarifas de energia elétrica de cada
distribuidora indica que estudos complementares devem ser realizados de preferência em cada concessionária envolvida, utilizando recursos de P&D,
quantificando os impactos nos indicadores de continuidade e qualidade de fornecimento, os custos com as adequações das instalações da distribuidora e
com as instalações dos consumidores e informações mais precisas sobre a vida útil e a performance de aparelhos eletroeletrônicos e os benefícios com
postergação de investimentos, caso existam.
Na área de concessão da Empresa Luz e Força Santa Maria SA as tensões secundárias monofásicas 254/127 volts predominam na área rural em
transformadores instalados nas propriedades, cujos consumidores se beneficiam principalmente da tensão 254 volts para atender motores de bombas e
maquinários.
Estudos mais criteriosos e a realização de projeto piloto de padronização das tensões poderão auxiliar a tomada de decisão para indicar quais os valores
de tensão padronizada (BT) apresentariam maiores ganhos.
II.
PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES DAS REDES DE MÉDIA TENSÃO
52
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Na década de 1960, para atender ao aumento do consumo da área atendida, a Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. passou a contratar a compra de
energia elétrica gerada pela Usina de Rio Bonito, no Rio Santa Maria de Vitória, município de Santa Leopoldina, ES, pertencente à Espírito Santo Centrais
Elétricas S/A-ESCELSA.
Essa interligação significou abundância de eletricidade, permitindo ampliar os serviços da Empresa e levar energia aos distritos de Colatina que eram:
•
Marilândia;
•
Alto Rio Novo;
•
São Gabriel da Palha;
•
Vila Valério;
•
Graça Aranha;
•
Novo Brasil;
•
Governador Lindenberg;
•
São Domingos;
•
Pancas.
Em seguida, um grande programa de eletrificação rural foi realizado, tornando a Empresa Luz e Força Santa Maria S/A pioneira da eletrificação rural no
Brasil e que, com o apoio do Programa Luz no Campo e, posteriormente, Luz para Todos, se tornou uma das primeiras distribuidoras a atingir a
universalização total dos seus consumidores urbanos e rurais, tendo, atualmente, mais de 30% do seu mercado no atendimento de unidades consumidoras
rurais.
A tensão primária da Santa Maria era 11,4 kV e nesta tensão chegou-se a conclusão que seria econômica e tecnicamente inviável atender a todos estes
distritos, com os recursos limitados na época.
A alternativa mais viável se mostrou adotar a tensão de 25 kV que já vinha sendo adotada por algumas empresas no país com sucesso, sem a elevação
significativa no custo das redes de distribuição primária e centros de transformação, razão pela qual adotamos esta tensão.
O Decreto n° 97.280, de 16 de dezembro de 1988, não padronizou as tensões das redes de distribuição primária monofásicas, logo as redes monofásicas
que derivam da tensão padronizada de 13,8 kV, ou seja, 7.967 volts, não têm a sua tensão padronizada como considerou o estudo contratado pela ANEEL.
No Anexo I da Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de 21/12/2011, foram listadas tensões tais como 13.970, 13.337, 12.702, 7.621, 6.600, 6.582 e
6.300 volts, que identificamos como tensões de redes monofásicas que derivam de redes trifásicas de tensões nominais de 24,2, 23,1, 22,0, 13,2, 11,4 e
11,0 kV.
Estudos mais criteriosos poderão indicar que os impactos com a padronização das tensões de distribuição primária (MT) em redes públicas requerida pelo
Decreto n° 97.280 não trarão nenhum benefício para os consumidores.
Exemplificamos a seguir os principais impactos, para o caso das redes de distribuição em MT da Empresa Luz e Força Santa Maria SA que utilizam as
tensões não padronizadas 24,2 e 11,4 kV.
53
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
II.1. Padronização da tensão 13,8 kV nas redes de 24,2 kV
Principais Impactos:
Em subestações:
- Substituição de 4 transformadores de força, todos com primário na tensão nominal de 69 kV e equipados com comutador sob carga, secundários em 24,2
e 11,4 kV, ventilação forçada e proteção própria : 01 potência 25/33MVA na SE Colatina, 01 potência 25/33MVA na SE São Silvano, 01 potência 25/33MVA
na SE Angelo Frechiani e 01 potência 10/12,5MVA na SE São Roque;
- Substituição de 2 transformadores de força, todos com primário na tensão nominal de 138 kV e equipados com comutador sob carga, ventilação forçada e
proteção própria : 01 potência 15/20MVA e 01 potência 12/18MVA ambos na SE São Gabriel;
- Substituição de 54 pára-raios 21 kV, 10 kA instalados na barras;
- Substituição de 51 TP’s relação 13800/115 volts, classe 25 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno;
- Substituição de todos os barramentos rígidos nus na tensão de 24,2 kV das subestações de Colatina, São Silvano, São Gabriel, Angelo Frechiani e São
Roque;
- Substituição de 18 chaves seccionadoras unipolares, classe 25 kV, uso externo, de saída dos transformadores de força, devido o aumento da corrente
nominal;
- Substituição de 9 TC’s dos cubículos de proteção geral das barras, classe 25 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno, devido o
aumento da corrente nominal;
- Substituição de todos dos cabos monopolares isolados para 25 kV de saída dos transformadores de força devido o aumento da corrente nominal;
- Realização de novos estudos de proteção com a alteração dos níveis de curto circuito e correntes de carga para nova parametrização de relés;
Nas redes de distribuição:
- Substituição de 7.295 transformadores de distribuição monofásicos e 548 trifásicos ligados na tensão de 24,2kV;
- Substituição de 9.182 pára-raios 21 kV;
- Substituição de 17 bancos de capacitores,
- Substituição de 13 bancos de reguladores de tensão,
- Substituição de 32 TP’s uso externo 13.800/115V responsáveis pela tensão auxiliar dos religadores tripolares;
- Desativação das 5 subestações rebaixadoras de 24,2 para 11,4 kV existentes, nas potências 10 MVA (2), 7,5 MVA (1), 5 MVA (1) e 4 MVA (1);
- Redimensionamento de elos fusíveis;
- Recondutoramento de vários trechos das redes primárias.
54
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Nas instalações de propriedade do consumidor :
- Substituição de 3.385 transformadores de distribuição monofásicos e 1.660 trifásicos ligados na tensão de 24,2kV;
- Substituição de 8.365 pára-raios 21 kV;
- Substituição dos TC’s e TP’s de medição em média tensão das unidades consumidoras;
- Substituição de capacitores instalados na MT nas instalações internas do consumidor;
- Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras;
- Projeto e construção de novos alimentadores de distribuição, com novos bays de saída de subestações para atender ao crescimento imediato de 75% na
corrente dos alimentadores existentes pelo simples fato da redução da tensão nominal de fornecimento, com o objetivo de redistribuir as cargas para
manter os níveis de regulação de tensão e de perdas atuais;
- Comprometimento dos cronogramas das obras de expansão e melhoria já previstas para os sistemas de distribuição primária que devem ser reformuladas
em função da necessidade de rearranjo dos circuitos e de criação de novos pela redução da tensão nominal de distribuição;
- Elevação e transgressão dos indicadores de continuidade de fornecimento com reflexos nas pesquisas de avaliação da qualidade percebida pelo
consumidor;
- Aumento de tarifas;
- Consequente aumento dos custos dos equipamentos, materiais e também de mão-de-obra pela obrigatoriedade de padronização de tensão para todos os
sistemas elétricos existentes das distribuidoras em curto prazo.
II.2. Padronização da tensão 13,8 kV nas redes de 11,4 kV
Principais Impactos:
Em subestações:
- No caso de ser efetivada após a padronização da tensão de 24,2 kV para 13,8 kV somente 1 transformador de força deve ser substituído, com primário na
tensão nominal de 69 kV e equipado com comutador sob carga, secundário em 11,4 kV, ventilação forçada e proteção própria, potência 10/12,5MVA na SE
São Roque;
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
- Substituição de 48 pára-raios 9 kV, 10 kA instalados na barras;
- Substituição de 48 TP’s relação 6900/115 volts, classe 15 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno;
- Realização de novos estudos de proteção com a alteração dos níveis de curto circuito e correntes de carga para nova parametrização de relés;
- Substituição dos transformadores de força de 5 subestações rebaixadoras de 24,2 para 11,4 kV existentes, caso não se efetive a padronização da tensão
de 24,2 kV, com potências 10 MVA (2), 7,5 MVA (1), 5 MVA (1) e 4 MVA (1);
Nas redes de distribuição:
- Substituição de parte dos transformadores de distribuição trifásicos instalados e que não possuem o tape 13,8 kV e dos monofásicos que não dispõe do
tape de 7,97 kV a ser identificado em um estoque de 2.179 transformadores monofásicos e 745 trifásicos;
- Substituição de 4.546 pára-raios 9 kV;
- Substituição de 14 bancos de capacitores,
- Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras
Nas instalações de propriedade do consumidor :
- Substituição de parte dos transformadores de distribuição trifásicos instalados e que não possuem o tape 13,8 kV e dos monofásicos que não dispõe do
tape de 7,97 kV a ser identificado em um estoque de 1.464 transformadores monofásicos e 1.102 trifásicos;
- Substituição de 8.365 pára-raios 9 kV;
- Substituição dos TP’s de medição relação 6900/115 volts, classe 15 kV, das unidades consumidoras;
- Substituição de capacitores instalados na MT nas instalações internas do consumidor;
- Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras;
- Elevação e transgressão dos indicadores de continuidade de fornecimento com reflexos nas pesquisas de avaliação da qualidade percebida pelo
consumidor;
- Aumento de tarifas;
- Consequente aumento dos custos dos equipamentos, materiais e também de mão-de-obra pela obrigatoriedade de padronização de tensão para todos os
sistemas elétricos existentes das distribuidoras em curto prazo.
III.
Conclusões
Pela análise dos impactos apresentados na Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL e dos seus Relatórios (Anexos), a padronização das tensões das
56
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
EFLSM
redes de distribuição de energia elétrica deve ser realizada somente na baixa tensão, com a manutenção dos níveis de tensão das redes de distribuição
secundária padronizados pelo art. 1º do Decreto n° 97.280, após estudos mais aprofundados e criteriosos sobre a matéria.
Entendemos que a padronização das tensões das redes de MT conforme estabelecido no Decreto n° 97.280 trará prejuízos enormes à sociedade e ao
sistema elétrico.
Neste caso, visando reduzir os impactos técnicos, sociais e econômicos, sugerimos a padronização dos seguintes níveis de tensão de distribuição primária
em redes públicas: 34,5, 23,1, 13,8 e 11,4 kV em redes trifásicas e 19,919, 13,337, 7,967 e 6,582 kV em redes monofásicas.
I.
PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES DAS REDES DE BAIXA TENSÃO
As redes de distribuição secundária (BT) da Empresa Luz e Força Santa Maria SA utilizam apenas tensões padronizadas de 220/127 volts, para redes
trifásicas e 254/127 volts, para redes monofásicas.
Pelos estudos até então realizados e considerações apresentadas na Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de 21/12/2011 e seus anexos, propomos
que os níveis de tensão das redes distribuição secundária que devem ser padronizados sejam os mesmos estabelecidos pelo art. 1º do Decreto n° 97.280,
de 16 de dezembro de 1988, ou seja, 380/220 e 220/127 volts, para redes trifásicas e 440/220 e 254/127 volts, para redes monofásicas.
Estas tensões de distribuição atendem também a certificação compulsória de aparelhos eletrodomésticos e similares instituída pela Portaria INMETRO nº
371, que estabelece a necessidade de atendimento aos requisitos da norma ABNT NBR NM 60335-1 ou IEC 60335-1 – Requisitos Gerais e das normas de
requisitos particulares da série ABNT NBR NM 60335-2-X ou IEC 60335-2-X.
Em locais atendidos por redes secundárias 254/127 volts somente cargas monofásicas 127 volts devem ligadas, garantindo a orientação dos dispositivos
citados de que a tensão nominal para aparelhos monofásicos não deve ser superior a 250 volts.
Nas redes secundárias monofásicas 254/127 volts da Empresa Luz e Força Santa Maria SA a maioria das cargas ligadas são em 127 volts, exceção
apenas para as cargas de iluminação pública e motores que são ligados na tensão 254 volts.
Mas a grande incerteza e insegurança sobre qual o valor adequado de repasse dos custos de padronização nas tarifas de energia elétrica de cada
distribuidora indica que estudos complementares devem ser realizados de preferência em cada concessionária envolvida, utilizando recursos de P&D,
quantificando os impactos nos indicadores de continuidade e qualidade de fornecimento, os custos com as adequações das instalações da distribuidora e
com as instalações dos consumidores e informações mais precisas sobre a vida útil e a performance de aparelhos eletroeletrônicos e os benefícios com
postergação de investimentos, caso existam.
Na área de concessão da Empresa Luz e Força Santa Maria SA as tensões secundárias monofásicas 254/127 volts predominam na área rural em
transformadores instalados nas propriedades, cujos consumidores se beneficiam principalmente da tensão 254 volts para atender motores de bombas e
maquinários.
Estudos mais criteriosos e a realização de projeto piloto de padronização das tensões poderão auxiliar a tomada de decisão para indicar quais os valores
de tensão padronizada (BT) apresentariam maiores ganhos.
57
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
II.
PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES DAS REDES DE MÉDIA TENSÃO
Na década de 1960, para atender ao aumento do consumo da área atendida, a Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. passou a contratar a compra de
energia elétrica gerada pela Usina de Rio Bonito, no Rio Santa Maria de Vitória, município de Santa Leopoldina, ES, pertencente à Espírito Santo Centrais
Elétricas S/A-ESCELSA.
Essa interligação significou abundância de eletricidade, permitindo ampliar os serviços da Empresa e levar energia aos distritos de Colatina que eram:
•
Marilândia;
•
Alto Rio Novo;
•
São Gabriel da Palha;
•
Vila Valério;
•
Graça Aranha;
•
Novo Brasil;
•
Governador Lindenberg;
•
São Domingos;
•
Pancas.
Em seguida, um grande programa de eletrificação rural foi realizado, tornando a Empresa Luz e Força Santa Maria S/A pioneira da eletrificação rural no
Brasil e que, com o apoio do Programa Luz no Campo e, posteriormente, Luz para Todos, se tornou uma das primeiras distribuidoras a atingir a
universalização total dos seus consumidores urbanos e rurais, tendo, atualmente, mais de 30% do seu mercado no atendimento de unidades consumidoras
rurais.
A tensão primária da Santa Maria era 11,4 kV e nesta tensão chegou-se a conclusão que seria econômica e tecnicamente inviável atender a todos estes
distritos, com os recursos limitados na época.
A alternativa mais viável se mostrou adotar a tensão de 25 kV que já vinha sendo adotada por algumas empresas no país com sucesso, sem a elevação
significativa no custo das redes de distribuição primária e centros de transformação, razão pela qual adotamos esta tensão.
O Decreto n° 97.280, de 16 de dezembro de 1988, não padronizou as tensões das redes de distribuição primária monofásicas, logo as redes monofásicas
que derivam da tensão padronizada de 13,8 kV, ou seja, 7.967 volts, não têm a sua tensão padronizada como considerou o estudo contratado pela ANEEL.
No Anexo I da Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de 21/12/2011, foram listadas tensões tais como 13.970, 13.337, 12.702, 7.621, 6.600, 6.582 e
6.300 volts, que identificamos como tensões de redes monofásicas que derivam de redes trifásicas de tensões nominais de 24,2, 23,1, 22,0, 13,2, 11,4 e
11,0 kV.
Estudos mais criteriosos poderão indicar que os impactos com a padronização das tensões de distribuição primária (MT) em redes públicas requerida pelo
Decreto n° 97.280 não trarão nenhum benefício para os consumidores.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Exemplificamos a seguir os principais impactos, para o caso das redes de distribuição em MT da Empresa Luz e Força Santa Maria SA que utilizam as
tensões não padronizadas 24,2 e 11,4 kV.
II.1. Padronização da tensão 13,8 kV nas redes de 24,2 kV
Principais Impactos:
Em subestações:
- Substituição de 4 transformadores de força, todos com primário na tensão nominal de 69 kV e equipados com comutador sob carga, secundários em 24,2
e 11,4 kV, ventilação forçada e proteção própria : 01 potência 25/33MVA na SE Colatina, 01 potência 25/33MVA na SE São Silvano, 01 potência 25/33MVA
na SE Angelo Frechiani e 01 potência 10/12,5MVA na SE São Roque;
- Substituição de 2 transformadores de força, todos com primário na tensão nominal de 138 kV e equipados com comutador sob carga, ventilação forçada e
proteção própria : 01 potência 15/20MVA e 01 potência 12/18MVA ambos na SE São Gabriel;
- Substituição de 54 pára-raios 21 kV, 10 kA instalados na barras;
- Substituição de 51 TP’s relação 13800/115 volts, classe 25 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno;
- Substituição de todos os barramentos rígidos nus na tensão de 24,2 kV das subestações de Colatina, São Silvano, São Gabriel, Angelo Frechiani e São
Roque;
- Substituição de 18 chaves seccionadoras unipolares, classe 25 kV, uso externo, de saída dos transformadores de força, devido o aumento da corrente
nominal;
- Substituição de 9 TC’s dos cubículos de proteção geral das barras, classe 25 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno, devido o
aumento da corrente nominal;
- Substituição de todos dos cabos monopolares isolados para 25 kV de saída dos transformadores de força devido o aumento da corrente nominal;
- Realização de novos estudos de proteção com a alteração dos níveis de curto circuito e correntes de carga para nova parametrização de relés;
Nas redes de distribuição:
- Substituição de 7.295 transformadores de distribuição monofásicos e 548 trifásicos ligados na tensão de 24,2kV;
- Substituição de 9.182 pára-raios 21 kV;
- Substituição de 17 bancos de capacitores,
- Substituição de 13 bancos de reguladores de tensão,
- Substituição de 32 TP’s uso externo 13.800/115V responsáveis pela tensão auxiliar dos religadores tripolares;
- Desativação das 5 subestações rebaixadoras de 24,2 para 11,4 kV existentes, nas potências 10 MVA (2), 7,5 MVA (1), 5 MVA (1) e 4 MVA (1);
59
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
- Redimensionamento de elos fusíveis;
- Recondutoramento de vários trechos das redes primárias.
Nas instalações de propriedade do consumidor :
- Substituição de 3.385 transformadores de distribuição monofásicos e 1.660 trifásicos ligados na tensão de 24,2kV;
- Substituição de 8.365 pára-raios 21 kV;
- Substituição dos TC’s e TP’s de medição em média tensão das unidades consumidoras;
- Substituição de capacitores instalados na MT nas instalações internas do consumidor;
- Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras;
- Projeto e construção de novos alimentadores de distribuição, com novos bays de saída de subestações para atender ao crescimento imediato de 75% na
corrente dos alimentadores existentes pelo simples fato da redução da tensão nominal de fornecimento, com o objetivo de redistribuir as cargas para
manter os níveis de regulação de tensão e de perdas atuais;
- Comprometimento dos cronogramas das obras de expansão e melhoria já previstas para os sistemas de distribuição primária que devem ser reformuladas
em função da necessidade de rearranjo dos circuitos e de criação de novos pela redução da tensão nominal de distribuição;
- Elevação e transgressão dos indicadores de continuidade de fornecimento com reflexos nas pesquisas de avaliação da qualidade percebida pelo
consumidor;
- Aumento de tarifas;
- Consequente aumento dos custos dos equipamentos, materiais e também de mão-de-obra pela obrigatoriedade de padronização de tensão para todos os
sistemas elétricos existentes das distribuidoras em curto prazo.
II.2. Padronização da tensão 13,8 kV nas redes de 11,4 kV
Principais Impactos:
Em subestações:
- No caso de ser efetivada após a padronização da tensão de 24,2 kV para 13,8 kV somente 1 transformador de força deve ser substituído, com primário na
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
tensão nominal de 69 kV e equipado com comutador sob carga, secundário em 11,4 kV, ventilação forçada e proteção própria, potência 10/12,5MVA na SE
São Roque;
- Substituição de 48 pára-raios 9 kV, 10 kA instalados na barras;
- Substituição de 48 TP’s relação 6900/115 volts, classe 15 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno;
- Realização de novos estudos de proteção com a alteração dos níveis de curto circuito e correntes de carga para nova parametrização de relés;
- Substituição dos transformadores de força de 5 subestações rebaixadoras de 24,2 para 11,4 kV existentes, caso não se efetive a padronização da tensão
de 24,2 kV, com potências 10 MVA (2), 7,5 MVA (1), 5 MVA (1) e 4 MVA (1);
Nas redes de distribuição:
- Substituição de parte dos transformadores de distribuição trifásicos instalados e que não possuem o tape 13,8 kV e dos monofásicos que não dispõe do
tape de 7,97 kV a ser identificado em um estoque de 2.179 transformadores monofásicos e 745 trifásicos;
- Substituição de 4.546 pára-raios 9 kV;
- Substituição de 14 bancos de capacitores,
- Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras;
Nas instalações de propriedade do consumidor :
- Substituição de parte dos transformadores de distribuição trifásicos instalados e que não possuem o tape 13,8 kV e dos monofásicos que não dispõe do
tape de 7,97 kV a ser identificado em um estoque de 1.464 transformadores monofásicos e 1.102 trifásicos;
- Substituição de 8.365 pára-raios 9 kV;
- Substituição dos TP’s de medição relação 6900/115 volts, classe 15 kV, das unidades consumidoras;
- Substituição de capacitores instalados na MT nas instalações internas do consumidor;
- Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras;
- Elevação e transgressão dos indicadores de continuidade de fornecimento com reflexos nas pesquisas de avaliação da qualidade percebida pelo
consumidor;
- Aumento de tarifas;
- Consequente aumento dos custos dos equipamentos, materiais e também de mão-de-obra pela obrigatoriedade de padronização de tensão para todos os
sistemas elétricos existentes das distribuidoras em curto prazo.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
ABRADEE
III.
Conclusões
Pela análise dos impactos apresentados na Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL e dos seus Relatórios (Anexos), a padronização das tensões das
redes de distribuição de energia elétrica deve ser realizada somente na baixa tensão, com a manutenção dos níveis de tensão das redes de distribuição
secundária padronizados pelo art. 1º do Decreto n° 97.280, após estudos mais aprofundados e criteriosos sobre a matéria.
Entendemos que a padronização das tensões das redes de MT conforme estabelecido no Decreto n° 97.280 trará prejuízos enormes à sociedade e ao
sistema elétrico.
Neste caso, visando reduzir os impactos técnicos, sociais e econômicos, sugerimos a padronização dos seguintes níveis de tensão de distribuição primária
em redes públicas: 34,5, 23,1, 13,8 e 11,4 kV em redes trifásicas e 19,919, 13,337, 7,967 e 6,582 kV em redes monofásicas.
Apresentamos a nossa contribuição para algumas das questões apresentadas na Consulta Pública nº 009/11 que trata da análise dos impactos da
aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988 (padronização das tensões).
1. Níveis de tensão que devem ser os padronizados
Considerando que o sistema elétrico de distribuição já está consolidado, e que não foram identificadas motivações que justificam a alocação de
investimentos nesta finalidade, sugerimos que sejam padronizadas as tensões atualmente utilizadas pelas distribuidoras, de forma a eliminar o possível
conflito existente entre os valores constantes do art. 47 do Decreto nº 41.019/57 e a realidade dos sistemas de distribuição do país.
Sugerimos adicionalmente que seja proposta a revogação do art. 47 do referido decreto, deixando a cargo da ANEEL a atribuição de estabelecer as
tensões a serem utilizadas pelas distribuidoras.
Embora fosse desejável a existência de uma quantidade mais reduzida das tensões em utilização, entendemos que a eliminação de alguma tensão
utilizada atualmente poderia ser motivada por um das seguintes razões:
(i) interesse da distribuidora, buscando a otimização do seu sistema de forma a facilitar a padronização de equipamentos, materiais, operação do sistema,
etc.,
(ii) constatação da existência de problemas na utilização da energia que justifiquem esta providência, ou
(iii) por determinação da ANEEL com base na identificação de vantagens que possam ser constatadas com a padronização.
Na documentação apresentada nesta Consulta ainda não foi possível constatar a existência de problemas com a utilização das tensões existentes, que
justifiquem uma eventual eliminação. Da mesma forma, não existem estudos conclusivos sobre as vantagens de uma padronização mais restrita das
tensões utilizadas.
Assim sendo, neste momento, restará a possibilidade de que a própria distribuidora venha a concluir pela conveniência de eliminação de alguma tensão
atualmente utilizada.
2. Utilizações das mesmas tensões padronizadas em todo território nacional
É inegável a conveniência que teríamos caso as tensões fossem as mesmas em todo território nacional. No entanto, como esta padronização demandará a
aplicação de recursos vultosos, somente um estudo mais aprofundado sobre os benefícios que possam ser obtidos com tal padronização poderá concluir
62
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
sobre a conveniência de tal padronização. Enquanto não possuirmos tal avaliação, entendemos que não se justifica a uniformização das tensões utilizadas
no país.
Finalizando, gostaríamos de sugerir que seja avaliada a possibilidade de constituição de grupo de trabalho com a participação de representantes das
distribuidoras e outras entidades envolvidas com a questão, com vistas a aprofundar os estudos e identificar recomendações para a atuação dessa
Agência.
Assunto: Consulta Pública nº 09/2011 - ANEEL, referente ao recebimento de dados e contribuições para análise dos impactos da aplicação do Decreto
nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, que trata da padronização das tensões.
1 - Introdução
1. Em sintonia com os princípios de eficiência e publicidade que regem a
administração pública, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou o Aviso de
Consulta Pública nº 09/2011 no Diário Oficial da União, de 27 de dezembro de 2011. A agência
procura obter subsídios e informações adicionais para análise dos impactos da aplicação do
Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, que dispõe sobre a padronização das tensões no
setor.
2. A Nota Técnica nº 75/2011-SRD/ANEEL, de 21/12/2011, que subsidia a consulta
pública, elenca os possíveis cenários decorrentes da uniformização das tensões. Por meio dela, a
MINISTÉRIO agência busca contribuições para melhor analisar os impactos econômicos, sociais e técnicos da
DA FAZENDA implantação da medida.
– MF/SAE
3. A Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda
(Seae/MF), em consonância com o objetivo traçado pela ANEEL, e nos termos de suas
atribuições legais, definidas no Decreto nº 7.482, de 16 de maio de 2011, apresenta por meio
deste parecer sua manifestação à audiência pública em questão, buscando, assim, contribuir para
o aprimoramento do arcabouço regulatório do setor de energia elétrica.
2 – Da Análise
4. Preliminarmente, a Seae/MF congratula a ANEEL pela iniciativa de incentivar o
uso de mecanismos que ampliem a participação da sociedade na discussão das normas do setor
elétrico. As agências reguladoras, como todos os agentes que atuam em dado mercado, possuem
uma visão incompleta e imperfeita das matérias objeto da tomada de decisão. O aprimoramento
dos canais de comunicação com a sociedade, no âmbito dos processos de audiências e consultas
públicas, permite a descoberta de falhas regulatórias que, de outra forma, dificilmente seriam
63
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
percebidas.
5. Nesse contexto, a participação social é elemento chave para dotar de maior
transparência a regulação, conferindo maior legitimidade às regras editadas e contribuindo para a
potencial redução de falhas regulatórias, cujos efeitos nocivos não são prontamente captados pela
agência reguladora.
6. Tendo em mira o aperfeiçoamento da regulamentação proposta, esta Secretaria faz
algumas sugestões sobre os tópicos a seguir apresentados, seguidas das razões que motivaram
cada uma das manifestações.
2.1 – Problema Identificado, Objetivo e Instituições Impactadas
7. A diversidade nos níveis de tensões nominais de distribuição de energia elétrica
atualmente existentes no país tem sido responsável por diversas ineficiências no sistema. Tais
ineficiências abrangem desde o aumento no custo de equipamentos para construção de redes e
transformadores até a elevação de custos sobre a indústria de aparelhos eletroeletrônicos, a qual
necessita projetar dispositivos para diferenciados níveis de tensão.
8. A falta de padronização reduz, ainda, o nível de flexibilidade operativa das
distribuidoras, contribuindo para a perda de qualidade do serviço ofertado, além de exigir certo
nível de conhecimento por parte do consumidor, sob pena de má utilização dos aparelhos
elétricos.
9. Conforme exposto na nota técnica que subsidia a consulta, o problema é antigo e a
tentativa de solucioná-lo remonta a 1957, ano de publicação do Decreto nº 41.019, que buscava
padronizar tensões nominais no processo de novas instalações de serviço de energia elétrica.
Posteriormente, novas tentativas de padronização foram realizadas pelo Decreto nº 73.080, de 5
de novembro de 1973.
10. Finalmente, o Decreto nº 97.280/1988 estabeleceu as seguintes tensões nominais
padronizadas para o sistema elétrico brasileiro:
• transmissão e subtransmissão: 750; 500; 230; 138; 69; 34,5; 13,8 kV ;
• distribuição primária em redes públicas: 34,5 e 13,8 kV; e
• distribuição secundária em redes públicas: 380/220 e 220/127 volts, em redes
trifásicas; 440/220 e 254/127 volts, em redes monofásicas.
11. Tal decreto estabeleceu a obrigatoriedade de utilização das tensões padronizadas
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
nos casos de “ampliação, reforço, melhoria e reforma de redes secundárias de distribuição que
envolvam a instalação de transformador”.
12. Foi prevista, ainda, a flexibilização à padronização, a ser aplicada em dois casos:
(i) uso de outras tensões para “troca de transformadores por avaria ou outras necessidades
operacionais, enquadráveis no orçamento de despesas operacionais”; e (ii) uso de tensões
nominais de transmissão, subtransmissão ou distribuição primária de energia elétrica diferentes
das acima identificadas para “reforço ou extensão de linhas ou redes já existentes, desde que
técnica e economicamente justificáveis”.
13. Tendo em vista as dificuldades para implementação das medidas previstas no
Decreto nº 97.280/1988, em virtude dos impactos técnicos, sociais e econômicos que sua efetiva
aplicação deve trazer para o sistema, a ANEEL contratou a elaboração de estudos para subsidiar
a regulamentação efetiva da matéria.
14. Conforme expõe a Nota Técnica nº 75/2011-SRD/ANEEL de 21 de dezembro de
2011, que fundamenta a consulta em comento, o estudo realizado no período de maio a
dezembro de 2010 deveria abordar os seguintes aspectos:
“a) Levantamento da legislação atual e sua aderência à realidade dos sistemas de
distribuição;
b) Levantamento dos principais níveis de tensão existentes nas redes elétricas de
distribuição de energia no Brasil;
c) Estudo da compatibilidade dos equipamentos de baixa tensão existentes no mercado
aos diversos níveis de tensão nominal de distribuição secundária;
d) Estudo dos impactos técnicos e econômicos da padronização dos níveis de tensão de
distribuição; e
e) Elaboração das recomendações para regulamentação da padronização das tensões
nominais de distribuição de energia elétrica”.
15. O estudo concluiu que mais de 12% das unidades consumidoras conectadas à rede
de baixa tensão (BT) e quase 37% das instalações ligadas à média tensão (MT) são atendidas em
níveis nominais não padronizados e que a padronização das tensões seria parte da solução para
os problemas identificados.
16. Portanto, o objetivo da consulta pública em análise é fazer uma avaliação da
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
implementação das medidas de unificação de tensão, tendo em vista os custos incorridos vis-avis
os benefícios auferidos.
17. A depender das contribuições recebidas e de sua posterior análise de custos e
benefícios, a ANEEL pode considerar os seguintes cenários possíveis acerca da regulamentação
da matéria:
• Nenhuma padronização;
• Padronização de todas as tensões previstas no decreto;
• Padronização somente de alta e média tensão;
• Padronização somente de baixa tensão.
18. A partir do diagnóstico resultante dos estudos contratados, a ANEEL solicita
contribuições da sociedade, que podem consistir de estudos, discussões metodológicas ou análise
crítica dos elementos levantados pela nota técnica, com o intuito de melhor investigar os
impactos da adoção de medidas de padronização de tensões.
19. Do exposto, constata-se que o problema a ser enfrentado e o objetivo da agência
com a consulta pública estão claros, o que contribui para a participação da sociedade na forma
desejada pelo regulador.
20. Por fim, é oportuno destacar os agentes afetados pela medida em debate são as
empresas de distribuição e transmissão de energia elétrica, os consumidores de energia elétrica e
a indústria de equipamentos eletroeletrônicos.
2.2 – Opções à Padronização das Tensões
21. Conforme acima mencionado, não há ainda definição pela ANEEL de qual
alternativa, dentre as quatro por ela identificadas, seria a mais adequada para a regulamentação
do Decreto nº 97.280/1988, sendo este um dos objetivos da consulta pública.
22. A avaliação das alternativas disponíveis e as razões que levarão a agência a optar
por uma delas integram etapa importante no processo de formatação de normas regulatórias.
Nesse contexto, julga-se pertinente que a ANEEL, ao explicitar a sua preferência, apresente os
motivos que a levaram a preterir as demais opções.
2.3 – Dos Possíveis Impactos ao Bem-Estar Econômico
23. A análise relativa ao bem-estar econômico envolverá, inicialmente, a avaliação
dos eventuais impactos da proposição sobre a concorrência. Posteriormente, outras
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
conseqüências sobre a eficiência econômica serão investigadas.
2.3.1 – Impactos à Concorrência
24. Os impactos à concorrência serão avaliados por metodologia desenvolvida pela
Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico - OCDE1. A metodologia consiste
de um conjunto de questões a serem verificadas na análise do impacto de políticas públicas sobre
a concorrência. O impacto competitivo poderia ocorrer por meio de: i) limitação no número ou
variedade de fornecedores; ii) limitação na concorrência entre empresas; e iii) diminuição do
incentivo à competição. As referidas questões e seus respectivos efeitos são descritos abaixo:
1º Efeito - limitação no número ou variedade de fornecedores, provável no caso de a política
proposta:
i) conceder direitos exclusivos a um único fornecedor de bens ou de serviços;
ii) estabelecer regimes de licenças, permissões ou autorizações como requisitos de
funcionamento;
iii) limitar a alguns tipos de fornecedores a capacidade para a prestação de bens ou serviços;
iv) aumentar significativamente os custos de entrada ou saída no mercado;
v) criar uma barreira geográfica à aptidão das empresas para fornecerem bens ou serviços,
mão-de-obra ou realizarem investimentos.
2º Efeito - limitação da concorrência entre empresas, provável no caso de a política proposta:
i) controlar ou influenciar substancialmente os preços de bens ou serviços;
ii) limitar a liberdade dos fornecedores de publicarem ou comercializarem os seus bens ou
serviços;
iii) fixar normas de qualidade do produto que beneficiem apenas alguns fornecedores ou que
excedam o que consumidores bem informados escolheriam;
iv) aumentar significativamente o custo de produção de apenas alguns fornecedores
(especialmente no caso de haver diferenciação no tratamento conferido a operadores históricos e
1 Referência: OCDE (2007). Guia de Avaliação da Concorrência. Versão 1.0. Disponível em:
http://www.oecd.org/dataoecd/15/43/39680119.pdf. Acessado em 21.07.2010.
a concorrentes novos).
3º Efeito - diminuir o incentivo para as empresas competirem, provável no caso de a política
proposta:
67
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
i) estabelecer um regime de autorregulamentação ou de corregulamentação;
ii) exigir ou estimular a publicação de dados sobre níveis de produção, preços, vendas ou
custos das empresas;
iii) isentar um determinado setor industrial ou grupo de fornecedores da aplicação da
legislação geral da concorrência;
iv) reduzir a mobilidade dos clientes entre diferentes fornecedores de bens ou serviços por
meio do aumento dos custos explícitos ou implícitos da mudança de fornecedores.
25. Apontados os elementos que podem, potencialmente, reduzir a concorrência,
conclui-se que a matéria analisada pode trazer constrangimentos concorrenciais e afetar de forma
diversa empresas que competem entre si e que são atendidas por distribuidoras distintas (inciso
iv do 2º efeito, acima listado). Para tanto, basta que a padronização imponha custos diferenciados
às prestadoras do serviço público de distribuição de energia. Ademais, parte dos consumidores
terá que realizar investimentos para adequar seus equipamentos elétricos para o novo nível de
tensão, o que repercute no custo das empresas.
26. Desse modo, é possível inferir que empresas que atuam no mesmo mercado
relevante, mas em diferentes áreas de concessão, tenham impactos diferenciados em seus custos
operacionais e que, a depender da forma como será regulamentado o decreto, o ônus imposto aos
consumidores pode assumir valores distintos.
27. Ao permitir a manifestação dos agentes potencialmente afetados pela norma, o
mecanismo da consulta pública opera no sentido de impor o menor custo possível aos agentes
regulados, pois possibilita que o regulador, no caso a ANEEL, leve tais aspectos em
consideração no processo de regulamentação do tema.
2.3.2 – Dos Impactos ao Bem-Estar Econômico
28. Seguindo as melhores práticas regulatórias, a ANEEL apresentou os aspectos
positivos e negativos acerca da padronização.
29. Dentre os aspectos negativos, a agência identificou:
• Aumento nos valores das tarifas;
• Custos decorrentes de trocas de equipamentos por parte dos consumidores; e
• Deterioração dos indicadores de continuidade devido à realização dos
trabalhos de padronização.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
30. Como aspectos positivos foram pontuados:
• Uso mais adequado dos equipamentos eletroeletrônicos dos consumidores;
• Redução de custos de produção dos equipamentos eletroeletrônicos devido à
eliminação de barreira técnica (tensões nominais do equipamento) ao livre
comércio;
• Ganhos de escala na produção e comércio de produtos;
• Redução de custos devido à padronização de equipamentos destinados às
redes;
• Aumento da flexibilidade operativa nos sistemas de distribuição de energia
elétrica, possivelmente diminuindo interrupções no fornecimento de energia; e
• Nos casos em que a padronização se dá pela elevação da tensão para um nível
padronizado superior ao nível de tensão atual, possibilidade de redução de
perdas técnicas, do carregamento das linhas – com aumento da capacidade e
consequente postergação de investimentos – e diminuição das quedas de
tensão.
31. No que concerne ao impacto tarifário, as informações disponibilizadas pela
ANEEL apontam para aumento significativo nas tarifas. No cenário em que os investimentos são
distribuídos uniformemente nos quatro primeiros anos, o aumento tarifário alcançaria entre 6,4%
e 21,41% em 15 concessionárias (26% do total). Nesse sentido, é de se esperar que os benefícios
oriundos da padronização alcancem uma dimensão tal que possam compensar os efeitos
negativos proporcionados pela medida.
32. Também é oportuno mencionar que a elevação tarifária, em virtude do eventual
problema concorrencial apontado na Seção 2.3.1, pode ter repercussões distributivas. A elevação
do custo para algumas empresas que atuam em mercados relevantes nacionais ou internacionais
pode fazê-las deslocar suas plantas de uma região para outra. Isso teria reflexo não só na geração
de emprego e renda da localidade que perde a firma, como também poderia aumentar a tarifa dos
consumidores do mercado regulado.
33. Ante a possibilidade de tal impacto, seriam louváveis iniciativas da ANEEL com
foco nas seguintes direções: (i) minuciosa análise da monetização dos custos e benefícios de
adoção da padronização de tensões; (ii) identificação de possíveis fontes de recursos capazes de
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
promover estudos adicionais e contribuir para implementação das medidas; e (iii) apresentação
dos resultados das análises conduzidas pela agência em posterior audiência pública.
34. Especificamente com relação ao segundo aspecto, sugere-se a avaliação pela
agência de duas opções a serem empregadas como funding para viabilizar a medida em análise.
A primeira é a utilização pelas concessionárias e permissionárias de distribuição de energia
elétrica de recursos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) no aprofundamento de estudos
direcionados à padronização de tensões. A segunda é a viabilização de alocação de parte dos
recursos que as empresas devem despender com eficiência energética em projetos de
padronização de rede. Isso porque, dentre os benefícios oriundos da padronização, a agência cita
o aumento da eficiência energética no uso de equipamentos eletroeletrônicos.
3 – Conclusão
35. A partir do exposto neste parecer, considerando os potenciais efeitos negativos da
padronização de tensões, e no intuito de colaborar com a iniciativa da ANEEL de colher
sugestões dos diversos agentes interessados no tema, esta Secretaria sugere que a agência:
(i) Quando da escolha da estratégia a ser seguida, explicite os motivos que a
justificaram;
(ii) Considere os aspectos concorrenciais e distributivos por ocasião da definição
dos cenários passíveis de implementação;
(iii) Demonstre para a sociedade que os benefícios superam os possíveis aspectos
negativos da medida a ser tomada;
7
(iv) Avalie a pertinência de utilização de recursos com P&D na realização dos
estudos acerca dos impactos da padronização das tensões; e
(v) Caso decida por qualquer cenário que implique padronização de tensões,
avalie a possibilidade de utilização dos recursos a serem despendidos com
eficiência energética pelas empresas.
ELEKTRO
Finalmente, registramos também nossa concordância com as contribuições da Abradee, do Grupo EDP, AES Brasil e CPFL Energia.
70
Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Considerações Gerais
Para esta Consulta Pública nº 009/2012, cujo mote foi de receber dados e contribuições dos agentes e sociedade para análise dos impactos da aplicação
do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988 (padronização das tensões), as distribuidoras do Grupo CPFL Energia reiteram a contribuição feita pela
Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE.
Ressalta-se ainda o fato de que a padronização do nível de tensão em todo o território brasileiro traz impactos também para as transmissoras que suprem
distribuidoras com tensões não padronizadas, fabricantes de equipamentos (com cargas lineares ou não) e até mesmo geradores conectados nos sistemas
de distribuição, não mencionados na nota técnica disponibilizada.
Ademais, a padronização de tensão nos sistemas de distribuição de energia elétrica, traz também custos para adequação das instalações das unidades
consumidoras. Neste quesito resta a dúvida em relação a quem seria atribuído o custo e responsabilidade pela adequação de instalações particulares
pertencentes aos consumidores.
CPFL Energia
Cabe ressaltar também que, uma vez estabelecida a regulamentação da padronização de nível de tensão, para a adequação de todo o sistema nas
tensões padronizadas, seriam necessárias inúmeras intervenções com consequentes desligamentos na rede elétrica. Este fato ponderaria muito os
indicadores de continuidade coletivos, DEC e FEC. Historicamente, não houve um comando legal de tal magnitude que justificaria a composição destas
referidas interrupções nas metas estipuladas para estes dois indicadores.
Dessa forma, atenta-se para a mudança das condições normais de operação em pleno ciclo tarifário das distribuidoras. Uma vez que o componente
Qualidade (Q) do Fator X leva em consideração o desempenho da distribuidora em relação às metas de DEC e FEC estipuladas pela ANEEL, e pode trazer
impactos tarifários, seria necessário um comando para expurgo nestes indicadores das interrupções oriundas das obras relativas à padronização ou
alteração do conceito do componente Q.
Atualmente, vários subsistemas elétricos, com tensões não padronizadas, já apresentam grande grau de flexibilização até mesmo em se tratando de
distribuidoras distintas, cita-se o exemplo da Grande São Paulo. Deixar de expandir o sistema elétrico nessas tensões para aumentar a capacidade de
suprimento, a flexibilidade de operação, a confiança no sistema, entre outros, e investir em uma tensão não presente nestas áreas pode trazer um custo
financeiro elevadíssimo.
Em atenção aos custos decorrentes das obras relativas à padronização do nível de tensão por parte das distribuidoras, seria necessário considerar valores
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
diferenciados para os limites regulatórios dos Componentes Menores – COM e Custos Adicionais – CA aceitos atualmente pela ANEEL no processo de
formação da Base de Remuneração Regulatória – BRR.
O Grupo CPFL Energia pondera também a questão de como tratar os ativos retirados do sistema elétrico, caso a padronização vier a ser efetivada, para os
bens não depreciados. Estes ainda teriam sua remuneração e, com sua retirada, os consumidores seriam onerados acima do necessário, devido ao novo
investimento desnecessário no mesmo local.
LIGHT
A LIGHT SESA informa que corrobora com a contribuição da ABRADEE referente a esta Consulta
Pública e entende que seria, sem dúvidas, a melhor opção para o setor e para a sociedade.
Eletropaulo
Introdução
Em 27 de dezembro de 2011, a Superintendência de Regulação dos Serviços
de Distribuição (“SRD”) da ANEEL, instaurou o processo da Consulta Pública
nº 009/2011 que tem por objetivo receber dados e contribuições para análise
dos impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988
(padronização das tensões).
Em consonância com a agenda regulatória da SRD do ano de 2010, a
ANEEL solicitou informações através do Ofício Circular nº 0014-2010-SRDANEEL
para realização da avaliação dos impactos da aplicação do Decreto
nº 97.280, de 16/12/1988, relativo à restrição de utilização de tensões
diferentes daqueles estabelecidas no artigo 47 do Decreto nº 41.019, de
26/02/1957.
Em resposta ao referido Ofício Circular a AES Eletropaulo e a AES Sul
apresentaram os custos estimados para a realização das adequações
necessárias à substituição de transformadores e das obras em redes de
transmissão e distribuição pertencentes à distribuidora.
No presente documento, a AES Brasil, tendo em vista a extrema relevância
para as empresas distribuidoras de energia elétrica do país e com o propósito
de que sejam analisados os aspectos técnicos e operacionais do atendimento
aos consumidores, bem como os impactos tarifários decorrentes, apresenta
sua contribuição acerca dos questionamentos apresentados pela
SRD/ANEEL na Nota Técnica nº. 075/2011 e discorre sobre o tema na
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
tentativa de estimular as discussões e propositar a obtenção de maiores
subsídios que contribuam na apresentação de propostas alternativas à
ANEEL.
Vale ressaltar que durante esta fase de consulta pública, o Grupo AES Brasil
se reserva o direito de, sempre que julgar necessário, reavaliar conceitos,
complementando e/ou retificando a argumentação aqui contida.
A seguir, apresentamos as principais considerações acerca da contribuição:
Pontos adicionais para discussão
• Implicações tarifárias (Método para reconhecimento dos
investimentos)
Considerando as premissas adotadas no Anexo II da Nota Técnica nº.
075/2011 – SRD/ANEEL (Relatório Analítico dos Impactos Econômicos da
Padronização das Tensões Nominais) se verifica que:
Não foi considerado na “receita requerida” o valor referente aos custos
estimados para adequação das instalações dos consumidores (4ª coluna
da tabela 3), o qual representa aproximadamente 60% (sessenta por
cento) do valor da “receita requerida”;
Não foram realizados estudos que apontem qual será o custo estimado
para adequar as instalações das transmissoras de energia elétrica e das
instalações de interesse restrito (Centrais Geradoras) de modo que estes
também não estão sendo considerados na “receita requerida” das
distribuidoras;
Não foram realizados estudos que apontem qual o custo estimado
referente às adequações indiretas, tais como, uso de geradores que
impedem a parada de produção, ou infraestrutura necessária para
remanejamento de linhas de grandes clientes, tais como o Metrô de São
Paulo;
A premissa adotada na alínea “j” do subitem 1.1 do item 1, prevê que os
ativos a serem substituídos serão considerados 100% depreciados,
desprezando o valor residual contábil do ativo caso a empresa não
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
CEMIG
possua bens de massa 100% depreciados. Esta “perda” não está sendo
considerada na composição da “receita requerida”;
Para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica – 3CRTP foi considerado
apenas 2 (dois) anos de depreciação conforme procedimento
estabelecido na alínea “f” do item 1.2
• Implicações jurídicas e/ou regulatórias
Impactos junto ao Ministério Público:
Áreas em que, por determinação do Ministério Público, a distribuidora
ficou impossibilitada de realizar obras (extensão de redes monofásicas
para trifásicas, novas ligações ou quaisquer adequações);
Processos Judiciais – Liminares e Ações de perdas e danos:
Nos casos de adequação de tensão outrora realizados, verificou-se que
alguns consumidores ingressaram com ações judiciais requerendo o
ressarcimento decorrente de prejuízos causados pela perda de produção
por paradas de máquinas, pelos custos oriundos das adequações nas
instalações internas ou que ingressam com liminares impedindo a
execução de obras para adequação das redes de distribuição;
Impacto regulatório:
Necessidade de definição quanto à responsabilidade pelas adequações
nas instalações internas das unidades consumidoras.
REN nº. 414/10 – Art. 27, inciso I “Obrigatoriedade:
a) Observância, na unidade consumidora, das normas e padrões
disponibilizados pela distribuidora (...)
b) instalação, pelo interessado, quando exigido pela distribuidora, em
locais apropriados de livre e fácil acesso, de caixas, quadros, painéis (...)
1) Introdução:
O art. 1º do Decreto no 97.280, de 16 de dezembro de 1988, alterou o inciso III e o §
2º do art. 47 do Decreto no 47.019, de 26 de fevereiro de 1957, estabelecendo as
seguintes tensões nominais padronizadas:
- transmissão e subtransmissão: 750; 500; 230; 138; 69; 34,5; 13,8 kV
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
- distribuição primária em redes públicas: 34,5 e 13,8 kV
- distribuição secundária em redes públicas: 380/220 e 220/127 volts, em redes
trifásicas; 440/220 e 254/127 volts, em redes monofásicasA ANEEL através da Consulta Pública 009/2012, disponibilizou as constatações
preliminares sobre os eventuais impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de
dezembro de 1988, mostrando os possíveis cenários para padronização das tensões
de distribuição de energia elétrica no Brasil, no sentido de buscar, por meio desta CP
dados e contribuições dos agentes quanto aos impactos econômicos, sociais e
técnicos da eventual uniformização das tensões.
Entretanto, como a própria agência apresenta através da Nota Técnica 075/2011, não
existem estudos conclusivos a respeito dos problemas com o uso de algumas tensões
não padronizadas, bem como sobre as vantagens de uma padronização restrita às
tensões estabelecidas pelo Decreto.
A Cemig D entende que tendo em vista que o Sistema Elétrico já se encontra
consolidado, e que a alocação de investimentos vultosos necessita de estudos mais
consolidados além de prazo para a adequação do setor; apresenta como sugestão
que sejam padronizadas também as tensões atualmente utilizadas, eliminando o
conflito existente entre os níveis de tensão constantes no art. 47 do Decreto nº
41.019/57 e a realidade dos sistemas de distribuição do país.
Adicionalmente, a eliminação de alguma tensão poderia ser motivada por interesse da
distribuidora, buscando a otimização de seu sistema de forma a facilitar a
padronização de equipamentos, materiais, operação do sistema, etc.; ou pela
constatação da existência de problemas na no fornecimento e utilização da energia;
2) Dados da Cemig
Em complementação às informações da Cemig D, apresentadas pela ANEEL no
Anexo I da NT 075/2011, é importante mencionar outras instalações da Cemig em
tensões diferentes das tensões padronizadas pelo Decreto. nº 97.280, de 16 de
dezembro de 1988, quais sejam:
LTs Ipatinga 1 – UHE Salto Grande e Ipatinga 1 – Ipatinga 2 161 kV que
interligam instalações de Geração à Transmissão e Distribuição neste nível de
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
tensão, instalações essas que possuem plano de modernização, contemplando
a mudança do nível de tensão dos equipamentos correlatos para o nível de 138
kV, seja em G, T, e D, devido ao programa de modernização da Usina de Salto
Grande.
1.967 Km de Linhas de Transmissão da Cemig GT em 345 kV, bem como
instalações de Geração em 345, 300 e 289 kV (detalhados nas tabelas 1, 2, e
3).
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
2.1 – Níveis de tensão de distribuição primária em redes públicas
A Cemig D possui uma extensa rede de distribuição em tensão de 22 kV na região de
Juiz de Fora, envolvendo ativos de Geração, Transmissão e Distribuição, esses
últimos em escala significativa.
PCHs em média tensão:
· Anil – 34,5 kV;
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
· Joasal – 23 kV;
· Marmelos – 23 kV;
· Martins – 34,5 kV;
· Paciência – 23 kV;
· Salto de Moraes – 33 kV;
2.2 – Níveis de tensão de distribuição secundária em redes públicas
A Cemig D possui 609.000 transformadores monofásicos em tensões de 240/120 V.
3) Comentários
1) A alteração das tensões de distribuições para adequação ao Decreto nº 97.280,
de 16 de dezembro de 1988, implicará em investimentos na troca de ativos tanto
em usinas hidrelétricas, como em subestações de transmissão e de distribuição,
além de LTs e redes de distribuição em várias regiões do estado de Minas Gerais.
Tais investimentos serão significativos e a forma de sua realização, bem como de
sua remuneração deverão ser equacionadas satisfatoriamente antes de qualquer
ação a ser tomada pela ANEEL;
2) Observa-se que poderá ocorrer colapso no setor de energia durante a realização
das substituições dos níveis de tensão, por falta de mão de obra e equipamentos
e necessidade de aplicação de técnicas de engenharia adequadas ao grande
volume de obras desta demanda – projeto, construção, operação e manutenção;
3) Associado a isto, existem vários programas em andamento, tais como obras para
copa do mundo, melhoria e modernização da transmissão, obras para o PDD,
novas licitação e novos acessantes.
4) Observa-se também a possibilidade de existência de instalações em níveis de
tensão com dificuldades técnicas de operação e manutenção, segurança,
qualidade, perdas e outros aspectos, onde seria interessante a análise e
execução de ações pertinentes, de forma individual e que atenderiam à
padronização da tensão ensejada.
5) Não fica muito claro como tratar as tensões de Geração, ou seja, as tensões da
bobina dos geradores, tais como 2,2 kV; 4,65 kV; 6,6 kV, 16,5 kV, etc.
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
Conclusão
Diante do atual cenário nacional, fica cada vez mais evidente a inviabilidade da
implantação de projetos em grande escala tais como seriam as obras para a
padronização das tensões.
A busca da eficiência deve prevalecer, e questões tais como segurança e
confiabilidade devem estar atreladas às justificativas de tais investimentos.
Além disto, é sabido que existem questões prementes a serem implementadas em
médio e longo prazo no setor elétrico de distribuição, transmissão e geração.
Neste contexto, verifica-se que o momento atual é de reformas estruturais para
atender ao suprimento e à Copa de 2014, ensejando investimentos significativos para
os próximos anos.
Desta forma, a Cemig reitera sua posição para que sejam analisadas e padronizadas
as tensões em uso no sistema elétrico nacional. Bem como, para sedimentar as
discussões e fundamentar as mudanças propostas no decreto, sejam criados grupos
técnicos de pesquisa, com o envolvimento de vários segmentos do setor elétrico.
EDP
3. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Em função das contribuições anteriores, fica claro que o assunto requer
uma avaliação cuidadosa do Poder Público e do Regulador de tal
maneira a garantir o princípio constitucional da administração pública da
razoabilidade, proporcionalidade e, neste caso, principalmente da
supremacia do interesse público. A legislação deve proporcionar mais
benefícios do que custos à sociedade.
Com relação à avaliação dos benefícios citados, cabe salientar que é
necessário considerá-los no contexto da sociedade como um todo, e não
somente os custos afetos à distribuidora e refletidos na tarifa. Cabe lembrar
que o impacto ocorre também para os geradores conectados aos
sistemas com tensões não padronizadas, para as transmissoras que suprem
as distribuidoras com tensões não padronizadas e também para os
fabricantes de equipamentos (eletrônicos, eletrodomésticos, etc.), cujos
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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011
Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1
custos de readequação e de produção serão também impactados.
Do ponto de vista técnico, é evidente que se trata de um problema de
otimização de alocação de recursos, ou seja, em que medida se deve
adequar os ativos de distribuição, transmissão e geração em contrapartida
com a adequação das instalações dos consumidores e equipamentos
consumidores de energia elétrica. A partir desta análise de confrontação
dos benefícios e custos globais para a sociedade, caso seja constatada
uma falha de mercado, pode-se estabelecer uma política pública
específica para direcionar as decisões dos agentes em direção ao ótimo
global.
Fica evidente que, um eventual plano em massa para alteração das
tensões nominais do sistema constituirá um caso fortuito, cuja motivação
seria baseada por força de um regulamento superveniente às condições
normais de investimento das concessionárias. Portanto, as interrupções
decorrentes das obras para alteração da tensão devem ser expurgadas
na apuração dos indicadores de continuidade.
Com relação à legislação tarifária, será necessário também considerar
valores diferenciados para os limites regulatórios dos Componentes
Menores – COM e Custos Adicionais – CA aceitos pela ANEEL no processo
de formação da Base de Remuneração Regulatória – BRR.
No caso de uma eventual necessidade de alteração das instalações do
consumidor (em particular, daqueles atualmente atendidos em 88 kV), os
custos para adequação de suas instalações devem ser de
responsabilidade integral do consumidor.
Por outro lado, apesar do Decreto determinar a padronização da tensão
de fornecimento somente das unidades consumidoras, os geradores
conectados em sistemas com tensão não padronizada serão impactados
por conseguinte. Nestes casos, considerando que as condições iniciais
para a sua constituição como agente gerador e conexão ao sistema
elétrico ocorreu na tensão disponível à época, entendemos que todo
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eventual custo de alteração em suas instalações não deve ser de
responsabilidade dos mesmos.
Finalmente, registramos também nossa concordância com a contribuição
da ABRADEE.
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