SENDI 2004                                                                        100

XVI SEMINÁRIO NACIONAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

100   Mensuração de Resultados Econômicos de Investimentos em Subestações de Distribuição da ESCELSA após 5 Anos de Operação

Autor(es): J. M.Filho; J.B.Anicio; G. Barbieri; J.B.Zavaris; L.A.Rocha; R.C.Corteletti, M. Storck
jacquesf@escelsa.com.br
Empresa: ESCELSA – Espírito Santo Centrais Elétricas S.A.

Palavras-chave: resultados econômicos; custo/benefício;  planejamento

Brasília , 21 a 24 de novembro de 2004

Resumo

O objetivo deste trabalho é apresentar os resultados econômicos de investimentos em subestações de distribuição e alimentadores após 5 anos de entrada em operação. Tais investimentos foram analisados na fase de planejamento com resultados econômicos previstos.

O conteúdo do trabalho apresenta na 1ª parte a Metodologia de Análise de Investimentos na Expansão do Sistema Elétrico da ESCELSA com enfoque Custo/Benefício, e na 2ª parte a Análise dos Resultados Econômicos Verificados em casos reais. 

Na fase de planejamento os estudos técnicos e econômicos são feitos com  o sistema de distribuição atual e o mercado previsto. As simulações de fluxos de carga identificam os problemas futuros, são geradas e analisadas alternativas de expansão, escolhida a técnica e economicamente melhor, e executadas as obras recomendadas.

Na fase  “Post” temos as seguintes variáveis realizadas:
1.	Custos das Obras
2.	Perdas Elétricas por alimentador/mês/ano
3.	Faturamentos mensais em MWH e R$, por segmento tarifário
4.	Tensões mínimas verificadas mensalmente por alimentador
5.	Margens de Comercialização 
6.	Tarifas Médias de Compra e Venda de Energia realizadas anualmente 

Os resultados mensurados mostraram a recuperação econômica via reajuste tarifário sobre o mercado depreciado devido ao racionamento de energia. O investimento variou pouco em relação ao previsto. Os custos da energia e das perdas aumentaram.   

I. INTRODUÇÃO
 
O planejamento da expansão dos sistemas elétricos é uma atividade que antecede a aplicação dos investimentos mais significativos numa empresa de distribuição de energia elétrica. Os investimentos consistem desde a troca pura e simples de um transformador de distribuição por outro de maior capacidade, até a construção de novos alimentadores de distribuição, novas subestações de distribuição e/ou ampliação das capacidades das subestações existentes, recapacitação de linhas de distribuição de AT existentes e/ou construção de linhas novas, assim como medidas menores, como instalação de bancos de capacitores em redes de distribuição e/ou em subestações de distribuição, instalação de bancos de reguladores de tensão, etc.

 Todas essas ações visam o atendimento ao mercado consumidor de energia elétrica, atividade inerente à concessão dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica. Além disso, exige-se das empresas que mais e mais atendam ao mercado com mais qualidade, comprovada pelos indicadores nacionais de qualidade, DEC,FEC, DIC, FIC entre outros. Acrescente-se a essas obrigações de caráter técnico outra igualmente importante: sobreviver no mercado competitivo e dar lucro para os seus acionistas. 

Portanto não basta investir; é necessário investir bem. É preciso conhecer não apenas os custos envolvidos, mas também os benefícios desses decorrentes. Daí  a importância da função de planejamento na escolha das alternativas de expansão com base em critérios técnicos e econômicos. Os custos devem ser avaliados de maneira criteriosa, assim como os benefícios, de vez que sustentarão toda decisão relativa aos investimentos mencionados. Os benefícios mencionados na metodologia foram desenvolvidos no setor elétrico através de anos de experiência, e continuam a sê-lo, passíveis que são de aprimoramento.

O trabalho apresenta a metodologia adotada pela Escelsa na análise econômica de investimentos de expansão do sistema elétrico e os resultados de sua aplicação  nas fases de planejamento e 5 anos após a execução das obras. Os casos apresentados são reais, assim como todos os dados e resultados.
Os benefícios quantificados e valorados decorrem basicamente de: postergação de investimentos, redução de perdas elétricas, correção de quedas de tensão, aumento de capacidade de atendimento ao mercado e aumento da confiabilidade de atendimento. 

PARTE I – METODOLOGIA DE ANÁLISE ECONÔMICA DE INVESTIMENTOS

A análise Custo/Benefício existe na Escelsa desde o final da década de 80. Com a privatização ocorrida em 1995, cresceu a importância dessa análise no planejamento da expansão do sistema  elétrico, assim como em outras decisões que envolvam investimentos. 
A análise Custo/Benefício é feita à partir das valorações dos custos dos investimentos a realizar e dos benefícios a auferir, conforme veremos a seguir.

A. Custos dos Investimentos a realizar

Os investimentos a realizar são quantificados, na fase de planejamento, por seu valor presente referido ao início do primeiro ano com taxa de atratividade definida. Baseiam-se em custos realizados de obras semelhantes, ou no próprio custo da ordem de investimento, decorrente do projeto executivo. Com a estabilização da economia brasileira ficou mais seguro fazer orçamento de planejamento. 
Atualmente a Escelsa possui seu próprio sistema de orçamentação de obras, com boa qualidade.
Os custos realizados são obtidos das Ordens de Investimento correspondentes, à época de encerramento das obras.

B. Redução das Perdas Elétricas ( kW ou kW.ano )

Reduzir as perdas elétricas é uma das prioridades da Escelsa; um conjunto de ações é atualmente desenvolvido pelas áreas técnicas e comerciais visando atingir as metas. Através dos estudos de fluxo de potência de transmissão e distribuição, determinamos as reduções das perdas elétricas relativamente à configuração básica ou atual, quantificadas em kW ou kW.ano.
Esses valores são normalmente crescentes com o tempo, pois acompanham, a maior, o crescimento do mercado. Pelo custo do kW.ano temos então os benefícios anuais.
 
Sua quantificação, para cada estudo, é feita pela expressão contida no trabalho do CODI [2]:

      Custo/kW.ano = 12xTD + TE x fcp x 8760   (1)                                                                                                             

 onde:
TD - Tarifa de compra de Demanda de Furnas e Itaipu combinadas (ver observação abaixo)
TE - Tarifa de Energia de Furnas
fcp - Fator de cargas da curva de perdas, obtido pela expressão:

      fcp = 0.15x FC + 0.85 x  FC2     (2) 

8760 é o número de horas do ano
FC –  é o fator de cargas da curva do segmento analisado.

Obs: Sendo a ESCELSA uma empresa de Distribuição, compramos energia (e demanda) de Furnas e Itaipu. Para cálculo da tarifa de demanda (TD) até 1996 nós usamos a expressão:

      TD = (DI xTDI + DFx TDF) / (DI +DF) (3)

onde:
DI e DF - demandas contratadas a Itaipu e Furnas, respectivamente;
TDI e TDF - tarifas de demanda de Itaipu e Furnas, respectivamente;
A tarifa de transporte de  Itaipu era adicionada à TDI.

À partir de 1996, após uma reflexão, passamos a valorar  o kW.ano de perdas pela tarifa de Furnas apenas, uma vez que a contratação a Itaipu sendo compulsória  não poderia ser reduzida, o que invalidaria o fundamento anterior. 
O treinamento ministrado na ESCELSA em 1997 pelo CODI sobre o Documento Técnico CODI-3.2.19.34.0 - “Metodologia para Determinação, Análise e Otimização das Perdas Técnicas em Sistemas de Distribuição” [3], segundo o qual as perdas são quantificadas pelos Custos Marginais de Expansão dos segmentos imediatamente anteriores, levou-nos a refletir o momento de transitar da metodologia da ESCELSA (cálculo pela tarifa de Furnas) para a metodologia do CODI, resultante dos custos marginais mencionados.
Para se ter uma idéia dos resultados decorrentes dos dois métodos apresentamos abaixo os custos para um fator de carga de 0,60. Com as tarifas do ano 2000 os valores obtidos foram:

Pela tarifa de Furnas- 164,42  (R$/kW.ano)
Pelo custo marginal -  260,71 (R$/kW.ano)
A reflexão que fazemos no momento é que, sendo o resultado da análise pela tarifa de Furnas economicamente viável, tanto mais o será se for valorado pelo Custo Marginal.  

C. Incremento de Faturamento por Melhoria de Tensão (MWh)

O Incremento de Faturamento por melhoria de tensão (MWh) é obtido através da metodologia desenvolvida pela ESCELSA [4], segundo a qual a melhoria da tensão de suprimento ao consumidor (V) promove o aumento do consumo de energia e do faturamento da empresa (MWh). 
Nós iniciamos esta metodologia em 1993, e a confirmamos após verificar  com técnicos da EDF [5] nesse mesmo ano que eles tencionavam iniciar a valoração deste benefício.

A idéia consiste em que as cargas resistivas têm a potência diretamente proporcional ao quadrado da tensão aplicada, assim como o faturamento (MWh) decorrente. Da mesma forma ocorre com os motores de indução, nos quais o conjugado é proporcional ao quadrado da tensão aplicada. Portanto verificamos que nas faixas de tensão nas quais normalmente trabalhamos, de 90% a 105% da tensão nominal, cada 1% de aumento da tensão aplicada resulta em aumento de 2% na potência e no faturamento no período. Na verdade , o valor numérico é um pouco maior.
De modo conservador, resolvemos limitar o benefício ao período de 5 (cinco) horas de ponta do sistema, admitindo que nos períodos fora desse a regulação de tensão seria provida de modo suficiente pelos LTC’s dos transformadores das subestações, e/ou pelos reguladores de tensão e capacitores existentes.

A análise das curvas de carga de diversas subestações de distribuição nos mostrou que cerca de 1/3 da energia era consumida nesse período, no qual se aplicaria o benefício. Chegamos, portanto, à seguinte fórmula:

     DFAT = (2/3)X DV x FAT        (4)

onde:
DFAT- Incremento de Faturamento por tensão (MWh)
DV - Elevação média de tensão no segmento analisado, alimentador ou subestação (%)
FAT- Faturamento previsto pela área de mercado antes das ações do planejamento (MWh)

Esse faturamento incremental (DFAT) pode ser valorado pela expressão:

BDFAT = TMV – TMC(1+IP)  (5)
 
Onde: 
 BDFAT– Benefício econômico do incremento de faturamento - (R$)
TMV – Tarifa média anual de venda de energia da Escelsa - (R$/MWH)
TMC – Tarifa média de compra de energia nos pontos de interligação, 138 kV - (R$/MWH)
IP – Índice de perdas anual da empresa em %/100

 Assim obtém-se os decorrentes benefícios anuais (R$) e seu valor presente referido ao primeiro ano. Esta forma fornece um resultado direto sem levar em conta o segmento objeto do estudo, todavia considerando os valores globais por empresa. É um resultado conservador e estável; é estável pois trabalha com valores verificados de tarifas médias de compra e venda de energia e do índice de perdas anual. É conservador na medida em que, sendo na Escelsa o mercado industrial A2 predominante e sua margem de comercialização menor, o mesmo puxa a média para baixo, relativamente aos demais segmentos onde é feita uma parte expressiva dos investimentos em redes de distribuição MT e novas subestações distribuidoras, por exemplo. Além disso, como a expectativa é de que o custo da energia futura seja superior à atual, ao trabalharmos com valores atuais desprezamos eventuais ganhos decorrentes do esperado aumento de custo. 
 
Outra maneira é a valoração pela tarifa média de energia do segmento ou região objeto do estudo descontada da soma dos custos marginais de expansão dos segmentos adjacentes. Dessa forma o benefício econômico desse incremento de faturamento é calculado à partir da seguinte expressão:

      BDFAT = DFATx ( VTM-VCM)     (6)                                                                                                                         

Onde:
BDFAT– Benefício econômico do incremento de faturamento - (R$)
DFAT- Incremento de Faturamento por tensão - (MWh)
VTM – Valor da tarifa média de faturamento sem ICMS dos consumidores atendidos na região onde se realizarão os investimentos - (R$/MWH)
VCM – Valor da soma dos Custos Marginais dos segmentos imediatamente anteriores - (R$/MWH)

A evolução da estrutura dos custos marginais motivou a reavaliação desta segunda forma de cálculo, o que estamos fazendo presentemente.

Ainda que simples, os exemplos a seguir ajudam a ilustrar a realidade do benefício descrito
Conhecemos o significado de demanda reprimida por tensão. Já fizemos a experiência de reduzir a demanda de uma subestação de distribuição em um período de obras de ampliação de capacidade transformadora  no qual o transformador existente não comportava atender, durante o período de ponta, à demanda da carga (SD Vila Velha, 34,5-13,8 kV, 2x18/24 MVA). 
Outra experiência ocorreu na localidade de Fundão. Após a instalação de um segundo banco de reguladores de tensão de 13,8 kV, de 1200 kVAr de capacitores, e de recondutoramento de uma parte do alimentador, a tensão foi corrigida no período de ponta de 90% para 102,5 a 104% da tensão nominal. No mês seguinte diversos clientes foram ao escritório da ESCELSA reclamar de aumento de 25 a 30% na conta de energia. 

A valoração deste benefício nos horários fora de ponta, considerando as distintas curvas de cargas típicas das subestações de distribuição, bem como a relação aumento de potência com a tensão para os diversos tipos de cargas poderá ser objeto de um próximo projeto de pesquisa.

D. Faturamento Adicional por Aumento da Capacidade de Atendimento - FAP

Esse benefício é prescrito no livro Engenharia de Distribuição, do Eng. José Adolfo Cipoli [5].
Esgotada a capacidade de atendimento de determinado segmento do sistema elétrico, seja um alimentador ou uma subestação, realiza-se a obra para sua ampliação. À partir da conclusão da obra, o faturamento do mercado adicional ao ano anterior é quantificado como benefício da  obra.
Admitimos o esgotamento de capacidade do segmento analisado quando:

  1) Subestação
É esgotada a capacidade em ventilação forçada dos transformadores de força em condições normais de operação;

   2) Linhas de Distribuição de Média Tensão (69 e 138 kV)
 É esgotado seu limite de regulação de tensão ou  a sua ampacidade. Também se inclui os casos de conveniência de ampliação da capacidade de transporte quando da verificação de taxas de falhas inaceitáveis conforme avaliação dos órgãos de manutenção e operação, ou de indicadores de confiabilidade (DEC/FEC) acima dos limites estabelecidos;

  3) Alimentadores de Distribuição de Média Tensão (13,8 kV)   
Após instalados dois bancos de reguladores de tensão em série e compensados  os reativos até 65% da demanda máxima de reativos do alimentador, não são atendidos os seguintes critérios de planejamento:
Tensão: mínima de 95% para cargas trifásicas e 92,5% para monofásicas;
Carregamento: superado o limite de 66%  na Grande Vitória e 50% no interior; 

Assim como no item anterior, incluem-se os casos de ampliação da capacidade de alimentadores quando da verificação de taxas de falhas inaceitáveis conforme avaliação dos órgãos de manutenção e operação ou de indicadores de confiabilidade (DEC/FEC) acima dos limites estabelecidos.

A identificação do esgotamento do segmento analisado deve ser feita de forma bastante criteriosa, sob pena de se incorrer em acentuada valoração desse benefício. No caso de subestações isto fica bem claro; já no caso de alimentadores e linhas de transmissão e distribuição  existe certo grau de elasticidade nos limites, daí a importância da definição dos critérios acima descritos.

As formas de valoração deste benefício são as mesmas do benefício anterior, uma vez que ambos tratam de incremento de venda  de energia. 

Nas nossas análises, o Faturamento Adicional Previsto por Aumento da Capacidade de Atendimento – FAP,   tem-se apresentado como a parcela de maior peso na composição dos benefícios oriundos das obras de expansão, ainda que sejam expressivos os benefícios de redução das perdas elétricas e substanciais os de ganho de tensão. Em princípio essa constatação deveria ser óbvia, visto que o negócio fornecimento de energia elétrica deve ser lucrativo, do contrário investidores privados não se interessariam por essa atividade. Em áreas urbanas com densidades de cargas mais elevadas, como a Grande Vitória, a parcela do FAP tem representado em torno de 90% do total dos benefícios. Nessas áreas, no decorrer dos anos, com o crescimento das cargas, os problemas de carregamento no sistema de distribuição geralmente surgem antes dos problemas de baixa tensão, perdas elétricas elevadas (antieconômicas), e níveis elevados de DEC, porque os alimentadores primários geralmente são curtos, com condutores de bitolas mais largas e com interligações possíveis de serem manobradas, numa topologia bastante flexível em termos operativos, permitindo a transferência de cargas entre alimentadores ou entre subestações, em situações de emergência. No item III pode-se visualizar os resultados obtidos para a SD Cariacica, situada na região metropolitana da Grande Vitória.

E. Postergação de Investimentos

Trata-se aqui de casos em que uma obra de maior volume de investimentos é postergada por um tempo definido pela introdução de uma solução alternativa de menor custo. Pode ser a instalação de bancos de capacitores de rede ou barra, ou a instalação de reguladores de tensão prolongando a vida útil de um alimentador ou subestação. 
A valoração desse benefício é feita pela subtração dos valores presentes dos  investimentos totais da alternativa obtidos antes e depois da postergação.
No Quadro Geral de Investimentos e Benefícios, ou na Planilha Eletrônica, esse valor é abatido no custo do valor presente dos investimentos da alternativa escolhida, e/ou das que provoquem a citada postergação. Por outro lado, a postergação dos investimentos nos leva a postergar os benefícios que deles adviriam, o que também deve ser quantificado e abatido do resultado anterior, apenas dentro do período de postergação.

F. Aumento de Confiabilidade (Energia não distribuída)

Confiabilidade também é uma das prioridades da Escelsa; a melhoria sistemática dos índices de confiabilidade é uma das metas da empresa. As ações são conjugadas de modo a se atingir essa meta. A introdução de novos alimentadores, novas subestações de distribuição, a ampliação das subestações existentes, a instalação de mais transformadores de força, de novas linhas de suprimento, assim como a construção de novas linhas de distribuição, elevam a confiabilidade dos segmentos envolvidos.

A atual forma de quantificação desse benefício, pelo lucro cessante, tem levado a valores muito baixos, não refletindo a realidade do prejuízo, mesmo para a empresa, da interrupção de fornecimento de energia elétrica. Pelo lucro cessante diríamos que não compensa a empresa investir na melhoria de confiabilidade  para redução dos conhecidos índices de DEC e FEC, o que não é verdade.
No momento estamos refletindo a oportunidade de valorar a energia não distribuída (END) pelo seu custo social (ponto de vista do consumidor) como o fazem algumas empresas brasileiras e a UNIPEDE, União dos Produtores de Eletricidade da Europa. No mínimo essa valoração serviria como parâmetro para priorização de obras.

G. Custo/Benefício e Tempo de Retorno dos Investimentos

O Tempo de Retorno dos investimentos (ou Pay Back) tem sido ultilizado para expressar a atratividade dos investimentos. 
O tempo de retorno dos investimentos ( x anos e y meses) é obtido à partir da relação Custo/Benefício das alternativas analisadas. Os seguintes parâmetros são orientativos, e frutos de nossa experiência:

INSTALAÇÃO	PAY BACK	
Bancos de Capacitores	De 1 a 2 anos	
Reguladores de Tensão	De 3 a 5 anos	
Novos Alimentadores	De 3 a 6 anos	
Subestações de Distribuição	De 3 a 8 anos	
        Tabela 1 – Tempos de Retorno Típicos

H. Taxa Interna de Retorno – TIR

A Taxa Interna de Retorno (TIR) foi introduzida à partir de meados do ano de 1997, e tornou-se um importante parâmetro de avaliação dos investimentos realizados, por ser um indicador bastante objetivo para os acionistas, especialmente quanto ao valor econômico agregado ao seu patrimônio e ao da Empresa. É obtida através da Planilha Eletrônica em excel. Observamos que atualmente são incluídos nos cálculos da TIR e do tempo de retorno dos investimentos os impostos e taxas a seguir.

I. Impostos e Taxas

Diversos impostos e taxas existentes na  contabilidade da empresa passaram a ser incluídos nos estudos de viabilidade econômica dos investimentos à partir de 1999. Entre esses mencionamos:
•	Taxa de Fiscalização à ANEEL 
•	Custo da RGR 
•	Pis Cofins 
•	Imposto de Renda 
•	Contribuição Social 

PARTE II – ANÁLISE DOS RESULTADOS ECONÔMICOS VERIFICADOS

Introdução

A necessidade de verificação dos resultados econômicos decorre de um caso particular. No final da década de 90, após a entrada em operação da Subestação Fundão 10/12,5 MVA, 69-13,8 kV observamos que o mercado realizava-se a menor do que o planejado. Desconforto à parte, manifestou-se ao Planejador a necessidade de encontrar resposta para a diferença, de vez que esta apontava para faturamentos menores que os previstos na fase de planejamento, e decorrentes resultados econômicos piores.
Fundão é um município a cerca de 1 hora e meia ao norte da capital Vitória.

Passados pouco mais de 5 anos, decidimos analisar essa e outras subestações de distribuição do sistema elétrico da ESCELSA, o que o fazemos agora.

Caso 1 – Subestação Juncado  10/12,5 MVA, 69-13,8 kV, 4 alimentadores – Operação após 04/99

Do relatório de planejamento de Planejamento obtivemos os seguintes resultados econômicos:

Variável	Valor Presente ref. 99 (R$)	
Custo SD Juncado	1.318.180	
Alimentadores	376.314	
Custo das Obras	1.694.500	
RGR+O&M	230.594	
Custo Total	1.925.093	
Redução das Perdas	771.048	
Aumento Capacidade 
SD Linhares	1.589.755	
Aumento Capacidade
 alim. LAESA	34.560	
Total	1.624.315	
Benefício Total	2.395.361	
Custo/Benefício	0,80	
Tempo de Retorno	4 anos	
Resultado	Bom	
Tabela 2 - Subestação Juncado Planejada  10/12,5 MVA

Para avaliação dos resultados, foram obtidos os seguintes dados realizados:

1.1 – SD Juncado - Custos das Obras - Previstos e Realizados

Investimentos	Previsto	Realizado	
Subestação	1.318.180	1.457.243	
Alimentadores	376.314	597.210	
Sub-Total	1.694.500	2.054.453	
RGR e O&M	230.594	267.241	
Total	1.925.093	2.321.694	
Tabela 3 - Custos das Obras da SD Juncado

1.1.1 - Análise das Diferenças de Custos Verificados

Verificamos que as diferenças nos custos deveram-se aos seguintes fatores:
1.	Diferença a maior nos investimentos em alimentadores, motivada pelo acentuado crescimento do mercado de irrigação da região, e pelos bons resultados econômicos dos investimentos conforme o estudo de planejamento. A saber: 3,03 km de cabo 1/0; 22,17 km de cabo 4/0; 1,95 km de cabo 185mm, em substituição ao cabo 336,4 MCM planejado;
2.	Inclusão de automação, não prevista no orçamento de planejamento, e decorrente muro de concreto para evitar invasão da área por pedestres;
3.	Verificamos outrossim que os custos foram bem próximos.

1.2 – SD Juncado - Demandas Máximas Previstas e Realizadas (KVA)

Ano	1999	2000	2001	2002	2003	
Previsto	6385	6835	7280	7724	7879	
Realizado	6460	5520	8520	5430	8090	
Tabela 4 – SD Juncado - Demandas Máximas

1.2.1 - Análise das Diferenças Verificadas

As diferenças mostram alternâncias nos valores, ora a maior, ora a menor. Observa-se em 2001 o maior valor da demanda máxima no período. Este valor verificou-se no início do ano, motivado pela irrigação acentuada em um período de pouca chuva. A seguir viria o racionamento de energia. Portanto, ao se observar os faturamentos anuais, passamos a conhecer o risco de se projetar o faturamento à partir da demanda máxima e dos fatores de carga e de potência do conjunto de cargas.

1.3 – SD Juncado - Redução das Perdas Elétricas Anuais, Custos e Benefícios 

As reduções das perdas elétricas em kW acompanham o mercado. Pela metodologia adotada no trabalho, ao kW.ano é associado um custo para a obtenção do correspondente benefício anual.
As perdas elétricas são obtidas mensalmente, por alimentador, à partir da simulação de fluxo de carga com correntes medidas. As demandas máximas dos alimentadores são igualmente registradas.
Os custos das perdas são obtidos à partir das tarifas médias de compra de energia anuais realizadas.

Ano	Custo das Perdas
(R$/MWH)	Redução das Perdas
Prevista/realizada  (kW)	Benefício realizado (R$)	
1999	130,33	1155/1182	154.050	
2000	139,39	1298/847	118.063	
2001	175,70	1396/1912	335.938	
2002	204,23	1661/821	167.755	
2003	252,31	1926/2031	512.442	
Tabela 5 – SD Juncado - Redução das Perdas Elétricas

1.3.1 - Análise dos Resultados Obtidos

1.	Observamos que as reduções das perdas, em kW, realizaram-se ora a menor, ora a maior;
2.	Os custos das perdas foram planejados com o valor fixo do 1º ano, tal seja 130,33 R$/kW.ano. A evolução do custo da energia comprada fez com que em 5 anos esse valor praticamente dobrasse;
3.	O aumento do custo das perdas propiciou razoável aumento nos benefícios de sua redução.

1.4 – SD Juncado - Aumento da Capacidade de Atendimento e Faturamento Adicional Realizado

Para esta análise foi verificado o conjunto Linhares/Juncado, tal como no estudo de planejamento.
Observamos os seguintes faturamentos adicionais em MWH e R$, relativamente ao ano de esgotamento da capacidade de atendimento do conjunto antes das obras. 

Ano	MWH adicional	Faturamento adicional
	
1999	(-8256)	(-285.890)	
2000	9370	389.541	
2001	9137	397.837	
2002	14.826	792.559	
2003	3057	186.670	
                             Tabela 6 – SD Juncado -Faturamento Adicional

1.4.1 - Observações sobre os resultados do Faturamento Adicional

1.	O incremento de faturamento do conjunto é bastante expressivo, pois se considerou que a SD Juncado, ao liberar a capacidade de atendimento da SD Linhares, gerou o decorrente faturamento adicional. Por outro lado, com a ampliação da SD Linhares em 2003, esse benefício desaparece, restando o devido apenas à SD Juncado;
2.	O incremento negativo no 1º ano deve-se à redução do mercado, e não deve ser considerado no cálculo econômico, de vez que não decorre da construção da SD e alimentadores, mas da queda do mercado;
3.	A consideração deste benefício pelas tarifas convencional e horo-sazonal geraria valores ainda mais expressivos.

1.5 – SD Juncado - Depreciação dos Investimentos Realizados

Aplicando a  depreciação em 5 anos, a 4% ao ano, resultou o valor residual de R$ 1.857.355, que trazido ao início do período com i =17% resulta em R$ 847.160 e investimento líquido de R$ 1.474.534.

1.6 – SD Juncado - Resultados Econômicos Verificados

Com a aplicação dos mesmos critérios do estudo de planejamento, os resultados econômicos verificados foram os seguintes:
TIR = 19,75%
VPL= R$ 88.085
Pay Back de 4 anos e 6 meses

Os resultados são bons e aproximam-se do planejado.

Caso 2 – Subestação Vila Pavão   5/6,67 MVA, 69-13,8 kV, 4 alimentadores – Operação 11/98

Do relatório de planejamento de Planejamento obtivemos os seguintes resultados econômicos:

Variável	Valor Presente ref. 99 (R$)	
Custo SD Vila Pavão 	1.228.592	
Alimentadores	57500	
Custo das Obras	1286092	
RGR+O&M	225066	
Custo Total	1.511.158	
Redução das Perdas 1º ano	83330	
Aumento Capacidade 1º ano
	119516	
Total	345013	
Custo/Benefício	2,83	
Tempo de Retorno	2 anos e 10 meses	
Resultado	Bom	
Tabela 7 - Subestação Vila Pavão Planejada  10/12,5 MVA

Para avaliação dos resultados, foram obtidos os seguintes dados realizados:

2.1 – SD Vila Pavão - Custos das Obras – Previstos e Realizados

Investimentos	Previsto	Realizado	
Subestação	1.228.592	1.059.377	
Alimentadores	57500	49.884	
Sub-Total	1286092	1.109.261	
RGR e O&M	225066	221.852	
Total	1.511.158	1.331.113	

Tabela 8 - SD Vila Pavão - Custos das Obras

2.1.1 – SD Vila Pavão -Análise das Diferenças de Custos Verificados

Verificamos que as diferenças nos custos deveram-se aos seguintes fatores:
1.	Redução dos custos com aquisição de terreno para a subestação;
2.	Redução dos custos em alimentadores.

2.2 – SD Vila Pavão - Demandas Máximas Previstas e Realizadas (KVA)

Ano	1999	2000	2001	2002	2003	
Previsto	2262	2389	2530	2680	2839	
Realizado	2600	2700	3100	2700	4200	
Tabela 9 – SD Vila Pavão - Demandas Máximas

2.2.1 – SD Vila Pavão - Análise das Diferenças Verificadas

As diferenças verificaram-se a maior em todo o período devido ao acentuado crescimento do mercado de extração de mármore e granito no município.

2.3 – SD Vila Pavão - Redução das Perdas Elétricas Anuais, Custos e Benefícios 

As reduções das perdas elétricas em kW acompanham o mercado. Pela metodologia adotada no trabalho, ao kW.ano é associado um custo para a obtenção do correspondente benefício anual.
As perdas elétricas são obtidas mensalmente, por alimentador, à partir da simulação de fluxo de carga com correntes medidas. As demandas máximas dos alimentadores são igualmente registradas.
Os custos das perdas são obtidos à partir das tarifas médias de compra de energia anuais realizadas.

Ano	Custo das Perdas
(R$/MWH)	Redução das Perdas
Prevista/realizada  (kW)	Benefício realizado (R$)	
1999	130,33	641/847	110.110	
2000	139,39	719/918	127.602	
2001	175,70	807/1212	213.312	
2002	204,23	905/919	187.476	
2003	252,31	1016/2223	560.196	
Tabela 10 - Redução das Perdas Elétricas

2.3.1 – SD Vila Pavão - Análise dos Resultados Obtidos

1.	A redução das perdas realizou-se a maior do que o previsto, em função do crescimento do mercado;
2.	Os benefícios financeiros realizaram-se a maior que o previsto devido ao aumento do custo da energia adquirida, não previsto na fase de planejamento.

2.4 – SD Vila Pavão -Aumento da Capacidade de Atendimento e Faturamento Adicional Calculado

O faturamento adicional considerado é referente ao ano inicial de esgotamento técnico da capacidade de atendimento do sistema, a saber 1998. 

Ano	MWH adicional	Faturamento adicional
	
1999	354	13806	
2000	144	6672	
2001	1328	66.520	
2002	2216	136.927	
2003	3511	252.792	
                                      
Tabela 11 – SD Vila Pavão - Faturamento Adicional

2.4.1 – SD Vila Pavão - Observações sobre os resultados do Faturamento Adicional

1.	Observamos modesto faturamento adicional nos 2 primeiros anos, e acentuado à partir de 2001, curiosamente a ano do racionamento;
2.	Os benefícios serão consideráveis na análise econômica, face ao baixo investimento líquido.

2.5 – SD Vila Pavão - Depreciação dos Investimentos Realizados

Aplicando a  depreciação em 5 anos, a 4% ao ano, resultou o valor residual de R$ 887.409, que trazido ao início do período com i =17% resulta em R$ 404.757 e investimento líquido de R$ 704.504.

2.6 - SD Vila Pavão - Resultados Econômicos Verificados

Com a aplicação dos mesmos critérios do estudo de planejamento, os resultados econômicos verificados foram os seguintes:
TIR = 26,15% 
VPL= R$ 186.449,16
Pay Back de 4 anos e 5 meses

Os resultados são bons, com diferença no pay back devido ao baixo mercado nos 2 anos iniciais.

III. CONCLUSÕES

As seguintes conclusões sintetizam a discussão do presente trabalho:
1.	A análise econômica com dados realizados permite ao planejador conhecer quais variáveis possuem maior variância no processo de planejamento: mercado, margem de comercialização, perdas elétricas e seu custo, benefícios de aumento de capacidade;
2.	A redução do mercado de energia elétrica, motivada pelo racionamento em 2001 causou reflexos neste ano e nos seguintes, com redução do faturamento previsto de uma maneira geral;
3.	A recuperação tarifária propiciou que o resultado econômico dos investimentos realizados fosse positivo, ainda que modestos;
4.	Os investimentos orçados adequadamente, com a participação da área executiva dos projetos, têm a menor variância em todo o conjunto;
5.	O conjunto Linhares-Juncado foi influenciado pelo mercado de irrigação; a SD Vila Pavão apresentou crescimento no mercado de extração de mármore e granitos;
6.	A aplicação da margem de comercialização realizada nos segmentos levaria a resultados econômicos melhores, assim como a inclusão dos benefícios decorrentes da não-multa devido à melhoria da qualidade da energia, aferida pelos indicadores DEC, FEC, DIC e FIC;
7.	É fundamental o conhecimento e a aplicação de uma metodologia de análise econômica de investimentos de expansão dos sistemas elétricos na fase de planejamento;
8.	A valoração dos benefícios decorrentes de redução das perdas elétricas  pela tarifa de Furnas,, dos benefícios relacionados à venda adicional de energia, tensão e capacidade, pela margem de comercialização, e dos benefícios de melhoria de confiabilidade pelo lucro cessante, nos leva a resultados conservadores menores que pelos custos marginais. São formas conservadoras de valoração;
9.	A adoção da metodologia conservadora nos permite um certo conforto quando os resultados da análise são bons, pois que sendo as obras economicamente viáveis pelos mesmos, tanto mais o serão com a adoção dos custos marginais e sociais;
10.	Os resultados mostrados nos anexos ilustram a evolução da análise econômica na Escelsa, de modo que atualmente a planilha inclui variáveis financeiras, tais como imposto de renda, contribuição social, Pis/Pasep, etc

IV - ANEXOS

As tabelas seguintes ilustram a aplicação da metodologia em outros estudos de planejamento.

Tabela 12 - SD Aracruz – Obras na rede de distribuição
    Investimentos	469.423 (R$)	
Redução de Perdas	34.816 (R$/ano)	
Incremento de Faturamento p/ Tensão	39.929 (R$/ano)	
Incremento de Confiabilidade	1.392 (R$/ano)	
Incremento de Faturamento p/ Capacidade	87.700 (R$/ano)	
Benefício Total	163.837 (R$/ano)	
Tempo de Retorno	2 anos e 11 meses	

Tabela 13 - SD Santa Maria - Obras na rede de distribuição 
Investimentos	380.360 (R$)	
Redução de Perdas na Distribuição
com tarifas de Furnas ou  Marginal	126.187 ou
230.218(R$)	
Ídem na Distribuição + Transmissão	189.281 ou
345.327(R$)	
Incremento de Faturamento por Tensão	16.615 (R$)	
Aumento de Capacidade	227.072 (R$)	
Ganho de Confiabilidade	não valorada	
Benefício Total Furnas ou
Marginal	432.969 ou
589.014 (R$)	
PAY BACK  com tarifa Furnas ou 
Custo Marginal	4 anos e 4 meses
3 anos e 3 meses	

Tabela 14 - SD Itarana 138-69 kV, 40/50 MVA 
Investimentos	6.757.000 (R$)	
Redução de Perdas	4.46.650 (R$)	
Aumento de Capacidade	6.807.630 (R$)	
Benefício Total	10.854.300	
Tempo de Retorno	6 anos e 10 meses	
Taxa Interna de Retorno	23,57 %	
Relação Benefício/Custo	1,61	

Tabela 15 – SD Cariacica 138-11,4 kV, 41,5 MVA, 8 Alimentadores 
Investimentos	4.029.200 (R$)	
RGR	469.100 (R$)	
O&M	469.010 (R$)	
FAP	14.992.900 (R$)	
Redução de Perdas	1.414.300 (R$)	
Liberação de equipamentos	64.700 (R$)	
Tempo de retorno	9 anos e 11 meses	
Taxa Interna de retorno – TIR	18,88%	
Valor Presente Líquido	610.100 (R$)	

 

V - BIBLIOGRAFIA 
[1] CESP-“Estudo de Mudança de tensão de distribuição”, 1989.
[2] “Perdas – Análise   Custo/Benefício”–  Relatório SCEI 16.01- CODI, 1982.
[3] “Metodologia  para Determinação, Análise e Otimização das Perdas técnicas em sistemas de distribuição” – CODI 3.2.19.34.0
[4] “Metodologia para Quantificação e Valoração de Benefícios de Melhoria de Tensão na Escelsa” –  Rocha, L. A. ; Lombardi G. ; M.Filho, Jacques.
[5] “Planification des Investissements à EDF”, 1993.
[6] José Adolfo Cipoli. “Engenharia de Distribuição”   editora Qualitymark, 1993.
[7] Escelsa – Estudos de Planejamento diversos da Gerência de Planejamento da Expansão – DTMP
[8] “Distribution System Management” , SWEDPOWER,1994. 
(9) Curso de Engenharia Econômica de Investimentos - FUPAI - 1999

VI – AGRADECIMENTOS

Agradecemos à Direção da Escelsa e à Coordenação da Comissão Técnica do XVI SENDI  pela oportunidade de levarmos aos colegas das demais empresas do setor elétrico um pouco de nossa experiência em análise econômica de investimentos de expansão do setor elétrico, com a esperança de que sirva como instrumento de debates e reflexões no contexto do XVI SENDI, quiçás auxiliando às empresas  e nos levando a melhorar o que fazemos.