Contribuições AES Brasil CP 09/2012

Contribuições AES Brasil CP 09/2012
30 de Março de 2012
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
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:
1
Pontos adicionais para discussão
•
Implicações
tarifárias
investimentos)
(Método
para
reconhecimento
dos
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
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:
2
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 (...)
3
Respostas as perguntas
1. Baixa Tensão – BT
1.1 Quais níveis de tensão BT devem ser os padronizados? Favor
justificar.
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
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).
4
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
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.
5
É válido salientar que, conforme exposto na Nota Técnica nº. 075/2011 –
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.
1.2. A tensão padronizada em BT deve ser a mesma em todo território
nacional? Favor justificar.
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.
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?
6
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.
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?
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
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.
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 conseqüente postergação de
investimentos; e melhoria do nível de tensão?
7
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.
1.6. Além dos benefícios já explicitados na presente Nota Técnica,
que benefícios adicionais podem ser esperados com a padronização
das tensões BT?
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.
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?
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
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;
8
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
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)
9
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.
Tabela 1 – Impactos no DEC – Substituição de transformadores delta em 4 anos
DEC Global
DECV1 (2012) DECV2 (2013) DECV3 (2014) DECV4 (2015) DECV5 (2016) DECV6 (2017) DECV7 (2018) DECV8 (2019)
8,67
8,47
8,26
8,00
7,88
7,72
7,60
7,07
DEC CENÁRIO 1
0,83
0,83
0,83
0,83
DIFERENÇA
7,84
7,64
7,43
7,17
7,88
7,72
7,60
7,07
Figura 1 – Impactos no DEC – Substituição de transformadores delta em 4 anos
IMPÁCTOS NO DEC COM A SUBSTITUIÇÃO DE TRANSFORMADORES EM DELTA (4 ANOS)
10,00
9,00
8,00
7,00
6,00
DEC CENÁRIO
5,00
META ANEEL
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
DECV1 (2012)
DECV2 (2013)
DECV3 (2014)
DECV4 (2015)
Tabela 2 – Impactos no DEC – Substituição de transformadores delta em 4 anos
DEC Global
DECV1 (2012) DECV2 (2013) DECV3 (2014) DECV4 (2015) DECV5 (2016) DECV6 (2017) DECV7 (2018) DECV8 (2019)
8,67
8,47
8,26
8,00
7,88
7,72
7,60
7,07
DEC CENÁRIO 2
0,42
0,42
0,42
0,42
0,42
0,42
0,42
0,42
DIFERENÇA
8,25
8,05
7,84
7,58
7,46
7,30
7,18
6,65
10
Figura 2 – Impactos no DEC – Substituição de transformadores delta em 8 anos
IMPÁCTOS NO DEC COM A SUBSTITUIÇÃO DE TRANSFORMADORES EM DELTA (8 ANOS)
10,00
9,00
8,00
DEC CENÁRIO
7,00
META ANEEL
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
DECV1
(2012)
DECV2
(2013)
DECV3
(2014)
DECV4
(2015)
DECV5
(2016)
DECV6
(2017)
DECV7
(2018)
DECV8
(2019)
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).
Figura 3 – Maior impacto no DEC – 30 conjuntos da AES Eletropaulo.
8
7
25,00%
Maior Impacto no indicador DEC durante 4 anos
30 conjuntos da AES Eletropaulo
20,00%
6
5
15,00%
4
10,00%
3
META ANEEL
DEC CENÁRIO
2
5,00%
PERCENTUAL RELATIVO
1
0,00%
VILA GUILHERME
MENINOS
BRÁS
HIPÓDROMO
GRANJA JULIETA
MOOCA
CATUMBI
ALEX. DE GUSMÃO
IPIRANGA
ANCHIETA
CAMPESTRE
PENHA NOVA
PONTE PRETA
SUMARÉ
VILA EMA
ANHEMBI
TOMAZ EDSON
CARRÃO
PIRAPORINHA
GOMES CARDIM
VILA FORMOSA
CAPUAVA
MANDAQUI
CLÁUDIA
BUENOS AIRES
JOÃO CLÍMACO
CASA VERDE
CONGONHAS
VITÓRIA
VILA TALARICO
0
11
2. Média Tensão – MT e Alta Tensão – AT
2.1
Quais níveis de tensão AT e MT devem ser os padronizados?
Favor justificar.
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
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).
12
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
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
13
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
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.
2.2. A padronização da AT e MT deve ser a mesma em todo território
nacional? Favor justificar.
14
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.
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?
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.
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?
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.
3.
Cenários
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?
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:
15
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
4.
Embasamento e formas de atuação
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?
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.
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?
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.
16