1) O documento analisa as opções de gestão energética e modalidades tarifárias para uma fábrica de artefatos de cimento em Campo Grande, MS visando reduzir os custos com energia elétrica. 2) Foi analisada a demanda contratada e realizada simulação que indicou a possibilidade de redução para 74kW, diminuindo em 0,66% o custo. 3) Foram simuladas 4 modalidades tarifárias disponíveis para a fábrica considerando os hábitos de consumo e a possibilidade

1. 1
Gestão Energética de uma Fábrica de Artefatos de Cimento com
Estudo de Migração Tarifária e Viabilidade de Implantação de um
Sistema Fotovoltaico
Edson Naoki Hoshino – ehoshino2002@gmail.com
MBA em Projeto, Execução e Controle de Engenharia Elétrica
Instituto de Pós-Graduação - IPOG
Campo Grande, MS, 02 de maio de 2016
Resumo
Por meio da análise de Faturas de Energia Elétrica de uma Fábrica de Artefatos de Cimento
localizada na cidade de Campo Grande no Mato Grosso do Sul, feitas no ano de 2016,
buscou-se a melhor opção de Modalidade Tarifária para sua rotina de trabalho e a
viabilidade de investimento em um Sistema Fotovoltaico. O elevado custo da tarifa de
energia remete a constante procura por um sistema de geração distribuída que seja viável à
Industria. O regime de trabalho no horário comercial e a baixa demanda de potência das
instalações possibilita migração para o Grupo B de Tarifação sem a necessidade de agregar
um custo fixo na fatura de energia elétrica representado pela Demanda Contratada. O
Estudo baseou-se nas informações prestadas pelo Proprietário e nas Faturas de Energia. A
partir desses dados e, em conformidade com as Resoluções da Agencia Nacional de Energia
Elétrica (ANEEL) e Normas Tecnicas da Concessionária de Energia Local, as simulações
realizadas com as modalidades tarifárias disponíveis apontaram para a necessidade de
adequação na modalidade tarifária. Conclui-se que no atual cenário a opção pela migração
ao Grupo B eleva o potencial para a implantação de um sistema fotovoltáico com
amortização do investimento em médio prazo.
Palavras-chave: Gestão Energética. Viabilidade. Modalidade Tarifária. Fotovoltaico.
1. Introdução
O presente estudo analisa as oportunidades disponíveis no mercado cativo de energia elétrica
para melhor atender as unidades consumidoras, sempre com o compromisso no aspecto
técnico e com a economia que poderá proporcionar.
O atual cenário da matriz energética brasileira recebe ano a ano impactos no custo da energia
elétrica, respondendo por parcela significativa no custo da produção, conforme o site
g1.globo.com em março do ano de 2015 o custo médio da energia elétrica para a indústria
brasileira subiu 23,4%, ficando em R$ 498,30 por MWh, segundo dados de pesquisa
divulgada pela Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), também
naquele ano o estado de Mato Grosso do Sul teve uma revisão tarifária de 47,8%.
Nem sempre investimentos representam a única saída na gestão energética da unidade
consumidora. Conhecimentos das Resoluções da Agência Nacional de Energia Elétrica e a
utilização de dados disponíveis nas faturas de energia elétrica, e com planilhas de simulações
do uso da energia elétrica podem apontar a melhor direção, a melhor modalidade tarifária a
adotar.
Impulsionados pelo custo crescente da energia elétrica e pela aprovação do uso de sistemas de
geração conectados às redes de distribuição, promovidas pela Resolução ANEEL 482/2012,
surgem opções atrativa para investimentos de médio prazo e longo prazo como é o caso dos
sistemas fotovoltaicos.

2. 2
Este estudo traz alguns aspectos relevantes da Resoluções Normativas ANEEL 414/2010 de
condições gerais de fornecimento de energia elétrica e da abordagem ao Módulo 3 de acesso
ao sistema de distribuição dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional (PRODIST) para a análise da viabilidade de implantação de um sistema de
geração distribuída do tipo Mini geração Fotovoltaica como forma de minimizar os custos
com a energia elétrica.
2. Desenvolvimento
O Mercado Livre de Energia no Brasil possui dois ambientes, o Ambiente de Contratação
Regulada onde se encontra a Fábrica de Artefatos de Cimento, denominada de Consumidor
Cativo e o Ambiente de Contratação Livre, formado pelos consumidores livres. Neste último
se encontram os Consumidores Especiais, que pode ser a unidade ou conjunto de unidades
consumidoras localizadas em área contígua ou de mesmo CNPJ, cuja carga seja maior ou
igual a 500 kW (soma das demandas contratadas) e tensão mínima de 2,3 kV. O Consumidor
Especial pode contratar apenas Energia Incentivada, enquanto que o Consumidor Livre, em
cada unidade deve apresentar demanda contratada a partir de 3.000 kW e tensão mínima de 69
kV, para data de conexão elétrica anterior a julho/1995, ou 2,3 kV, para ligação após
julho/1995. O Consumidor Livre Convencional pode contratar Energia Convencional ou
Incentivada.
Como a Fábrica em estudo não possui demanda contratada mínima de 500kW, a adesão a esse
Mercado Livre não é uma opção disponível, assim o estudo se voltou apenas à compra de
energia das Concessionárias Locais.
A unidade consumidora de energia elétrica denominada de consumidor cativo, é classificada
em dois grupos: A e B. O grupo A é caracterizado por unidades consumidoras que recebem
energia em tensão igual ou superior a 2,3 kilovolts (kV), também conhecido como
consumidor de alta tensão, possuindo tarifa binômia, aplicada ao consumo e à demanda
faturável. Ela é subdividida ainda em seis subgrupos.
O grupo B é caracterizado por unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 2,3 kV,
também conhecido como consumidor de baixa tensão, possuindo tarifa monômia, aplicada
apenas ao consumo. Ela é subdividida em quatro subgrupos.
2.1 Oportunidades de melhoria com a análise das faturas de energia
A seguir serão analisadas as possibilidades de ajuste na demanda contratada e as
possibilidades de migração tarifária para o atual contrato de fornecimento de energia elétrica,
discutindo-se aspectos da rotina de funcionamento da Fábrica.
2.1.1 Análise da Demanda Contratada
A fábrica instalou o posto de transformação de 112,5kVA no mês de janeiro do ano de 2016,
já operando desde aquele mês em regime normal. Assim, para análise das faturas estavam
disponíveis apenas 4 faturas de energia, mas que reflete o regime normal de funcionamento,
como pode se observar pela demanda medida no período.
O contrato com a Concessionária Local foi de modalidade tarifária convencional com
demanda contratada de 75kW na classe A4 para fornecimento de energia em tensão de 2,3
kVolts a 25 kVolts. A tensão primária do posto de transformação é de 13,8 kVolts e a tensão
secundária é de 220/127 Volts.
A Tabela 1 mostra a demanda registrada entre os meses de janeiro e abril do ano de 2016 e os
respectivos custos em Reais da demanda na fatura de energia elétrica. Assim, a média mensal

3. 3
da demanda no período é de 72,4kW, e a média mensal do custo da demanda é de R$
3.196,34. O artigo 92 da Resolução Normativa nº 414, de 2010, estabelece que, quando a
demanda de potência ativa exceder em mais de 5% a demanda contratada, deve ser adicionada
ao faturamento regular uma cobrança pela ultrapassagem no valor de 2 vezes a tarifa da
demanda contratada sobre a demanda medida que excedeu o valor da demanda contratada. Na
Tabela 1 verifica-se que as demandas registradas no período não ultrapassaram o limite
estabelecido.
Tarifa de Demanda
Contrato Atual Demanda Ultrapass
75,0 42,26 126,78
Ano Mês
Demanda Teste Pagamento (R$)
(kW) Lógico Demanda Ultrapass Total
2016 Jan 65,6 0 3169,50 0,00 3169,50
2016 Fev 77,1 1 3259,09 0,00 3259,09
2016 Mar 75,4 1 3187,25 0,00 3187,25
2016 Abr 72,0 0 3169,50 0,00 3169,50
Total : R$ 12.785,34
Tabela 1 – Demanda medida no período em estudo fonte?
Apesar de não haver ultrapassagem de demanda do limite estabelecido pelo artigo 92, foram
feitas simulações de revisão na demanda a contratar para se verificar a possibilidade de se
diminuir a demanda contratada. Conforme a Tabela 2 obteve-se a demanda de 74kW como a
melhor demanda a contratar. Assim, a média mensal do custo da demanda passará a ser de R$
3.175,21 com uma redução estimada de 0,66% no custo representado pela demanda na fatura
de energia elétrica.
Contrato Proposto
74,0
Ano Mês
Demanda Teste Pagamento (R$)
(kW) Lógico Demanda Ultrapass Total
2016 Jan 65,6 0 3127,24 0,00 3127,24
2016 Fev 77,1 1 3259,09 0,00 3259,09
2016 Mar 75,4 1 3187,25 0,00 3187,25
2016 Abr 72,0 0 3127,24 0,00 3127,24
Total : R$ 12.700,82
Tabela 2 – Simulação da demanda medida com a nova demanda proposta fonte?
No momento de se solicitar o aditivo no contrato de fornecimento de energia elétrica com a
Concessionária deve se levar em consideração o tempo de carência, que conforme estabelece
a RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 414, no parágrafo 1º do artigo 63, o prazo
mínimo para atender a solicitação de acréscimo de demanda é de 30 dias e, de acordo com o
parágrafo 11º do mesmo artigo, o prazo mínimo para atender a solicitação de redução de
demanda é de 180 dias.
2.1.2 Análise da migração tarifária
A RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 414 no artigo 2º que define a Modalidade
Tarifária elenca as cinco modalidades disponíveis, conforme transcrito abaixo:
“L- modalidade tarifária: conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de consumo de
energia elétrica e demanda de potência ativas, considerando as seguintes modalidades:

4. 4
a) modalidade tarifária convencional monômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo
B, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica, independentemente das horas de
utilização do dia;
b) modalidade tarifária horária branca: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, exceto
para o subgrupo B4 e para as subclasses Baixa Renda do subgrupo B1, caracterizada por
tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do
dia;
c) modalidade tarifária convencional binômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo
A, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de potência,
independentemente das horas de utilização do dia;
d) modalidade tarifária horária verde: aplicada às unidades consumidoras do grupo A,
caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas
de utilização do dia, assim como de uma única tarifa de demanda de potência; e
e) modalidade tarifária horária azul: aplicada às unidades consumidoras do grupo A,
caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de
potência, de acordo com as horas de utilização do dia;”
O atual contrato de fornecimento de energia da Fábrica, pertencente ao grupo A, permite a
adoção de todas as 5 modalidades tarifárias citadas acima. Aplicada às unidades
consumidoras do grupo A, a modalidade tarifária convencional binômia, a modalidade
tarifária horária verde e a modalidade tarifária azul são opções de migrações à Fábrica, e as
modalidades tarifária convencional monômia e modalidade tarifária horária branca aplicáveis
às unidades de consumidoras do grupo B, também são opções de migrações à Fábrica, apesar
de não pertencer ao grupo B.
Esta opção vem do artigo 100 da RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 414, que permite
a unidade consumidora ligada em tensão primária optar por faturamento com aplicação da
tarifa do grupo B, correspondente à respectiva classe, se atendido pelo menos um critério. A
cláusula I do referido artigo permite que unidades consumidoras com transformadores de
potência igual ou inferior a 112,5kVA faça opção pelo faturamento com aplicação da tarifa do
grupo B.
O presente estudo não considerou a possibilidade da adesão a Tarifa Branca, ainda em
desenvolvimento conforme Audiência Pública 043/2013, que discute os aspectos da Tarifa
Branca, que é uma nova opção que sinaliza aos consumidores a variação do valor da energia
conforme o dia e o horário do consumo. Ela é oferecida para as unidades consumidoras que
são atendidas em baixa tensão (127, 220, 380 ou 440 Volts), denominadas de grupo B, e ainda
conforme Minuta da Resolução Normativa no seu artigo 3º, e extensível àquelas do grupo A
que possam optar por tarifa do grupo B conforme disposto no art. 100 da Resolução
Normativa nº 414, de 2010.
Essa Tarifa vem ao encontro com a rotina da Fábrica que possui hábitos que prioriza o uso da
energia fora do período de ponta e diminui o consumo no horário de ponta permitindo reduzir
o valor pago pela energia consumida.
Nos dias úteis, o valor Tarifa Branca varia em três horários: ponta, intermediário e fora de
ponta. Na ponta e no intermediário, a energia é mais cara. Fora de ponta, é mais barata. Nos
feriados nacionais e nos finais de semana, o valor é sempre fora de ponta.
Tornando-se uma Resolução Normativa, a adesão à tarifa Branca trará benefícios para a
Fábrica desde que mantidas as mesmas rotinas de utilização.

5. 5
Assim, optou-se pela simulação de 4 modalidades tarifárias, analisando-se os custos com a
demanda e o consumo com base nas demandas registradas nos 4 meses.
Foi utilizada nas simulações a contratação de demanda proposta de 74kW.
Os valores apresentados nas simulações são de custo sem se considerar a aplicação dos
impostos Federais do Programa de Integração Social, PIS, e a Contribuição para
financiamento da Seguridade Social, COFINS, e o imposto Estadual de Circulação de
mercadoria e Serviços, ICMS. Da mesma forma não se considerou os custos com taxa de
iluminação pública e multas com baixo fator de potência.
Os valores das tarifas aplicadas nas Tabelas 3, 4, 5, e 6 foram extraídas da Resolução
Homologatório ANEEL de 08 de abril do ano de 2015.
A Tabela 3 traz a simulação do custo da fatura de energia caso a unidade consumidora faça
opção pelo faturamento no grupo B.
Tarifa de Consumo
(R$/MWh) Custo da Fatura
referente ao
consumo
Ponta F Ponta
464,70 464,7
Consumo (kWh) Pagamento
Ano Mês Ponta F Ponta (R$)
2016 Jan 667 8223 4.131,18
Fev 717 13418 6.568,53
Mar 779 12028 5.951,41
Abr 1058 12994 6.529,96
Total: 3221 46663 23.181,09
Total ( Contrato Atual): 23.181,09
Tabela 3 – Simulação de migração pelo faturamento no Grupo B
A Tabela 4 traz a simulação do custo da fatura de energia para o atual contrato de
fornecimento de energia elétrica da unidade consumidora, de modalidade convencional
binômia do grupo A4.
Demanda a
Contratar
Tarifa de Demanda
Tarifa de Consumo
(R$/MWh)
Demanda
R$/kW
Ultrapass
R$/kW Ponta F Ponta
74,0 42,26 126,78 294,45 294,45
Ano Mês
Demanda Custo da Fatura referente a Demanda Consumo (kWh) Pagamento
(kW) Demanda Ultrapass Total Ponta F Ponta (R$)
2016 Jan 65,6 3127,24 0,00 3127,24 667 8223 2.617,66
2016 Fev 77,1 3259,09 0,00 3259,09 717 13418 4.162,05
2016 Mar 75,4 3187,25 0,00 3187,25 779 12028 3.771,02
2016 Abr 72,0 3127,24 0,00 3127,24 1058 12994 4.137,61
Total : R$ 12.700,82 R$ - R$ 12.700,82 3221 46663 R$ 14.688,34
Custo total acumulado no período
R$
27.389,16
Custo médio mensal
R$
6.847,29
Tabela 4 – Simulação de migração pelo faturamento Convencional Binômio

6. 6
A Tabela 5 traz a simulação do custo da fatura de energia caso a unidade consumidora faça
opção pela modalidade horária verde, de custo de energia diferenciada nos horários de ponta e
fora de ponta, característicos de unidades consumidoras que possuem pouca utilização de
energia elétrica nos horários de ponta.
Demanda
a
Contratar
Tarifa de Demanda Tarifa de Consumo
Demanda
R$/kW
Ultrapass
R$/kW
Ponta
(R$/MWh)
F Ponta
(R$/MWh)
74,0 13,72 41,16 1.371,61 283,8
Ano Mês
Demanda Custo da Fatura referente a Demanda Consumo (kWh) Pagamento
(kW) Demanda Ultrapass Total Ponta F Ponta (R$)
2016 Jan 65,6 1015,28 0,00 1015,28 667 8223 3.248,55
2016 Fev 77,1 1058,09 0,00 1058,09 717 13418 4.791,47
2016 Mar 75,4 1034,76 0,00 1034,76 779 12028 4.482,03
2016 Abr 72,0 1015,28 0,00 1015,28 1058 12994 5.138,86
Total : R$ 4.123,41 R$ - R$ 4.123,41 3221 46663 R$ 17.660,92
Custo total acumulado no período R$ 21.784,32
Custo médio mensal R$ 5.446,08
Tabela 5 – Simulação de migração pelo faturamento Horário Verde
A tabela 6 traz a simulação do custo da fatura de energia caso a unidade consumidora faça
opção pela modalidade horária azul, de custo de energia e demanda diferenciada nos horários
de ponta e fora de ponta, característico de unidades consumidoras que possuem linha de
produção em regime de 24 horas
Demanda
na Ponta
a
Contratar
Demanda
F Ponta a
Contratar
Tarifa de Demanda
Tarifa de
Consumo
(R$/MWh)Fora de Ponta Ponta
Demanda
R$/kW
Ultrapass
R$/kW
Demanda
R$/kW
Ultrapass
R$/kW Ponta F Ponta
29,0 74,0 13,72 41,16 39,64 118,92 411,54 283,8
Ano Mês
Demanda
F Ponta Pagamento de Demanda (R$) Consumo (kWh)
Pagamento
de
Consumo
R$
(kW) Demanda Ultrapass Demanda Ultrapass Ponta F Ponta (R$)
2016 Jan 65,6 1015,28 0,00 1149,56 0,00 667 8223 2.608,18
2016 Fev 77,1 1058,09 0,00 1149,56 0,00 717 13418 4.103,10
2016 Mar 75,4 1034,76 0,00 1187,61 0,00 779 12028 3.734,14
2016 Abr 72,0 1015,28 0,00 1149,56 306,81 1058 12994 4.123,11
Total : 4.123,41 - 4.636,29 306,81 3221 46663 14.568,53
Custo total acumulado no período 23.635,05
Custo médio mensal 5.908,76
Tabela 6 – Simulação de migração pelo faturamento Horário Azul
A Tabela 7 traz o resumo dos resultados das simulações das 4 modalidades tarifárias.

7. 7
MODALIDADE TARIFÁRIA
CUSTO COM
DEMANDA
CUSTO COM
CONSUMO
CUSTO TOTAL NO
PERÍODO DE 4
MESES
CUSTO
MÉDIO
MENSAL
OPTANTE PELO GRUPO B 0,00 23.181,09 23.181,09 5.795,27
CONVENCIONAL 12.700,82 14.688,34 27.389,16 6.847,29
HOROSAZONAL VERDE 4.123,41 17.660,92 21.784,32 5.446,08
HOROSAZONAL AZUL 9.066,52 14.568,53 23.635,05 5.908,76
Tabela 7 – Resumo das simulação de migração tarifária
Da Tabela 7, observa-se que o atual contrato de fornecimento de energia elétrica com a
concessionária de energia local, que tem a modalidade tarifária convencional binômia é a
opção menos aconselhada.
A tabela resumo mostra ainda que a melhor opção é a adoção da modalidade tarifária horária
verde.
Outra alternativa é a opção pelo faturamento no grupo B, com valor médio mensal de 6,41%
maior que a modalidade tarifária horária verde.
2.2 Análise do regime de funcionamento da fábrica
2.2.1 Regime de funcionamento da fábrica
O horário de funcionamento da unidade consumidora é das 07:00minutos às 11:00 e das 13:30
às 17:30minutos, não existindo equipamentos importantes que permaneçam ligados após o
término do expediente, somente a iluminação externa e a bomba de recalque.
Partindo das informações acima, passadas pela gerência da unidade consumidora, e
verificando-se o consumo e a demanda no horário de ponta pelas faturas de energia, não
foram estabelecidos mudanças em horários do expediente e remanejamento de cargas que
pudessem representar economia no uso da energia elétrica.
2.2.2 Informações gerais da unidade consumidora
As faturas de energia elétrica analisadas indicam também baixo fator de potência devendo ser
feita a correção do fator de potência, seja por meio da análise dos motores existentes, ou com
a instalação de bancos de capacitores. Esta análise não foi objeto de estudo deste artigo.
Feitas todas as análise das possibilidades de melhorias sem a necessidade de investimentos,
adotando-se novas modalidades tarifárias, revendo-se a demanda contratada e fazendo a
análise do regime de funcionamento da fábrica, partiu-se para a análise em um investimento
na geração distribuída.
2.3 Simulação de implantação de um Sistema Fotovoltáico
Partindo-se de dados do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro do ano de 2001 produzido pela
CEPEL/ELETROBRÁS, que indica um baixo potencial de produção da energia eólica na
região Centro-Oeste com pouco mais de 2,16%, e ainda considerando o grande potencial de
geração de energia solar que a região de Mato Grosso do Sul propicia com média anual de 7
horas diárias de insolação e de até 5700wh/m2.dia de radiação solar global diária, conforme o
Atlas Solarimétrico do Brasil da Editora Universitária da Universidade Federal de
Pernambuco, optou-se pela simulação da implantação de um sistema de Geração Fotovoltaica
como opção de investimento em geração de energia elétrica distribuída na Fábrica de
Artefatos de Cimento.

8. 8
A geração distribuída é caracterizada pela presença de geradores de energia elétrica
descentralizados e distribuídos próximos aos consumidores de energia. A geração distribuída
é incentivada como forma de se evitar grandes investimentos em linhas de transmissões e
usinas, além de ser considerada uma energia limpa que minimiza impactos ambientais.
Villalva (2015:35) ressalta que “um sistema fotovoltaico em seu telhado fica imune aos
aumentos de preços e garante o abastecimento de eletricidade por pelo menos 25 anos, que é o
tempo mínimo de vida útil de um sistema fotovoltaico”.
No ano de 2012 a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), estabeleceu as condições
gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição
de energia elétrica através da Resolução Normativa nº 482, onde entre elas a energia
fotovoltáica se encaixa, criando um sistema de compensação de créditos de energia elétrica.
O sistema on-grid ou sistema conectado à rede de distribuição da concessionária de energia
elétrica utiliza um sistema de compensação, onde a energia ativa excedente injetada pelo
sistema fotovoltaico no sistema de distribuição pela unidade consumidora será cedida a título
de empréstimo gratuito para a distribuidora, passando a unidade consumidora a ter um crédito
em quantidade de energia ativa a ser consumida por um prazo de 60 (sessenta) meses,
conforme descrito no parágrafo primeiro do artigo 6º da Resolução Normativa nº 482 da
ANEEL.
Conforme os resultados das simulações realizadas no item 5.1.2 para a unidade consumidora,
é mais vantajosa a adoção da modalidade tarifária horosazonal verde. Considerando que na
implantação de um sistema fotovoltaico on-grid, a da Resolução Normativa nº 482 da
ANEEL no seu artigo 7º em seu inciso I diz que deve ser cobrado, no mínimo, o valor
referente ao custo de disponibilidade para o consumidor do grupo B, ou a demanda contratada
para o consumidor do grupo A, e considerando ainda que a unidade consumidora possui um
posto de transformação de 112,5kVA, que lhe permite a opção pelo faturamento pelo grupo
B.
De uma forma simplificada, fazendo um comparativo do custo mínimo a ser pago, mesmo
após a implantação de um sistema fotovoltaico, considerando a opção pela modalidade
horosazonal verde e que não haverá ultrapassagem da demanda, o custo fixo será dado pela
demanda contratada proposta de 74kW multiplicado pelo custo da demanda nesta modalidade
no valor de R$ 13,72 representando um custo fixo mensal de R$ 1.015,28.
Já para a opção pelo faturamento no grupo B, o custo fixo será representado pelo custo de
disponibilidade, para a fábrica, de entrada trifásica, conforme a Resolução Normativa nº 410
no seu artigo 98, queestabelece uma cobrança mínima de 100kWh a ser multiplicado pelo
valor de R$ 0,4647 representando um custo fixo mensal de R$ 46,47.
Desta forma, fez-se a opção por realizar a simulação econômica considerando que a unidade
consumidora estará optando pelo faturamento pelo grupo B.
A Fábrica possui uma área de cobertura de 4.200 m2. Na comparação das células de silício
monocristalino e policristalino, Villalva (2015:69) informa que as células de silício
policristalino tem eficiências ligeiramente inferiores que as de monocristalino. Dado que não
existe restrição de espaço para os módulos fotovoltaicos, optou-se pela utilização de módulos
fotovoltaicos de material policristalino
Partiu-se da média mensal de consumo de energia elétrica 12.471kWh calculadas pelas
faturas de energia elétrica.
As simulações foram feitas no site do Portal Solar, que disponibiliza de forma gratuita a
simulação do dimensionamento de um sistema fotovoltaico a partir de informações da cidade

9. 9
e do consumo médio mensal. Para o consumo médio mensal da unidade consumidora a
simulação apontou um sistema de 96,36kWpico com o preço do sistema implantado variando
de de R$ 626.275,00 à R$ 790.070,00 apurado no mês de maio do ano de 2016.
No preço apresentado ainda devem ser adicionados o valor orçado de R$ 85.000,00 referente
ao custo de implantação do sistema de proteção composto de um religador e um
transformador de aterramento, exigido pela Concessionária de Energia Energisa, de acordo
com o disposto na Norma Técnica Energisa NDU-015 em seu item 8.2.1.
A Resolução ANEEL 482 de abril de 2012 estabelece as condições gerais para o acesso de
microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, e
estabelece o sistema de compensação de energia elétrica, e a Resolução ANEEL 687 de
novembro de 2015 traz alterações da Resolução 482, e entre elas define o limite da potência
instalada da central geradora em até 75kW para caracterização de uma microgeração
distribuída, ficando as centrais geradoras com potência entre 75kW e 3MW obrigadas a
atender os requisitos mínimos de uma minigeração distribuída.
Desta forma, a unidade consumidora em estudo, que teve dimensionado um sistema de
geração fotovoltaica de 96,36kWpico, estaria classificada como uma Minigeração e, portanto
tendo obrigações adicionais, entre as quais a de atender redundâncias de proteções no seu
ponto de conexão com a instalação de um religador, que é desobrigada para microgerações,
conforme item 4.4 dos requisitos de projeto da seção 3.7 do módulo 3 do Prodist.
As simulações no site do Portal Solar apontaram um sistema de 72,26kWpico que deverá
atender até 75% do consumo médio mensal da fábrica de artefatos de cimento, permitindo a
central geradora ser classificada na Minigeração evitando o investimento no sistema de
proteção redundante com um religador de energia.
No dimensionamento proposto de um sistema de 72,26kWpico, o preço do sistema
implantado varia de R$ 469.690,00 a R$ 592.532,00 conforme apurado no site Portal Solar no
mês de maio do ano de 2016. Assim, o preço médio de R$ 531.111,00 será considerado no
estudo do prazo necessário à recuperação do custo inicial.
A simulação aponta um sistema com 289 placas fotovoltaicas de 250W ocupando uma área
mínima de 578,07 m2.
Na simulação econômica do sistema fotovoltaico considerou-se, no custo da energia elétrica,
os impostos presentes na fatura de energia elétrica já que no estado de Mato Grosso do Sul
ainda não existe o incentivo de isenção do imposto sobre circulação de mercadorias e serviços
sobre a energia injetada na rede de distribuição da Concessionária e precisa ser destacada
nesta análise.
A Tabela 8 traz a simulação durante o período de 1 ano do valor em kWh a ser pago
considerando o consumo médio mensal de 12471kWh e a geração fotovoltaica mensal para
atender 75% do consumo médio anual. A tabela considera que a unidade consumidora fez
opção pelo faturamento no grupo B e com um sistema fotovoltaico implantado.
Mês
Consumo
Médio
(kWh)
Geração
(kWh)
Líquido do
mês (kWh)
Créditos
(kWh)
Créditos
Acum (kWh)
Líquido -
créditos
(kWh)
Valor em
kWh a pagar
Janeiro 12471,00 9846 2625 0 0 2625 2625
Fevereiro 12471,00 9408 3063 0 0 3063 3063
Março 12471,00 9663 2808 0 0 2808 2808
Abril 12471,00 10320 2151 0 0 2151 2151
Maio 12471,00 9554 2917 0 0 2917 2917
Junho 12471,00 7475 4996 0 0 4996 4996

10. 10
Julho 12471,00 9353 3118 0 0 3118 3118
Agosto 12471,00 9299 3172 0 0 3172 3172
Setembro 12471,00 8679 3792 0 0 3792 3792
Outubro 12471,00 9736 2735 0 0 2735 2735
Novembro 12471,00 10083 2388 0 0 2388 2388
Dezembro 12471,00 8897 3574 0 0 3574 3574
Tabela 8 – Simulação da energia elétrica a ser paga para a Concessionária
A Tabela 9 traz a simulação do comparativo entre o valor que se pagaria sem um sistema
fotovoltaico e o valor que pagará com um sistema fotovoltaico. No cálculo são considerados o
custo de disponibilidade mensal de 100kWh, o imposto estadual ICMS no valor de 17% e os
impostos federais PIS e COFINS no valor de 6,29%, obtidos pela média nas faturas nos 4
meses. O custo da Tarifa de consumo da Concessionária utilizada foi de R$ 0,4647.
O Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS é um tributo Estadual
aplicável à energia elétrica, para o qual o Conselho Nacional de Política Fazendária –
CONFAZ aprovou o Convênio ICMS 6, de 5 de abril de 2013, estabelecendo que o ICMS
apurado tem como base de cálculo toda energia que chega à unidade consumidora proveniente
da distribuidora, sem considerar qualquer compensação de energia produzida pelo
microgerador. Com isso, a alíquota aplicável do ICMS incide sobre toda a energia consumida
no mês.
Estados como São Paulo, Pernambuco e Goiás já aderiram ao Convênio (16/2015) do
Conselho da Fazenda referente ao ICMS que incide sobre a geração de eletricidade do mini e
microgerador. Caso o estado de Mato Grosso do Sul venha a aderir ao convênio, o custo anual
com ICMS de R$ 3.553,91 previsto na Tabela 9 poderá representar um acréscimo na
economia anual com um sistema fotovoltaico.
Os impostos federais PIS e COFINS variam conforme apuração mensal da concessionária e,
diferentemente do ICMS, sua incidência passou a ser feita, a partir da publicação na página 2
Seção 1. Art. 8 do Diário Oficial da União (DOU) de 07 de Outubro de 2015, somente sobre o
saldo da energia que chega à unidade consumidora proveniente da distribuidora e a energia
produzida pelo microgerador.
COM Geração Distribuída (GD) SEM GD
Mês
Valor a pagar para
distribuidora
Impostos a pagar
ICMS
Total a pagar com
GD
Valor a pagar sem
GD
Janeiro R$ 1.219,84 R$ 249,85 R$ 1.469,68 R$ 7.554,88
Fevereiro R$ 1.423,38 R$ 291,53 R$ 1.714,91 R$ 7.554,88
Março R$ 1.304,88 R$ 267,26 R$ 1.572,14 R$ 7.554,88
Abril R$ 999,57 R$ 204,73 R$ 1.204,30 R$ 7.554,88
Maio R$ 1.355,53 R$ 277,64 R$ 1.633,17 R$ 7.554,88
Junho R$ 2.321,64 R$ 475,52 R$ 2.797,16 R$ 7.554,88
Julho R$ 1.448,93 R$ 296,77 R$ 1.745,70 R$ 7.554,88
Agosto R$ 1.474,03 R$ 301,91 R$ 1.775,94 R$ 7.554,88
Setembro R$ 1.762,14 R$ 360,92 R$ 2.123,06 R$ 7.554,88
Outubro R$ 1.270,95 R$ 260,32 R$ 1.531,27 R$ 7.554,88
Novembro R$ 1.109,70 R$ 227,29 R$ 1.336,99 R$ 7.554,88
Dezembro R$ 1.660,84 R$ 340,17 R$ 2.001,01 R$ 7.554,88
R$ 17.351,43 R$ 3.553,91 R$ 20.905,34 R$ 90.658,57
Economia anual R$ 69.753,23
Tabela 9 – Simulação da economia anual com a implantação do sistema fotovoltaico

11. 11
Mesmo se utilizando do sistema de compensação da geração da energia fotovoltaica, existe
um custo de disponibilidade que as concessionárias cobram da unidade consumidora,
representados pela demanda contratada no faturamento do grupo A e pelo consumo mínimo
de 100kWh no faturamento do grupo B.
Da Tabela 5, Tabela 8, e Tabela 9, tomando-se o mês de janeiro como comparativo, na
hipótese de se implantar o sistema fotovoltaico e optando-se pela migração à modalidade
tarifária horosazonal verde, teríamos só em demanda um valor a pagar de R$ 1.323,53 que se
somando ao valor a pagar em consumo de energia elétrica previsto no mês de 2.625kWh, o
preço a pagar com Geração Distribuída ultrapassaria facilmente o valor previsto na Tabela 9
para o mês de janeiro optando-se pelo faturamento pelo grupo B.
Enumerando ainda mais as desvantagens quando se está inserido em modalidades com postos
tarifários (ponta e fora ponta), na situação onde a energia injetada em um determinado posto
tarifário exceda à energia consumida, essa diferença deverá ser utilizada para compensação
em outros postos tarifários dentro do mesmo ciclo de faturamento, após a aplicação de um
fator de ajuste, e como a geração fotovoltaica se dá nos horários fora de ponta, onde a energia
gerada tem menor custo, existindo a necessidade de se fazer a compensação dos créditos em
horário de ponta, a desvantagem se torna mais acentuada ainda.
Partindo-se do preço médio do sistema fotovoltaico dimensionado pelo site do Portal Solar
como um investimento inicial, da expectativa média de vida de um sistema fotovoltaico de 25
anos e do valor calculado na Tabela 9 da economia anual esperado com a instalação do
sistema de geração distribuída, a Tabela 10 traz a economia esperada em valores futuros e o
valor presente das economias anuais considerando-se uma inflação anual de 9% e de um
índice do aumento do custo da energia elétrica anual também de 9%, assim de uma forma
simplificada considerando que o reajuste da tarifa de energia elétrica irá acompanhar o índice
da inflação, utilizando o método do Payback Simples.
O Payback Simples, ou período de payback é definido como o número de períodos para se
recuperar o investimento inicial. O período em anos foi obtido pela soma dos valores
presentes das economias anuais até que o valor do investimento inicial fosse zerado.
Assim o Payback se deu num período de 7,61 anos.
Ano Economia (Valores Futuros) VP das Economias Anuais
0 -R$ 531.111,00 -R$ 531.111,00
1 R$ 69.753,23 R$ 69.753,23
2 R$ 76.031,02 R$ 69.753,23
3 R$ 82.873,81 R$ 69.753,23
4 R$ 90.332,46 R$ 69.753,23
5 R$ 98.462,38 R$ 69.753,23
6 R$ 107.323,99 R$ 69.753,23
7 R$ 116.983,15 R$ 69.753,23
8 R$ 127.511,64 R$ 69.753,23
9 R$ 138.987,68 R$ 69.753,23
10 R$ 151.496,57 R$ 69.753,23
11 R$ 165.131,27 R$ 69.753,23
12 R$ 179.993,08 R$ 69.753,23
13 R$ 196.192,46 R$ 69.753,23
14 R$ 213.849,78 R$ 69.753,23
15 R$ 233.096,26 R$ 69.753,23
16 R$ 254.074,92 R$ 69.753,23
17 R$ 276.941,66 R$ 69.753,23

12. 12
18 R$ 301.866,41 R$ 69.753,23
19 R$ 329.034,39 R$ 69.753,23
20 R$ 358.647,49 R$ 69.753,23
21 R$ 390.925,76 R$ 69.753,23
22 R$ 426.109,08 R$ 69.753,23
23 R$ 464.458,90 R$ 69.753,23
24 R$ 506.260,20 R$ 69.753,23
25 R$ 551.823,61 R$ 69.753,23
Tabela 10 – Simulação do Valor Presente das economias anuais num cenário de 25 anos
6. Conclusão
A Fábrica de Artefatos de Cimento como uma empresa que não tem opção de compra no
Mercado Livre, a análise das possibilidades de melhorias ficam restritas às migrações nas
modalidades tarifárias previstas na RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 414.
Analisando-se a demanda contratada, conforme pode ser visto na Tabela 1, apesar do estudo
se basear em dados disponíveis de 4 meses de faturamento da energia elétrica, a demanda
medida se mantém regular no decorrer dos 4 meses, e a demanda otimizada de 74kW
representa bem a realidade da unidade consumidora.
Analisando a Tabela 7, podemos concluir de imediato que o atual contrato de fornecimento de
energia elétrica não é o adequado para a rotina de trabalho da fábrica e a modalidade tarifária
horosazonal verde deve ser adotada. A análise da Tabela 3 reforça a opção pela migração
tarifária sugerida, onde consumo de energia elétrica no horário de ponta é bem menor do que
aquele consumido no horário fora de ponta, característico de instalações com funcionamento
restrito ao horário comercial. Na mesma tabela percebe-se também que existe sazonalidade na
quantidade de energia consumida no período de 4 meses, não apresentando a mesma
regularidade que a demanda medida. Portanto, quando os dados de um período de 1 ano
estiverem disponíveis, é recomendável uma nova simulação para que se possa determinar com
mais precisão o comportamento das 4 modalidades tarifárias analisadas.
Conforme exposto no item 2.3 a análise econômica da implantação do sistema fotovoltaico
considerou a opção pelo faturamento pelo grupo B, apresentando um tempo de retorno do
investimento de 7,61 anos. Havendo a implantação pelas concessionárias de energia a adesão
da fábrica a tarifa branca, que privilegia regimes de consumo fora do horário de ponta,
característico da unidade consumidora merece nova simulação, e deverá representar uma
economia maior nos custos do consumo de energia elétrica.
Finalizando, a análise da viabilidade econômica foi simplificada, utilizando o método do
Payback Simples. Com métodos mais precisos como o método do Valor Presente Líquido
(VPL) e o método da Taxa Interna de Retorno (TIR), que considerem o valor do dinheiro no
tempo e as depreciações no sistema de geração, o retorno esperado do investimento poderá ser
melhor avaliado pelo gestor do empreendimento.
Referências
BRASIL.ANEEL, AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. RESOLUÇÃO
NORMATIVA Nº 414 de 9 de setembro de 2010 - revisada até a REN 499/2012: Condições
Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica. Disponível em:
http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414comp.pdf
BRASIL.ANEEL, AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. RESOLUÇÃO

13. 13
NORMATIVA Nº 482 de 17 de abril de 2012 – revisada até a REN 687/2015: Estabelece as
condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de
distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras
providências. Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf.
BRASIL.ANEEL, AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Módulo 3 do
PRODIST, revisão 6: Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional. Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/arquivos/pdf/modulo3_revisao_5.pdf.
ENERGISA. NORMA DE DISTRIBUIÇÃO UNIFICADA NDU-015 de abril de 2015:
Critérios para a conexão de acessantes de geração distribuída ao sistema de distribuição da
Energisa – conexão em média tensão. Disponível em
http://www.energisa.com.br/Paginas/informacoes/taxas-prazos-e-normas/normas-
tecnicas.aspx
Villava, Marcelo Gradella. Energia solar fotovoltaica : conceitos e aplicações. São Paulo :
Érica,2015.
FIRJAN. Custo de energia para a indústria no Brasil sobe em lista mundial. Disponível
em http://g1.globo.com/economia/noticia/2015/03/custo-de-energia-para-industria-no-brasil-
sobe-em-lista-mundial-diz-firjan.html. Acesso em 10 de abril de 2016.