Modulo 7b_Eficiência energética - Tarifa de Energia Elétrica

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TARIFA DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
 
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ÍNDICE 
 
1 FUNCIONAMENTO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO .............................................................. 3 
2 O MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL ....................................................................... 4 
3 O CUSTO DA ENERGIA PARA OS CONSUMIDORES .................................................................... 5 
3.1 Encargos setoriais ................................................................................................................................ 5 
3.2 Tributos Incidentes sobre a Energia Elétrica ....................................................................................... 7 
3.3 Tributos Aplicáveis ao Setor Elétrico ................................................................................................... 7 
3.4 Forma de Cálculo ................................................................................................................................. 9 
4 ESTRUTURA DA TARIFA ................................................................................................................ 10 
5 TARIFAS ATUAIS DA CONCESSIONÁRIA .................................................................................... 13 
6 DEFINIÇÃO DO VALOR PARA O CONTRATO DE DEMANDA .................................................... 13 
7 RECOMENDAÇÕES PARA A ESCOLHA DA TARIFA ................................................................... 14 
8 TARIFA DE ULTRAPASSAGEM DE DEMANDA ............................................................................ 15 
9 FATURAMENTO DE ENERGIA E DEMANDA REATIVA ............................................................... 15 
10 A CONTA DE ENERGIA ELÉTRICA ................................................................................................ 18 
10.1 Baixa tensão – Tarifa B3 .................................................................................................................... 18 
10.2 Alta tensão – Convencional ............................................................................................................... 20 
10.3 Alta tensão – Horo-sazonal Azul ....................................................................................................... 23 
10.4 Alta tensão – Horo-sazonal verde ..................................................................................................... 26 
10.5 Códigos das contas CELPE ............................................................................................................... 27 
11 CONTROLE E ACOMPANHAMENTO DAS CONTAS DE ENERGIA ELÉTRICA ......................... 28 
BIBLIOGRAFIA ......................................................................................................................................... 30 
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1 FUNCIONAMENTO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO 
 
A multiplicidade de aplicações e a comodidade da utilização da energia elétrica 
tornaram-na um recurso essencial à sobrevivência do homem e indispensável ao 
desenvolvimento sócio-econômico das nações. No Brasil, a geração de energia elétrica pelo 
uso da força da água dos rios (geração hidrelétrica) responde, atualmente, por 75% do total da 
capacidade instalada no país. 
O sistema elétrico do país é composto pelo Sistema Interligado Nacional (SIN) - uma 
grande rede de transmissão que permite o trânsito de energia entre as regiões do Brasil e além 
do SIN existem os Sistemas Isolados, localizados principalmente na região Norte, cujas 
principais características são a impossibilidade de intercâmbio de energia e o uso de geração 
termelétrica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Os principais agentes do setor são as geradoras, que produzem a energia: as 
transmissoras, responsáveis por transportar a energia do ponto da geração até os centros 
consumidores; as distribuidoras, que levam a energia até a casa do consumidor, e as 
comercializadoras, autorizadas a comprar e vender energia para os consumidores livres. 
A complexidade do novo modelo do setor elétrico, com a introdução de diferentes 
agentes também nas áreas de geração, transmissão e comercialização de energia, exigiu que o 
Estado fizesse adequação de sua estrutura. Por esse motivo, foi criado, em 1997, um órgão 
regulador do setor a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), vinculada ao Ministério de 
Minas e Energia (MME). 
Além da ANEEL foi criado o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável 
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por coordenar e supervisionar a operação centralizada do sistema interligado brasileiro. Criou, 
ainda, novos atores, como a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao MME, cuja 
função é realizar estudos necessários ao planejamento da expansão do sistema elétrico; e a 
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), para a negociação da energia no 
mercado livre. 
O novo modelo do setor elétrico visa atingir três objetivos principais: 
• Garantir a segurança do suprimento de energia elétrica 
• Promover a modicidade tarifária 
• Promover a inserção social no Setor Elétrico pelos programas de universalização de 
atendimento 
 
2 O MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL 
 
No modelo do setor elétrico brasileiro há dois ambientes de mercado de energia: o 
Mercado Cativo e o Mercado Livre. 
O Mercado Cativo é formado por consumidores cativos, que são obrigados a comprar 
energia de um só Distribuidor (Concessionária), com tarifa regulada e isonômica para uma 
mesma classe de consumo. 
O Mercado Livre é atualmente acessível somente para grandes consumidores, que têm 
a opção de escolha. Pode ser “consumidor livre”, de acordo com a legislação em vigor: 
a) Unidades consumidoras com carga maior ou igual a 3 MW atendidas em tensão 
maior ou igual a 69 kV. Estes consumidores podem comprar energia de qualquer agente de 
geração ou de comercialização de energia. 
b) Unidades consumidoras com demanda maior que 500 kW atendidos em qualquer 
tensão, desde que o seu fornecedor forneça energia oriunda de fontes alternativas, tais como: 
Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH´s, Usinas de Biomassa ou Usinas Eólicas. 
Para os consumidores livres a energia é livremente negociada e a contratação é 
realizada com base numa oferta comercial do preço e da evolução do mesmo ao longo do 
tempo de vigência do contrato. O consumidor contrata livremente somente o fornecimento de 
uma quantidade de MWh, distribuída ao longo do tempo segundo a característica de sua curva 
de carga. Além deste contrato de compra da energia o consumidor livre terá um contrato de uso 
da rede elétrica com a concessionária proprietária da rede na qual a sua instalação é 
fisicamente conectada. Através deste contrato o consumidor paga pelo uso da rede elétrica 
(tarifa fio) com valores calculados aplicando-se as tarifas de uso reguladas sobre a energiatransportada. 
No tocante à qualidade da energia não há diferenças entre consumidores livres e 
cativos, já que os consumidores livres pagam às companhias de distribuição pelo acesso e uso 
das redes, em valores equivalentes aos que são pagos pelos consumidores cativos. 
A decisão de migrar para o mercado livre é individual de cada consumidor. Alguns 
fatores devem ser levados em conta na tomada de decisões: a importância de energia para seu 
processo produtivo, o valor da energia quando comparado com os custos de seus insumos, 
elasticidade do consumo ou capacidade de reduzir ou ampliar a produção, de implementar 
projetos de eficiência, de consumir outra fonte de energia e a possibilidade de deslocar 
produção no tempo. 
 
 
 
 
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3 O CUSTO DA ENERGIA PARA OS CONSUMIDORES 
Inicialmente temos que entender que a tarifa deve ser suficiente para: 
 
a) Garantir o fornecimento de energia elétrica; 
b) Assegurar aos prestadores de serviço ganhos suficientes para cobrir os custos 
operacionais eficientes e remunerar investimentos necessários para expandir a capacidade 
e garantir boa qualidade de fornecimento. 
 
É obrigação da concessionária levar energia elétrica aos seus consumidores e seus custos 
devem ser cobertos pela tarifa de energia. Para cumprir esse compromisso, a Concessionária 
tem direito a uma tarifa fixada pela ANEEL que assegura uma “receita do serviço de 
distribuição” para cobrir os seguintes custos: 
 
a) Custos não gerenciáveis - custos que são apenas repassados para a tarifa, não podem 
ser administrados pela Concessionária (compra da energia, transporte da energia, 
encargos setoriais) 
b) Custos gerenciáveis – custos que são administrados pela Concessionária (Operação e 
manutenção, depreciação, remuneração do investimento) 
 
A partir da Lei nº 10.848/2004, o valor da energia comprada pelas distribuidoras para 
revender aos seus consumidores passou a ser determinado em leilões públicos. Antes dessa 
lei, as distribuidoras podiam comprar livremente a energia a ser revendida, com limite de preço 
fixado pela ANEEL. O objetivo dos leilões é garantir, além da transparência no custo da compra 
de energia, a competição e melhores preços. 
O transporte da energia, do ponto de geração até o consumidor final, é um monopólio 
natural, pois a competição nesse segmento não traz benefícios econômicos. Por essa razão, a 
ANEEL atua para que as tarifas desse segmento sejam compostas apenas pelos custos que 
efetivamente se relacionam com os serviços prestados, de forma a torná-las justas. 
Adicionalmente a esses custos, existem os encargos e os tributos (relacionados nos 
próximos itens), que não são criados pela ANEEL, mas por leis. Alguns deles incidem somente 
sobre o custo de distribuição, enquanto outros estão embutidos nos custos de geração e 
transmissão. 
Quando a fatura de energia chega ao consumidor, ele paga a compra de energia 
(remuneração do gerador), a transmissão (os custos da empresa transmissora) e a distribuição 
(serviço prestado pela distribuidora), mais os encargos e tributos determinados por lei, 
destinados ao poder público. 
3.1 Encargos setoriais 
São contribuições definidas em leis aprovadas pelo Congresso Nacional. Veja abaixo 
o valor dos encargos setoriais pagas pelos consumidores e utilizadas para fins específicos. 
 
 
 
 
 
 
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Encargo Recolhido em 2007 (R$ Mi) 
CCC Conta de Consumo de 
Combustíveis 2.870,6 
RGR Reserva Global de 
Reversão 1.327,7* 
TFSEE Taxa de Fiscalização 
de Serviços de Energia 324,97 
CDE Conta de 
Desenvolvimento energético 2.313,1 
ESS Encargos de Serviços do 
Sistema 85,9 
PROINFA 637,7 
P&D – Pesquisa e 
Desenvolvimento e Eficiência 
Energética 
331,9** 
ONS Operador Nacional do 
Sistema 
10,7 
CFURH Compensação 
financeira pelo uso de 
recursos hídricos 
1.232,74 
Royalties de Itaipu 414,26 
 
Cotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) - Refere-se ao encargo que é pago por 
todas as empresas de distribuição de energia elétrica para cobrir os custos anuais da geração 
termelétrica eventualmente produzida no país, cujo montante anual é fixado para cada empresa 
em função do seu mercado e da maior ou menor necessidade do uso das usinas termelétricas. 
 
Cota da Reserva Global de Reversão (RGR) - Trata-se de um encargo pago mensalmente 
pelas empresas de energia elétrica, com a finalidade de prover recursos para reversão e/ou 
encampação, dos serviços públicos de energia elétrica. Tem, também, destinação legal para 
financiar a expansão e melhoria desses serviços, bem como financiar fontes alternativas de 
energia elétrica para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de novos 
potenciais hidráulicos, e para desenvolver e implantar programas e projetos destinados ao 
combate ao desperdício e uso eficiente da energia elétrica. 
 
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) - A Taxa de Fiscalização de 
Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi criada, por lei, com a finalidade de constituir a receita 
da ANEEL para cobertura das suas despesas administrativas e operacionais. 
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Rateio de Custos do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica 
(Proinfa). Refere-se ao encargo pago por todos os agentes do Sistema Interligado Nacional 
(SIN) que comercializam energia com o consumidor final ou que recolhem tarifa de uso das 
redes elétricas relativa a consumidores livres, para cobertura dos custos da energia elétrica 
produzida por empreendimentos de produtores independentes autônomos, concebidos com 
base em fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa participantes do Proinfa. 
 
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) - Refere-se a um encargo setorial, estabelecido 
em lei, e pago pelas empresas de distribuição, cujo valor anual é fixado pela ANEEL com a 
finalidade de prover recursos para o desenvolvimento energético dos estados, para viabilizar a 
competitividade da energia produzida a partir de fontes eólicas (vento), pequenas usinas 
hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nas áreas atendidas pelos sistemas 
elétricos interligados, elevar o serviço de energia elétrica a todos os consumidores do território 
nacional (universalização). 
 
Operador Nacional do Sistema (ONS) - Refere-se ao ressarcimento de parte dos custos de 
administração e operação do ONS (entidade responsável pela operação e coordenação da 
Rede Básica) por todas as empresas de geração, transmissão e de distribuição bem como os 
grandes consumidores (consumidores livres) conectados à Rede Básica. 
 
Energia de Itaipu - As empresas distribuidoras localizadas nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-
Oeste do Brasil, por imposição legal, pagam uma cota-parte dos custos referentes à energia 
elétrica produzida porItaipu e destinada ao País. 
 
3.2 Tributos Incidentes sobre a Energia Elétrica 
São pagamentos compulsórios efetuados ao poder público, a partir de determinação legal, 
e que asseguram recursos para que o Governo desenvolva suas atividades. No Brasil, os 
tributos estão embutidos nos preços dos bens e serviços. Isto significa que nas contas de água, 
luz e telefone,na compra de produtos alimentícios e bens e na contratação de serviços 
diversos, os consumidores pagam tributos federais, estaduais e municipais, posteriormente 
repassados aos cofres públicos pelas empresas que os arrecadam. As distribuidoras apenas 
recolhem e repassam esses tributos às autoridades competentes pela sua cobrança. 
A ANEEL publica, por meio de Resolução, o valor da tarifa de energia, sem os tributos, 
por classe de consumo (residencial, comercial, industrial etc). Com base nesses valores, as 
distribuidoras de energia incluem os tributos (PIS, COFINS, ICMS e CIP) e emitem a Fatura de 
energia que os consumidores pagam. 
 
3.3 Tributos Aplicáveis ao Setor Elétrico 
 
a) Programas de Integração Social (PIS) e Contribuição para o Financiamento da 
Seguridade Social (COFINS) 
 
 
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Cobrados pela União para manter programas voltados ao trabalhador e para atender a 
programas sociais do Governo Federal. A aplicação desses tributos foi recentemente alterada, 
com elevação no valor da conta de energia. Com a edição das Leis nº 10.637/2002, 
10.833/2003 e 10.865/2004, o PIS e a COFINS tiveram suas alíquotas alteradas para 1,65% e 
7,6%, respectivamente, passando a ser apurados de forma não cumulativa. Dessa forma, a 
alíquota média desses tributos passou a variar com o volume de créditos apurados 
mensalmente pelas concessionárias e com o PIS e a COFINS pagos sobre custos e despesas 
no mesmo período, tais como a energia adquirida para revenda ao consumidor. 
 
b) Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) 
Previsto no artigo 155 da Constituição Federal de 1988, este imposto incide sobre as 
operações relativas à circulação de mercadorias e serviços e é de competência dos governos 
estaduais e do Distrito Federal. O ICMS é regulamentado pelo código tributário de cada estado, 
ou seja, estabelecido em lei pelas casas legislativas. Por isso são variáveis. A distribuidora tem 
a obrigação de realizar a cobrança do ICMS direto na fatura e repassá-lo integralmente ao 
Governo Estadual. O seu cálculo também é feito “por dentro”, como demonstração a seguir. 
 
c) Tributos Municipais - Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública 
(CIP) 
Prevista no artigo 149-A da Constituição Federal de 1988 que estabelece, entre as 
competências dos municípios, dispor, conforme lei específica aprovada pela Câmara Municipal, 
a forma de cobrança e a base de cálculo da CIP. Assim, é atribuída ao Poder Público Municipal 
toda e qualquer responsabilidade pelos serviços de projeto, implantação, expansão, operação e 
manutenção das instalações de iluminação pública. Neste caso, a concessionária apenas 
arrecada a taxa de iluminação pública para o município. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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3.4 Forma de Cálculo 
A chamada cobrança “por dentro” dos tributos ICMS, PIS e COFINS é estabelecida 
pelas leis federais correspondentes e implica que valores desses tributos integram a própria 
base de cálculo sobre a qual incidem suas respectivas alíquotas. 
A concessionária, ao receber os valores dos tributos cobrados nas contas de energia, 
discrimina os tributos para recolher à União a parcela referente ao PIS e à COFINS e transferir 
aos Estados, conforme as leis estaduais correspondentes, a parte equivalente ao ICMS 
 
 
 Valor publicado pela ANEEL 
Valor a ser cobrado do consumidor = ----------------------------------------- 
 1 - (PIS+PASEP+ICMS) 
 
Exemplo da cobrança “por dentro” 
 
Alíquota média do PIS – 1,30 % 
Alíquota média da COFINS = 5,99% 
Alíquota do ICMS para consumidor residencial – 25% 
Consumo mensal de energia -145 kWh 
Valor do kWh fixado pela ANEEL – R$ 0,36964 
 
 
Valor unitário da energia = 0,36964 / 1- (0,0130 + 0,0599 + 0,25) = 0,5459 R$/kWh 
 
Valor da energia consumida = 0,5459 R$/kWh x 145 kWh = R$ 79,15 
 
Valor total da conta = R$ 79,15 + R$ 5,68 (CIP) = R$ 84,83 
 
Se os tributos e a CIP não incidissem sobre as tarifas de energia elétrica, o consumidor 
dessa concessionária pagaria uma fatura de R$ 53,59. 
Além disso, como se pode observar, a forma de cálculo “por dentro” demonstra, na 
realidade, que as alíquotas do ICMS e do PIS/CONFINS não são simplesmente a soma destas 
(32,29%), mas acabam aumentadas e transformam-se, na prática, em uma alíquota de 
47,69%. 
 
 
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4 ESTRUTURA DA TARIFA 
 
A partir da geração da energia elétrica em uma usina hidrelétrica, térmica ou nuclear a 
mesma é transportada, através de linhas de transmissão de alta tensão (acima de 69.000 V) até 
as subestações. As subestações geralmente localizadas junto aos centros consumidores são 
instalações que têm a finalidade de abaixar os valores da tensão elétrica para valores 
compatíveis com as diversas necessidades dos consumidores de energia. 
A partir das subestações são instaladas as redes de distribuição em média tensão 
(usualmente em 13.800 V) e destas redes derivam as redes elétricas em baixa tensão ou redes 
secundárias em 380/220 V. A tensão de entrega ao consumidor é definida em função de sua 
carga instalada e da demanda que o mesmo irá contratar: 
I - tensão secundária de distribuição (380 e 220 V): quando a carga instalada na 
unidade consumidora for igual ou inferior a 75 kW (consumidor de pequeno porte); 
II - tensão primária de distribuição inferior a 69 kV: quando a carga instalada na 
unidade consumidora for superior a 75 kW e a demanda contratada pelo interessado, para o 
fornecimento, for igual ou inferior a 2.500 kW (Consumidor de médio porte); 
III - tensão primária de distribuição igual ou superior a 69 kV: quando a demanda 
contratada pelo interessado, para o fornecimento, for superior a 2.500 kW (Consumidor de 
grande porte). 
O rebaixamento destes níveis de tensão para valores de uso nos circuitos elétricos 
internos dos consumidores é de responsabilidade do próprio consumidor que para isto deve 
construir em suas dependências uma subestação com o transformador abaixador adequado. 
Os níveis da tensão elétrica de fornecimento são regulamentados pela Resolução 
ANEEL Nº 456, de 29 de novembro de 2000 e classificados por grupos e subgrupos tarifários, 
sendo que as tarifas para fornecimento em média e alta tensão são do grupo tarifário A e as 
tarifas para fornecimento em baixa tensão são do grupo tarifário B 
 
SUBGRUPOS TARIFÁRIOS 
Grupo A Consumidores que recebem energia em tensão igual ou superior a 2,3 kV 
Tensão de 
fornecimento 
Acima de 230 
kV 
88 kV a 138 
kV 69 kV 30 kV a 44 kV 
2,3 kV a 25 
kV 
Abaixo de 
2,3 kV 
Subgrupo A1 A2 A3 A3a A4 AS 
Grupo B Consumidores que recebem energia em tensão inferior a 2,3 kV 
Tipo de 
consumidor Residencial 
Residencial 
baixa renda Rural 
Cooperativa 
Eletr. Rural 
Serviço 
Publico 
Irrigação 
Demais 
classes 
Iluminação 
Pública 
Subgrupo B1 B1 B2 B2 B2 B3 B4 
 
Em função dos volumes de energia e demanda contratada poderá ser adotada uma das 
duas modalidades tarifárias para os consumidores do Grupo A: 
a) Tarifa convencional: estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas de 
consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência independentemente das 
horas de utilizaçãodo dia e dos períodos do ano. 
b) Tarifa horo-sazonal: estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas 
diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência de 
acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano. 
 
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Para aplicação da tarifa horo-sazonal é necessário identificar determinados segmentos 
horários dentro da jornada diária, bem como segmentos sazonais no ciclo anual: 
 
 
 
Considerando os segmentos acima descritos, a tarifa horo-sazonal é classificada da 
seguinte forma: 
 
HORO-
SAZONAL 
VERDE 
Tarifas de consumo (kWh) diferenciadas de acordo com as horas do dia 
(Ponta e fora de ponta) e os períodos do ano (Período seco e úmido) 
Tarifa única de demanda (kW) para todos os períodos horários e do ano 
HORO-
SAZONAL 
AZUL 
Tarifas de consumo (kWh) diferenciadas de acordo com as horas do dia 
e os períodos do ano 
Tarifas de demanda (kW) diferenciadas de acordo com as horas do dia. 
 
 De acordo com a Resolução ANEEL, os critérios de inclusão na estrutura tarifária 
convencional ou horo-sazonal são aplicáveis às unidades consumidoras do Grupo "A", de 
acordo com as seguintes condições: 
 
I - Na estrutura tarifária convencional: para as unidades consumidoras atendidas em 
tensão de fornecimento inferior a 69 kV, sempre que for contratada demanda inferior a 300 
kW e não tenha havido opção pela estrutura tarifária horo-sazonal nos termos do inciso IV; 
 
II - Compulsoriamente na estrutura tarifária horo-sazonal, com aplicação da Tarifa 
Azul: para as unidades consumidoras atendidas pelo sistema elétrico interligado e com tensão 
de fornecimento igual ou superior a 69 kV; 
 
III - Compulsoriamente na estrutura tarifária horo-sazonal, com aplicação da Tarifa 
Azul, ou Verde se houver opção do consumidor: para as unidades consumidoras atendidas pelo 
sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento inferior a 69 kV, quando: 
a) a demanda contratada for igual ou superior a 300 kW em qualquer segmento 
horo-sazonal; ou, 
b) a unidade consumidora faturada na estrutura tarifária convencional houver 
apresentado, nos últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, 3 (três) registros 
SEGMENTOS HORÁRIOS 
HORÁRIO 
DE PONTA 
Período do dia, composto por 3 horas consecutivas definido pela 
concessionária entre 17 e 22 horas, com tarifas mais caras, devido ao 
maior uso da energia 
HORÁRIO 
FORA DE 
PONTA 
Demais períodos do dia, completando as 24 horas, excluindo o período 
definido como horário de ponta. 
SEGMENTOS SAZONAIS 
PERÍODO 
SECO 
Período de 7 meses consecutivos de maio a novembro, onde as tarifas 
são mais caras em função da disponibilidade de energia no Sistema 
Interligado Nacional 
PERÍOOD 
ÚMIDO 
Período de 5 meses consecutivos de dezembro de um ano a abril do ano 
seguinte. 
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consecutivos ou 6 (seis) alternados de demandas medidas iguais ou superiores a 300 
kW; 
IV - opcionalmente na estrutura tarifária horo-sazonal, com aplicação da Tarifa Azul 
ou Verde, conforme opção do consumidor: para as unidades consumidoras atendidas pelo 
sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento inferior a 69 kV, sempre que a 
demanda contratada for inferior a 300 kW. 
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5 TARIFAS ATUAIS DA CONCESSIONÁRIA 
 
 
 
 
 
6 DEFINIÇÃO DO VALOR PARA O CONTRATO DE DEMANDA 
 
Para o dimensionamento adequado do contrato de demanda de uma unidade 
consumidora, algumas regras básicas devem ser observadas: 
• Conhecer o valor limite, a partir do qual serão impostas multas de ultrapassagem. 
Este valor corresponde a 110 % ou 105% do valor contratado. ( A tolerância é de 10 
% para mais em 13,8 kV e de apenas 5 % para 69 kV). 
• Necessidade de conhecimento prévio do número e potência dos motores e seu 
regime de funcionamento. 
• Verificação do ciclo de consumo ao longo do ano, tentando identificar regime de 
sazonalidade. 
• Analisar a possibilidade de modular a demanda solicitada, com valores 
diferenciados entre os períodos de ponta e fora de ponta. 
• Planejar a evolução da carga instalada, de forma a antecipar o pedido de ampliação 
ou redução dos valores de demanda contratados, evitando situações de sub ou 
sobre dimensionamento do contrato. 
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7 RECOMENDAÇÕES PARA A ESCOLHA DA TARIFA 
A escolha da tarifa mais adequada (Convencional ou Horo-sazonal) depende do regime 
de funcionamento previsto para a unidade consumidora. Em princípio devem-se observar os 
seguintes aspectos: 
• Se existe modulação ou não da demanda, de forma diferenciada, para ponta e fora 
de ponta. 
• Conhecer o consumo da unidade analisada na ponta e fora de ponta. 
• Conhecer o consumo no período úmido e seco. 
 
Para um cálculo teórico aproximado, consideremos o seguinte caso: 
• Consumo na Ponta – Cp 
• Consumo fora de Ponta – Cfp 
• Demanda na Ponta – Dp 
• Demanda Fora da Ponta – Dfp (Demanda máxima) 
 
A fatura de energia na modalidade de tarifa Azul seria: 
 
 
 
Onde: 
• TcpA – Tarifa de energia na ponta, na modalidade Azul 
• TcfpA - Tarifa de energia fora ponta, na modalidade Azul 
• TdpA - Tarifa de demanda na ponta, na modalidade Azul 
• TdfpA - Tarifa de demanda fora de ponta, na modalidade Azul 
 
 
A fatura de energia na modalidade de tarifa Verde seria: 
 
 
 
Onde 
• TcpV – Tarifa de consumo na ponta, na modalidade Verde 
• TcfpV - Tarifa de consumo fora ponta, na modalidade Verde 
• TdV - Tarifa única de demanda, na modalidade Verde 
 
Nas tarifas vigentes, os valores das tarifas de consumo fora ponta são iguais em ambas 
as modalidades (Azul ou Verde). A tarifa de demanda na modalidade Verde é a mesma da tarifa 
de demanda fora da ponta Azul. Com isso, se calcularmos a diferença das faturas (verde menos 
azul) teremos a seguinte equação: 
 
FV – FA = Cp x (TcpV – TcpA) - Dp x TdpA 
 
Pela fórmula apresentada, podemos concluir que a diferença no faturamento entre a 
modalidade de tarifa verde ou Azul, depende apenas do consumo na ponta e da demanda de 
ponta. 
No limite da igualdade isto é, fatura iguais para ambas as tarifas, isso só ocorrerá se for 
satisfeita a seguinte igualdade: 
FAzul = Cp x TcpA + Cfp x TcfpA + Dp x TdpA + DfpA x TdfpA 
FVerde = Cp x TcpV + Cfp x TcfpV + Dmax x TdV, 
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Cp / Dp = TdpA / (TcpV – TcpA) 
 
No caso específico, para as tarifas vigentes, a relação acima assumirá o seguinte valor: 
 
Cp / Dp = 68,28807 / (1,44321 – 0,288346) = 58,93 
Como forma indicativa, se a relação entre o consumo de ponta e a demanda de ponta 
de uma unidade com tarifa horo-sazonal Azul foi maior que 58,93 , a tarifa mais econômica será 
a tarifa Azul, caso contrário, será a tarifa Verde. 
8 TARIFA DE ULTRAPASSAGEM DEDEMANDA 
Como já citado anteriormente, um dos aspectos fundamentais para o controle efetivo dos 
custos da energia elétrica é que se disponha de procedimentos e regras para a gestão dos 
contratos no que se refere a eventuais ultrapassagens do valor contratado de demanda. A 
Resolução ANEEL determina que sobre a parcela da demanda medida, que supere a respectiva 
demanda contratada, seja aplicada a tarifa de ultrapassagem (correspondente a 3 vezes o valor 
da tarifa normal de fornecimento), caso aquela parcela seja superior aos limites mínimos de 
tolerância a seguir fixados: 
a) 5% (cinco por cento) para unidade consumidora atendida em tensão de fornecimento 
igual ou superior a 69 kV; 
b) 10% (dez por cento) para unidade consumidora atendida em tensão de fornecimento 
inferior a 69 kV. 
9 FATURAMENTO DE ENERGIA E DEMANDA REATIVA 
A Resolução ANEEL 456/2000, nos artigos 64 a 69, estabelece as condições de 
faturamento de energia e demanda reativa. Ali também é definido que fator de potência, indutivo 
ou capacitivo, terá como limite mínimo permitido o valor de 0,92. Valores menores que o 
estabelecido, acarreta multas calculadas na forma que será mostrada a seguir. 
 
 
 
 
As causas mais comuns de um fator de potência baixo nas instalações são: 
• Motores de indução instalados e funcionando, sem correção de fator de potência 
• Motores de indução trabalhando a vazio; 
• Motores de indução superdimensionados para sua necessidade de trabalho; 
• Transformadores trabalhando a vazio ou com pouca carga; 
• Reatores de baixo fator de potência no sistema de iluminação; 
• Nível de tensão acima do valor nominal provocando um aumento de consumo de 
energia reativa. 
No caso específico das Empresas de saneamento, onde o principal insumo para produção 
de água é a energia elétrica, registra-se algumas conseqüências de operação das unidades 
com baixo fator de potencia: 
Fator de potencia é a relação entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada da soma dos quadrados da 
energia elétrica ativa e energia elétrica reativa, consumidas num mesmo período especificado 
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• Acréscimo na conta de energia elétrica decorrentes das multas; 
• Limitação da capacidade dos transformadores; 
• Aumento das perdas elétricas na linha de distribuição; 
• Necessidade de aumento do diâmetro dos condutores; 
 
De acordo com a resolução ANEEL n˚ 456 que estabelece, de forma atualizada e 
consolidada, as condições gerais de fornecimento de energia elétrica, utilizamos as seguintes 
fórmulas, com relação ao faturamento de energia e demanda reativa: 
Art, 65 - Para a unidade consumidora faturada na estrutura tarifária horo-sazonal ou na 
estrutura tarifária convencional com medição apropriada, o faturamento correspondente ao 
consumo de energia elétrica e à demanda de potência reativas excedentes, será calculado de 
acordo com as seguintes fórmulas: 
I - )(1)(
1
pxTCAfrxpFER
n
t
t
t fCA∑= ⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡
⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛
−= 
 
II - )()()(
1
pxTDApDFfrxpFDR
fDAMAX t
t
n
t ⎥
⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡
−⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛
=
=
 
Onde: 
FER(p) – valor do faturamento, por posto horário “p”, correspondente ao consumo de energia 
reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência “fr”, no período de 
faturamento; 
CAt = consumo de energia ativa medida em cada intervalo de 1 (uma) hora “t”, durante o 
período de faturamento; 
fr = fator de potência de referência igual a 0,92; 
ft = fator de potência da unidade consumidora, calculado em cada intervalo “t” de 1 (uma) hora, 
durante o período de faturamento; 
TCA(p) = tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento em cada posto horário “p”; 
FDR(p) = valor do faturamento, por posto horário “p”, correspondente à demanda de potência 
reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência “fr” no período de 
faturamento; 
DAt = demanda medida no intervalo de integralização de 1 (uma) hora “t”, durante o período de 
faturamento; 
DF(p) = demanda faturável em cada posto horário “p” no período de faturamento; 
TDA(p) = tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento em cada posto horário 
“p”; 
MAX = função que identifica o valor máximo da fórmula, dentro dos parênteses 
correspondentes, em cada posto horário “p”; 
t = indica intervalo de 1 (uma) hora, no período de faturamento; 
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p = indica posto horário, ponta ou fora de ponta, para as tarifas horo-sazonais ou período de 
faturamento para a tarifa convencional; e n = número de intervalos de integralização “t”, por 
posto horário “p”, no período de faturamento. 
Art 66 - Para unidades consumidoras faturada na tarifa convencional, enquanto não forem 
instalados equipamentos de medição que permitam a aplicação das fórmulas mostradas 
anteriormente, foi considerado o faturamento de energia e demanda de potência reativas 
excedente, utilizando as seguintes fórmulas: 
 III - xTCA
fm
frCAxFER ⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛ −= 1 
IV - xTDApDF
fm
frDMxFDR ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡ −= )( 
Onde: 
fm – fator de potência indutivo médio das instalações elétricas da unidade consumidora, 
calculado para o período de faturamento. 
DM – demanda medida durante o faturamento 
DF(p) = demanda faturável em cada posto horário “p” no período de faturamento; 
CA – consumo de energia ativa durante o período de faturamento. 
TCA – tarifa de energia ativa, aplicável ao fornecimento. 
TDA - tarifa de demanda de potência ativa aplicável ao fornecimento 
FER – valor do faturamento total correspondente ao consumo de energia reativa excedente à 
quantidade permitida pelo fator de potência de referência, no período de faturamento. 
FDR - valor do faturamento total correspondente à demanda de potência reativa excedente à 
quantidade permitida pelo fator de potência de referência, no período de faturamento. 
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10 A CONTA DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
10.1 Baixa tensão – Tarifa B3 
 
 
 
 
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Número do contrato CELPE/COMPESA 
Representação gráfica do 
consumo  nos  últimos  13 
meses 
Demonstrativo do Faturamento 
895 kWh x R$ 0,42424 = 379,69 
 
Grupo B3 - Classe Serviço Público, 
Subclasse Saneamento 
Qualidade do serviço (Real /Meta) 
‐ Número de horas, em média que o 
cliente ficou sem energia 
‐ Número de vezes, em média que o 
cliente ficou sem energia 
‐ Duração máxima de interrupção 
continua por unidade consumidora 
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10.2 Alta tensão – Convencional 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Número do contrato CELPE/COMPESA
Potencia dos CMB’S da EE 
 = 2 X 75 CV + (2+1) X 50 cv = 
2 x 75 x 0,736 kW + 2 x 0,736 
x 50 = 110,4 + 73,6 = 184 kW  
Contratado – 180 kW 
Demanda com todos CMB S da EE funcionando: 
P = 2 X 75 CV + (2+1) X 50 cv  
P = 2 x 75 x 0,736 kW + 3 x 0,736 x 50 = 110,4 + 110, 4 = 220,8 kW  
Contrato – 180 kW 
Tolerância (10%) – 198 kW 
Registrada no medidor – 258,05 kW 
258,05 kW ‐ 180 kW = 78,05 kW 
‐ Erro de operação? 
‐ Troca de motor? 
Custo da ultrapassagem: 
78,05 kW x 3 x R$ 54,87045 = 12.847,8105 
78,05 kW x 3 x R$ 64,53348 = 15.110,40 
O custo da demanda de ultrapassagem é calculado com a tarifa mais alta 
do grupo  (sem o desconto para empresas de  saneamento, calcula com a 
maior tarifa do grupo) 
Custo da demanda contratada 
Contrato – 180 kW 
180 kW x R$ 54,87045 = R$ 9.876, 681 
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CAT  Consumo ativo total
CRT  Consumo reativo total
MAFP2  Máxima fora de ponta
DEM  Demanda máxima
NREPO  No. de reposições
                         Energia ativa  
FP = ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 
Raiz (Energia ativa2 + Energia reativa2) 
 
                          93.542  
FP = ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ = 0.99 
Raiz (93.542 2 + 15.3212) 
                      Demanda Média  
FC = ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ 
Demanda Máxima 
 
          93.542 kWh/32dias/24 horas 
FC = ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ = 0,47 
258,05 kW 
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10.3 Alta tensão – Horo-sazonal Azul 
 
 
 
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CANP  Consumo ativo na ponta
CAFP  Consumo ativo fora da ponta 
CAT  Consumo ativo total 
CRNP  Consumo reativo na ponta
CRFP  Consumo reativo fora de ponta 
CRENP  Consumo reativo excedente na ponta 
CREFP  Consumo reativo excedente fora de ponta 
CRET  Consumo reativo excedente total 
CRT  Consumo reativo total 
DATA   
HORA   
DMNP  Demanda máxima na ponta 
DCANP  Demanda máxima do consumo de reativo acumulado na ponta 
DCAFP  Demanda máxima do consumo de reativo acumulado fora da ponta
DMFP  Demanda máxima fora da ponta 
DMCNP  Demanda medida do consumo de reativo na ponta 
DMCFP  Demanda medida do consumo de reativo fora da ponta 
NREPO  Número de reposições 
 
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10.4 Alta tensão – Horo-sazonal verde 
 
 
CAT  Consumo ativo total
CRT  Consumo reativo total
MAFP2   
DEM   
NREPO  Número de reposições 
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10.5 Códigos das contas CELPE 
 
 
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11 CONTROLE E ACOMPANHAMENTO DAS CONTAS DE ENERGIA ELÉTRICA 
Os custos das faturas de energia elétrica das Empresas de saneamento é um dos maiores 
itens da sua despesa operacional. Em muitas delas chega a ser o segundo item no ranking dos 
custos mais elevados. Sob esse enfoque, o controle e acompanhamento por parte dos que 
fazem a gestão operacional é de fundamental importância para que consiga minimizar os custos 
com o insumo energia elétricos, com repercussão bastante positiva nos pagamentos mensais 
feitos a concessionária de energia elétrica. Porém, para que se tenha um processo eficiente 
com reflexos nos custos das referidas contas, é fundamental que as ações sejam executadas 
de forma sistematizada, pois “espasmos” de controle não vão nunca levar a empresa a 
condição de excelência na área energética. 
 
a) Cadastro das unidades operacionais e respectivos contratos de fornecimento de energia 
A manutenção de cadastro dessa natureza, identificando as suas principais características:: 
• Motores: Potência nominal, tensão, corrente, rendimento do motor, fator de potência 
• Bombas: quantidade, potência rotação, diâmetro do rotor, ponto de trabalho Q x H; 
trocas 
• Conta de energia: Tensão de fornecimento, grupo e subgrupo tarifário, tarifa adotada 
para a unidade 
• Histórico do consumo (energia e demanda) 
b) Adequação dos contratos de demanda e da tarifa adotada 
Cada SAA e respectivas unidades têm um ciclo operacional próprio que se ajustar ao longo 
do ano em função de um conjunto de variáveis ligadas ao 
• Demanda de água pelos clientes (ex. inverno/verão), 
• Sazonalidade da oferta de água 
• Condições de operação e manutenção dos CMB’s. que resultem em trocas dos mesmos 
Os fatores acima irão gerar uma dinâmica no contrato de fornecimento de energia, com 
eventual necessidade de alteração das demandas contratadas ou alteração da modalidade 
tarifária 
c) Correção do fator de potência 
O pagamento de multas por baixo fator de potência (menor que 0,92) de forma 
disseminada em várias unidades caracteriza uma situação em que a gestão operacional está 
necessitando de uma melhoria. O baixo fator de potência pode ocorrer em várias situações: 
• Devido às características intrínsecas dos motores de indução instalados, 
• Devido a quantidade de motores de indução presentes no processo de produção, 
• Condições de uso dos motores – manutenção 
• Mesmo dispondo de banco de capacitores para esse suprimento de reativos, porém 
devido a uma falha operacional, esse banco fica fora de operação, face demora para ser 
reposto quando de um desligamento automático 
Existindo uma das causas acima apontadas pode ser necessária a instalação de bancos de 
capacitores para suprir a energia reativa demandada pelos motores, Um cálculo relativamente 
simples define a potência em kVAr que deve ser instalada. 
 
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• A unidade ou desatenção da manutenção o banco de capacitor 
d) Estabelecimento de índices ou indicadores para acompanhamento da eficiência energética 
Para que se disponha de referenciais para comparação do desempenho energético de uma 
unidade operacional ou de um SAA é indispensável que seja estabelecido um conjunto mínimo 
de índices ou indicadores. A definição desses indicadores deve considerar que poderemos ter a 
necessidade de compararmos o desempenho da unidade com ela mesma ao longo do tempo, 
com outra unidade do mesmo SAA ou até mesmo com unidades operacionais de outros SAA’s 
ou de outras Empresas. Alguns indicadoresque são utilizados no setor de saneamento: 
• kWh/m³ = (Consumo de energia no período) / m³ bombeado no período 
• kWh/ m³ (Hman/100) = consumo de energia referenciado a 100m de altura manométrica 
• R$/MWh = Custo total da conta de energia no período/ Consumo de energia no período 
 
e) Procedimentos operacionais 
A execução da operação de forma inadequada ou com falhas pode resultar em custos 
adicionais nas contas de energia elétrica. Vejamos alguns exemplos: 
• Ao se definir um valor de demanda a ser contratada leva-se em consideração que a 
unidade trabalha normalmente com um determinado número de CMB’s e que o CMB 
reserva só deve operar para substituir outro que já foi retirado de operação. Fica claro 
que se os fatos não ocorrem nessa seqüência, a demanda contratada será 
provavelmente ultrapassada e se passar de 110% (ou 105%) do valor contratado haverá 
multas de ultrapassagem. 
• Se essa falha ocorre no período de ponta de carga, o ônus para Empresa será muito 
maior, face o custo da tarifa de energia no período de ponta de carga. 
 
Para que essas falhas operacionais sejam evitadas é fundamental que se disponha de 
regras e procedimentos operacionais padronizados. Entretanto, para que a padronização dê 
resultados efetivos, os procedimentos operacionais têm que ser implantados e cobrados, 
assegurando a execução correta pelos operadores. 
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BIBLIOGRAFIA 
 
• ANEEL – Brasília - Resolução No. 456 de 29 de novembro de 2000 
• PROCEL, Eletrobrás - Manual de Tarifação, Rio de Janeiro. 1ª. Edição, maio de 2001. 
• PROCEL SANEAR, Eletrobrás - Eficiência Energética em Sistemas de Bombeamento 
• PROCEL, Eletrobrás – Conservação de Energia Elétrica na Indústria – Volume I – 
Orientações Técnicas 
• ANEEL - Por dentro da conta de luz - Informação de utilidade pública – Brasília, março 
de 2008 
• COELBA - Por dentro da conta de luz - Salvador, 2008 
• ANDESA - Análise dos Contratos de Fornecimento de Energia Elétrica da COMPESA – 
agosto 2007 
• PMSS - Ministério das Cidades – A conta de energia elétrica no Saneamento – 
Sebastião de Paula Coura, 2007 
• Gomes, Heber Pimentel – Eficiência Hidráulica e Energética em Saneamento – Análise 
Econômica de projetos 
• ANEEL - Resolução nº 456 de 29/11/2000 
• ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico – www.ons.org.br 
• CELPE - Companhia Energética de Pernambuco = www.celpe.com.br