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Edição 99 – Abril de 2014
Artigo: Tarifação
Por Laura Callai, Daniel Bernardon e Alzenira Abaide*
Estudo leva em conta a viabilidade técnica, econômica e a qualidade da energia, sem a necessidade de gerenciamento de carga por parte dos consumidores.
Atualmente, muito tem se falado a respeito de como os sistemas de distribuição de energia elétrica devem ser no futuro. Nesse sentido, foi cunhado o termo “smart grid” para definir como essa nova rede deve se comportar, ou seja, de maneira “esperta” ou “inteligente”.
Smart grid é a rede elétrica que utiliza tecnologia digital avançada para monitorar e gerenciar o transporte de eletricidade em tempo real com fluxo de energia e de informações bidirecionais entre o sistema de fornecimento de energia e o cliente final. Dessa maneira, proporciona ao consumidor informações sobre o seu consumo, tarifa, qualidade do serviço e do produto recebido em tempo real.
A área da distribuição de energia será a mais beneficiada pela tecnologia smart grid, principalmente pela aplicação dos medidores inteligentes. Um único medidor vai ser capaz de registrar a energia consumida e a energia gerada em um ponto de conexão. Esse sistema de compensação de energia é internacionalmente conhecido como Net Metering.
O Net Metering consiste na medição do fluxo de energia em uma unidade consumidora com pequena geração, por meio de medidores bidirecionais. Uma das primeiras medidas a serem tomadas em relação ao conceito das redes inteligentes, por meio dos medidores inteligentes, vai ser a tarifa branca.
A tarifa branca é composta por três postos tarifários: posto de ponta, intermediário e fora de ponta. Essa nova resolução tarifária da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) vem incentivar a diminuição do consumo de energia elétrica nos horários em que o sistema é mais utilizado (posto de ponta). Isso faz com que, nestes horários, o custo de energia elétrica seja mais elevado do que nos horários em que ela é menos crítica para os sistemas elétricos (horário fora-ponta). Devido aos diferentes preços de tarifas, o consumidor pode gerenciar seu sistema para que haja uma redução de custos.
A microgeração pode ser compreendida como a geração elétrica realizada junto ou próxima aos consumidores, podendo contribuir para reduzir as perdas elétricas, aliviar o congestionamento nas linhas de transmissão, melhorar o perfil de tensão, melhorar a estabilidade do sistema e também reduzir os custos da eletricidade para o consumidor final.
Com a utilização do software Hybrid Optimization Model for Eletric Renewables (Homer), são realizadas modelagens e simulações, considerando a tarifa convencional, branca, curva de carga típica de um consumidor residencial e fontes de microgeração. O principal resultado analisado é a viabilidade econômica e técnica quanto à implementação de microgeração explorando a tarifa branca, sem alterar os hábitos de consumo dos clientes. Além da análise de viabilidade econômica também são analisados os impactos da conexão de microgeração quanto à qualidade de energia elétrica nos sistemas elétricos, como análise das perdas e os níveis de tensão utilizando o software ATPDraw.
As principais contribuições deste trabalho são as seguintes:
• estudo sobre a nova resolução tarifária – tarifa branca;
• estudo de inserção de microgeração na rede de distribuição de baixa tensão;
• estudo de viabilidade da inserção de microgeração com a utilização da tarifa branca, sem a necessidade de os consumidores mudarem seus hábitos de consumo;
• estudo sobre o impacto da inserção de microgeração nos sistemas elétricos.
Tarifa branca
A estrutura tarifária atual aplicada ao consumidor residencial consiste na soma de duas componentes tarifárias: Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e Tarifa de
Energia (TE). A primeira é relativa ao faturamento mensal de usuários do sistema de distribuição pelo seu uso. A segunda refere-se ao faturamento mensal de consumo de energia da unidade consumidora, as duas são dadas em R$/MWh.
Na tarifa convencional, os usuários pagam o mesmo preço de tarifa independentemente das horas do dia. Com a nova resolução tarifária da Aneel – que traz como incentivo o consumo de energia elétrica nos horários em que o sistema é menos utilizado para os consumidores em baixa tensão – a tarifa é composta por três postos tarifários, detalhados a seguir:
• Ponta: período de três horas consecutivas diárias com exceção de sábados, domingos e feriados nacionais;
• Intermediária: período formado pela hora imediatamente anterior e pela hora imediatamente posterior ao horário de ponta, totalizando duas horas diárias;
• Fora ponta: período composto pelas 19 horas complementares aos períodos de ponta e intermediário, bem como os sábados, domingos e feriados.
De acordo com a nota técnica (ver referências), a estrutura tarifária proposta para o grupo B está apresentada na Figura 1. Esta tarifa se estenderá aos consumidores residenciais, comerciais, industriais e de áreas rurais, exceto para iluminação pública e subclasse baixa renda.
EP: Energia de ponta (MWh)
EI: Energia intermediária (MWh)
EFP: Energia fora de ponta (MWh)
E: Energia (MWh)
Modalidades tarifárias
Utilizando as tarifas de aplicação da concessionária Copel, do Paraná, foi feito um comparativo entre a tarifa convencional e a tarifa branca em relação aos seus custos, como mostra a Figura 2.
A TUSD na modalidade tarifária branca será estabelecida pela Aneel e terá
os seguintes valores:
• Para o posto tarifário ponta será equivalente a cinco vezes o valor da tarifa no posto fora de ponta;
• Para o posto tarifário intermediário será equivalente a três vezes o valor da tarifa no posto fora de ponta;
• Para o posto tarifário fora de ponta será equivalente a 55% do valor da TUSD – modalidade tarifária convencional monômia aplicada à baixa tensão.
De acordo com a Figura 2, pode-se determinar os gastos com o consumo de energia elétrica, tanto na modalidade convencional como na tarifa branca. Quando o consumo de energia elétrica com a modalidade tarifária branca for todo no horário de ponta, o custo com energia elétrica será 100% maior do que com a tarifa convencional.
Para que o consumidor não tenha que modificar seus hábitos de acordo com as horas do dia, verificar se poderá ou não utilizar a energia em um determinado horário, é possível associar a tarifa branca com a microgeração.
Com a utilização da microgeração, a energia proveniente da microgeração será priorizada para ser utilizada nos horários de ponta e intermediário, em que o custo de energia da rede é bem mais alto. Fazendo com que o consumo da energia elétrica pela rede se concentre no horário fora de ponta, em que o preço da tarifa branca é menor do que a da tarifa convencional, diminuindo os custos com consumo de energia elétrica em torno de 14%. Com a utilização da microgeração na tarifa branca o tempo de retorno do investimento em microgeração será bem menor do que com a tarifa convencional, alavancando assim a utilização da mini e microgeração distribuída.
Microgeração
A regulamentação da micro e minigeração conectada à rede de energia elétrica pela Aneel trouxe como objetivo principal incentivar a inserção da geração junto aos centros de carga e fomentar a utilização de fontes renováveis.
A tecnologia da microgeração inclui os sistemas eólicos, sistemas fotovoltaicos, microturbinas, sistemas de cogeração, micro e pequenas hidrelétricas, biomassa, células a combustível, etc.
Os consumidores poderão, de forma facilitada, construir suas próprias instalações de geração de energia para suprir parte ou todo de seu consumo, mantendo a conexão com a distribuidora para receber da rede pública o serviço de energia quando do não funcionamento ou do funcionamento parcial de seu gerador. Havendo excesso de geração, estes kWh excedentes poderão ser injetados no sistema da distribuidora de energia e serem utilizados para suprir outros clientes.
Com a possibilidade de se difundir a microgeração, torna-se possível a utilização dessa geração para o consumo nos horários em que a tarifa tem seus maiores valores, ou seja, nos horários de ponta, fazendo com que haja uma redução nos gastos dos consumidores quando comparada com a tarifa convencional, em que todos os horários têm o mesmo preço. Com essa redução diminui-se também o tempo de retorno do investimento da microgeração.
No Brasil, acredita-se que há uma tendência natural de se difundir rapidamente o uso da minigeração e microgeração e, consequentemente, de se reduzir os custos de implantação dessas novas tecnologias de geração, implicando um ciclo virtuoso da disseminação da microgeração.
Energia eólica
Foi realizada uma análise da velocidade média dos ventos, na região em que se pretende inserir a microgeração, obtendo assim os valores encontrados na Figura 3.
Com uma média anual de 4,7 m/s, escolheu-se a turbina eólica WorkWind, com uma potência de geração de 2 kW em corrente contínua. Na Figura 4, pode-se observar a curva de potência desta turbina.
As faixas de capacidades disponíveis comercialmente são de 1 kW a 200 MW, sendo o custo do investimento por kW de US$ 3.000 aproximadamente.
Energia solar
Na região considerada a radiação solar diária é mostrada na Figura 5.
A radiação solar tem uma média anual de 6 kWh/m²/d. Os geradores solares fotovoltaicos disponíveis comercialmente têm uma faixa de capacidade de 1 kW a 2 MW, com um custo de investimento de US$ 7.000 por kW.
Impacto da microgeração na qualidade de energia
A conexão de microgeração no sistema elétrico de uma distribuidora interfere sensivelmente nas perdas elétricas. Seu efeito positivo ou negativo depende do nível de tensão e da topologia do sistema.
A microgeração pode reduzir custos, melhorar a confiabilidade e reduzir o impacto ambiental provocado por usinas de grande porte. Com a utilização da microgeração se tem uma economia em investimentos, alívio no congestionamento nas linhas de transmissão, melhoria no perfil de tensão e na estabilidade do sistema, além de redução de custos em eletricidade para o consumidor final.
Metodologia proposta
Software HOMER
O trabalho é desenvolvido analisando a nova resolução tarifária, que traz como vantagem ao consumidor os diferentes preços de tarifa ao longo das horas do dia, porém, com o desafio de mudar seus hábitos de consumo para que represente uma economia na sua conta de energia elétrica.
Isso não é trivial, visto que implica toda uma mudança sociocultural. Assim, a proposta deste trabalho é explorar a inserção de microgeração nos consumidores residenciais de baixa tensão aliado ao uso da tarifa branca, mas mantendo seus mesmos hábitos de consumo. Ou seja, é verificada a viabilidade técnica e econômica da instalação de microgeração nos consumidores, considerando os diferentes preços de tarifa horária, e mantendo a mesma curva de carga, sendo também avaliado o impacto da microgeração na qualidade de energia elétrica, tanto relacionada às perdas como nos níveis de tensão.
Como fontes de microgera&cc
edil;ão, foram considerados painéis fotovoltaicos e micro turbinas eólicas, em associação com acumuladores de energia e conversores. A utilização da microgeração é prioridade para o horário de ponta, de modo que o consumo pela rede de energia elétrica se concentre nos horários fora de ponta, em que a tarifa branca é menor que a tarifa convencional.
Para tanto, é desenvolvido um modelo de rede com a configuração mostrada na Figura 6.
Para a realização das simulações foi utilizado o Software HOMER, considerando a tarifa branca e a tarifa convencional. O Software HOMER é um modelo de otimização de sistemas híbridos de energia que foi desenvolvido com o objetivo de prever a configuração de sistemas descentralizados, avaliando um grande número de alternativas na busca pela melhor solução. A ideia é identificar o sistema de menor custo capaz de suprir a demanda de energia elétrica do sistema em estudo.
O diagrama do sistema em estudo está sendo demonstrado na Figura 7, sendo composto de painéis fotovoltaicos, geradores eólicos, banco de baterias e inversores. Pretende-se estudar o sistema conectado à rede de energia.
A curva de carga considerada para o sistema em estudo é demonstrada na Figura 8.
Pela análise da Figura 8 percebe-se que, durante a madrugada, a demanda consumida é bem baixa, tendo seus maiores valores nos horários de ponta, entre 18h e 21h. O HOMER permite definir parâmetros de cada equipamento, assim como seus recursos primários de energia.
A Tabela 1 mostra os custos para cada potência considerada.
Software ATPDraw
Para a obtenção dos valores de perdas e níveis de tensão utilizou-se o software ATPDraw. Para simulação do sistema, utilizou-se a tipologia 3 de rede de BT do módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist). Foi feita a análise das perdas e dos níveis de tensão antes e após a inserção da microgeração, conforme mostra a Figura 9.
Na Figura 10, está sendo mostrada a rede de distribuição no software ATPDraw.
Pela análise da Figura 10, tem-se quatro consumidores conectados na rede de distribuição (Carga 1, Carga 2, Carga 3 e Carga 4) e um transformador de distribuição para análise das perdas e níveis de tensão com a microgeração são inseridas duas fontes, uma na carga 1 e outra na carga 4.
Resultados
Software HOMER
Por meio do sistema da Figura 7, foram simulados vários cenários operacionais, utilizando a tarifa convencional e a tarifa branca. Também foi considerada a alternativa de tarifa branca com inserção de microgeração, mantendo sempre a mesma curva de carga dos consumidores. Os resultados dessas simulações são apresentados na Figura 11.
O gráfico da Figura 11 faz o comparativo entre o custo da fatura mensal de energia elétrica entre modalidades tarifárias e também considerando a redução de preço das fontes de microgeração. Percebe-se que o valor com a tarifa branca é bem maior do que com a tarifa convencional para o padrão de carga da Figura 8, ou seja, sem gerenciamento da carga. Para que o valor da fatura de energia seja menor do que a convencional, sem modificação dos hábitos de consumo, é analisada a inserção de fontes de microgeração.
Com a utilização da microgeração e tarifa branca, os valores de consumo de energia ainda são elevados, principalmente em função dos preços atuais deste tipo de tecnologia. Tendo em vista que a fomentação de fontes renováveis vai crescer rapidamente nos próximos anos e com isso seu custo reduzirá, foram simulados cenários com esta sinalização.
Para o estudo de caso específico, a solução de microgeração e tarifa branca só se torna viável com uma redução de 45% nos custos atuais das fontes. A produção média de energia durante o ano é mostrada na Figura 12, rede (azul) e energia eólica (verde).
Observa-se que a geração de energia eólica obedece ao perfil de vento na região considerada, tendo uma maior contribuição nos meses de agosto a novembro. Sendo no mês de setembro a maior produção de energia eólica.
A fim de verificar a complementaridade das fontes de energia para atender à carga, tomou-se como exemplo final do mês de agosto e começo do mês de setembro, em um período de sete dias consecutivos. Na Figura 13, é mostrada a carga (azul), a geração eólica (verde) e o excesso de energia (rosa).
Observa-se que, em certos períodos, a carga é totalmente suprida pela fonte, chegando a ter excessos de energia ilustrados pelos picos em rosa. Em contrapartida, têm-se momentos em que a fonte (eólica) não consegue atender toda a carga, que pode ser visualizado pelo vale da curva de geração da fonte (verde) no dia 31 de agosto.
Software ATPDraw
Pela Figura 10 foram obtidos os valores de tensões nas cargas. Na Figura 14, está sendo representada a forma de onda das cargas 1, 2, 3 e 4 sem a inserção da microgeração.
Percebe-se que o valor de tensão é de aproximadamente 250,54 V, havendo uma queda de tensão acentuada
no final da rede de distribuição. Para a adequação dos níveis de tensão, são inseridas duas fontes de microgeração, uma no consumidor 1 e outra no consumidor 4.
Com a inserção da microgeração nas cargas 1 e 4, obtêm-se os níveis de tensão apresentados nas Figuras 15 e 16. Nas cargas 1 e 4, o nível de tensão fica em aproximadamente 307,15 V, sendo que nas cargas 2 e 3 o nível de tensão fica em 291,64 V.
Pela análise das Figuras 14, 15 e 16, observa-se que os níveis de tensão nas cargas tiveram uma melhora significativa quando dá inserção da microgeração, como mostra a Tabela 2.
Com a rede de distribuição da Figura 10, obteve-se os fluxos de potência nos trechos, bem como as perdas decorrentes da configuração sem a microgeração e com a microgeração[G1] , com a inserção da microgeração as perdas de potência ativa tiveram uma redução de, aproximadamente, 23%.
Comprovando que, com a inserção da microgeração, há uma diminuição significativa das perdas, bem como um aumento dos níveis de tensão no final da rede.
Conclusão
Com os preços atuais das fontes de microgeração, a taxa de retorno para este tipo de investimento se dá em longo prazo. Porém, é natural que com o aumento significativo de inserção de microgeração nos sistemas de distribuição e, consequentemente, o aumento de fornecedores, os preços tendem a se reduzir tornando sua implementação viável em curto e médio prazo.
Os resultados práticos mostram que a utilização de microgeração e tarifa branca, sem alterar os hábitos de consumo dos clientes, reflete uma economia aos consumidores, com retorno de seus investimentos em médio prazo, principalmente considerando a redução dos preços de microgeração.
Além da viabilidade econômica, a inserção de microgeração em sistemas de baixa tensão melhora os níveis de qualidade de energia elétrica, tanto na diminuição das perdas quanto na adequação aos níveis de tensão.
Referências
*Laura Lisiane Callai dos Santos é doutoranda do programa de Pós-Graduação de Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Santa Maria.
Daniel Pinheiro Bernardon é doutor em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Santa Maria e professor adjunto do Departamento de Eletromecânica e Sistemas de Potência da Universidade Federal de Santa Maria.
Alzenira da Roda Abaide é doutora em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Santa Maria e professora associada do Departamento de Eletromecânica e Sistemas de Potência da Universidade Federal de Santa Maria.
