Tudo sobre energia solar

Preparamos um diretório completo com todos os temas e termos utilizados por profissionais do setor fotovoltaico. Abaixo você vai encontrar artigos técnicos com tudo sobre energia solar.

Desvendando o Fio B

A energia solar no Brasil alcançou um marco significativo em 2012 com a publicação da Resolução Normativa 482, pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

Com essa publicação os consumidores puderam gerar sua própria energia elétrica a partir de fontes renováveis, como a solar fotovoltaica.

A nova resolução permitiu a conexão de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica da concessionária, possibilitando que o excedente de energia gerado pudesse ser injetado na rede e convertido em créditos para uso futuro.

Em 2015, a ANEEL complementou a Resolução 482 com a Resolução Normativa 687 e, em 2017, com a Resolução Normativa 786, que trouxeram aprimoramentos e simplificações ao processo de conexão, além de novas modalidades de participação no Sistema de Compensação de Energia Elétrica.

Desde então, a geração de energia elétrica no local ou próximo ao ponto de consumo, conhecida como Geração Distribuída, cresceu de forma exponencial. Atualmente, mais de 2,5 milhões de unidades geram sua própria energia no Brasil.

Nesse período, surgiu a Lei 14.300. Sancionada no início de 2022, a Lei 14.300 ficou conhecida como marco legal da geração distribuída. Ela trouxe um conjunto de novas regras com o objetivo de garantir a sustentabilidade ao longo do prazo do setor solar.

Uma das principais mudanças introduzidas pela lei está na cobrança do Fio B. Comumente referida como a “taxação do sol”, essa cobrança visa equilibrar os custos de manutenção da rede elétrica entre todos os consumidores.

Este artigo tem como objetivo esclarecer o que é o Fio B e como ele impacta diretamente os consumidores que geram sua própria energia.

Além disso, este artigo fornecerá um guia prático para encontrar o valor do Fio B de sua concessionária de energia e um cálculo detalhado que desvendará, de uma vez por todas, a tão conhecida taxação do sol.

O que é o Fio B?

Para entender o que é o Fio B, primeiro é preciso entender a tarifa de energia.

A tarifa de energia é o preço cobrado por unidade de energia (R$/MWh ou R$/kWh), e representa a soma de todos os componentes do processo industrial de geração, transporte (transmissão e distribuição) e comercialização de energia elétrica.

Atualmente, o nosso principal meio de geração de energia é por meio de usinas de grande porte, como as hidrelétricas.

Esse tipo de usina normalmente fica mais distante do centro de carga, por isso é necessário transportar essa energia através das linhas de transmissão.

Essa energia é transportada até chegar na rede da distribuidora de energia, onde os fios instalados nos postes levam a energia até a sua casa.

Portanto, a tarifa de energia precisa ser suficiente para arcar com todos esses custos, desde a geração até o ramal de ligação dos consumidores.

A tarifa é formada por diversos componentes, sendo dividida da seguinte maneira:

Pela Tarifa de Energia (TE), que é o valor monetário unitário determinado pela ANEEL, em R$/MWh, utilizado para efetuar o faturamento mensal pela distribuidora referente ao consumo de energia; e

Pela Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), que também é um valor monetário unitário determinado pela ANEEL, em R$/MWh ou em R$/kW, utilizado para cobrir todos os custos relativos ao uso do sistema de distribuição.

A soma da TE E TUSD nos dá o valor total da tarifa de energia.

É importante lembrar que, no preço final do kWh para o consumidor final, também existem os tributos, ICMS e PIS/COFINS, bandeiras tarifárias e, em algumas cidades, a taxa de iluminação pública.

Então olhando para a composição da tarifa de energia, podemos perceber que o Fio B faz parte da TUSD.

“ Mas por que o consumidor que possui energia solar agora precisa pagar o Fio B?”

A melhor maneira de explicar essa cobrança, pode ser fazendo uma analogia com as rodovias. Quando estamos transitando por algumas estradas aqui no Brasil, pagamos pedágio por utilizá-las.

O pagamento do Fio B pode ser comparado ao pedágio, já que estamos utilizando a rede elétrica da concessionária tanto para injetar a energia extra que o sistema fotovoltaico gera, quanto para consumir a energia nos momentos que não tem a geração solar, no caso da noite, por exemplo.

Sendo assim, a cobrança do Fio B ficou definida da seguinte maneira na energia solar:

Com a regulamentação da Lei 14.300, os sistemas fotovoltaicos foram divididos em três categorias:

GDI, GDII E GDIII

Criadas pela Resolução Homologatória nº 3.196 (RE3196/22), essas nomenclaturas são definidas da seguinte maneira:

GD I – “Conexões existentes ou solicitadas até 7 de janeiro de 2023.”

Os projetos do tipo GD I são aqueles com o “direito adquirido” e possuem isenção da cobrança do Fio B até o ano de 2045. Ou seja, são os projetos protocolados até o dia 07/01/2023, antes das novas regras entrarem em vigor.

Desta forma, a compensação dos créditos ou excedentes de energia será de 1 para 1, que é a compensação de todos os componentes da tarifa de energia. Isso quer dizer que 01 kWh injetado na rede elétrica, vai abater totalmente 01 kWh consumido da rede elétrica.

GD II – “Conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, que não se enquadram nas condições da GD III.”

Essas usinas estão condicionadas a pagar pelo Fio B, de maneira gradual, sobre toda energia que é injetada na rede elétrica e compensada. Iniciando com 15% em 2023 até 90% em 2028. A partir disso, serão definidas novas regras.

% Pagamento Fio B

2023 15%

2024 30%

2025 45%

2026 60%

2027 75%

2028 90%

2029 Nova regra

Os projetos que se enquadram como GD II são:

Autoconsumo Local;
EMUC;
Autoconsumo remoto até 500 kW;
Geração compartilhada até 500 kW e beneficiária com percentual de participação nos excedentes menor que 25%;
Fontes despacháveis – Qualquer modalidade

Lembrando que os projetos protocolados entre o 13º e o 18º mês da publicação da Lei, pagam 90% do Fio B até 31/12/2030.

GD III – “Conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, com potência instalada acima de 500kW, em fonte não despachável na modalidade autoconsumo remoto ou na modalidade geração compartilhada, em que um único titular detenha 25% ou mais de participação do excedente de energia.”

As usinas fotovoltaicas classificadas como GD III, são também aquelas que fizeram o pedido de homologação a partir do dia 08/01/2023, assim como na GD II, porém, enquadradas como *fonte não despachável e nas seguintes situações:

Autoconsumo Remoto acima de 500 kW;

Geração Compartilhada acima de 500 kW e beneficiária com percentual de participação nos excedentes maior ou igual a 25%.

Fonte não despachável:

São fontes intermitentes, ou seja, que não é possível ter o controle sobre a sua geração, não podemos simplesmente “ligar e desligar”. A energia solar é uma fonte não despachável. Ela pode ser considerada despachável se possuir um sistema de armazenamento de 20% da capacidade de geração mensal.

As usinas enquadradas como GD III estão condicionadas a pagar de forma imediata (de 2023 a 2028):

100% TUSD Fio B

40% TUSD Fio A

+ TFSEE e P&D

Onde:

TFSEE – TAXA DE FISCALIZAÇÃO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA;

P&D – Pesquisa e Desenvolvimento

Lembrando também que para GD III os projetos que foram protocolados entre o 13º e o 18º mês da publicação da Lei, ficam na mesma regra até 31/12/2030.

Como esses projetos não possuem o escalonamento anual de cobrança do Fio B, acabam sendo os mais afetados pelas novas regras. No entanto, são projetos de grande porte e aplicam-se à minoria dos clientes.

Compreendido o que é o Fio B e como ele será cobrado para cada tipo de projeto, agora é necessário entender como encontrar esse valor para cada concessionária de energia.

Como encontrar o Fio B?

Apesar de possuir um peso médio de 30% na tarifa de energia, é essencial considerar que o valor do Fio B varia entre as concessionárias no Brasil. Essa variação é determinada por uma análise do adensamento populacional de cada rede de concessão.

Os custos envolvidos para a concessionária manter a infraestrutura da rede elétrica e garantir a disponibilidade de energia 24 horas por dia em nossas residências são divididos entre todos os consumidores conectados a ela. Em outras palavras, se há um grande número de consumidores, esse valor será distribuído entre mais pessoas, resultando em um Fio B mais acessível.

Por outro lado, se a concessionária possui poucas unidades consumidoras dispersas por uma área ampla, haverá menos pessoas para dividir os custos. Consequentemente, o valor do Fio B terá uma maior representatividade na tarifa de energia.

Para ter uma ideia dessa diferença, vamos apresentar abaixo o peso da TUSD Fio B na Tarifa – Grupo B Convencional (sem impostos):

Celesc – 20,8%

Light – 22,7%

Elektro – 26,6%

CPFL Paulista – 28,4%

Cemig – 32,1%

RGE – 36,2%

EMT – 36,7%

Enel CE – 38,6%

Equatorial PA – 39,9%

Coelba – 42,0%

Assim, fica evidente que, dependendo da concessionária de energia, o impacto causado pelo

Fio B pode ser significativamente maior, o que ressalta a importância de analisar os cálculos para cada caso.

Portanto, para encontrar o valor do Fio B, seguiremos alguns passos:

Acessar a base de Dados das Tarifas das Distribuidoras de Energia Elétrica no site da ANEEL;

No menu lateral esquerdo, clique em “Componentes Tarifárias”. Ao clicar, abrirá a base de dados de todas as componentes;

Em “Tipo de Outorga” selecione todos e em “Sigla” encontre a concessionária ou permissionária desejada. Para esse exemplo, será utilizada a CEMIG-D em Minas Gerais;

Selecione o “Ano” desejado e, em “REH”, clique na resolução homologatória mais recente;

Em “Componente Tarifária”, busque por TUSD_FioB;

Em “Base Tarifária” selecione Tarifa de Aplicação e em “Subgrupo” escolha o desejado. Para esse exemplo, foi escolhido o Subgrupo B1;

Escolha a “Modalidade”, “Classe” e “Subclasse”. Lembrando que todos esses fatores podem ser vistos na conta de energia;

Em “Detalhe”, selecione a opção SCEE, que é a tarifa do sistema de compensação de energia elétrica e, em “Acessante” e “Posto” vai depender do Subgrupo e da Modalidade escolhida. Para o caso do Subgrupo B1 Modalidade Convencional, essas opções não se aplicam.

Ao selecionar todos os dados, o site apresenta uma tabela e o valor do Fio estará na última coluna. Para o caso da CEMIG-D, esse valor é de 247,60 R$/MWh ou 0,2476 R$/kWh, como estamos acostumados a ver na fatura de energia.

Um fator importante a ser destacado, é que esse valor encontrado no site da ANEEL não considera os impostos aplicados, como: ICMS e PIS/COFINS.

Para melhor compreensão, ao observar a fatura de energia da CEMIG, podemos identificar o valor total da tarifa de energia sem os impostos.

Se o Fio B equivale a tarifa de energia é de 0,2476 R$/kWh e o valor total da 0,7720 R$/kWh, isso quer dizer que neste caso a TUSD Fio B tem um peso de 32,10% na tarifa.

Como calcular o Fio B?

Para compreender o impacto do Fio B, é necessário desvendar alguns conceitos utilizados no sistema de compensação de energia.

Energia consumida: a energia consumida da rede corresponde à energia

utilizada nos momentos em que não há geração de energia solar. Por exemplo, durante a noite. Nesse período, a rede elétrica da concessionária será responsável por alimentar os equipamentos da residência, e, consequentemente, o medidor de energia contabilizará esse consumo.

Energia Injetada: a energia injetada na rede representa a energia excedente gerada pelo sistema fotovoltaico. Imagine que você saia de casa pela manhã para trabalhar e retorne apenas à noite. O que ocorre é que, durante o dia, o sistema gerará energia sem que haja consumo na residência. Assim, essa energia será injetada na rede. Grosso modo, é como se a rede funcionasse como uma bateria que armazenará essa energia. Nesse caso, o medidor de energia também realizará a contabilização.
Crédito de energia: é a diferença positiva entre a energia injetada e a energia consumida da rede. Ou seja, se você injetou mais energia do que consumiu em um determinado mês, essa energia excedente se torna um crédito a ser utilizado nos próximos 60 meses. Aqui reside um fator importante: a taxa não é cobrada sobre essa energia excedente no momento em que é gerada, será cobrada apenas quando for compensada.
Energia compensada: Esta é, de fato, a energia que será utilizada em um determinado mês para suprir todo o consumo, e é exatamente sobre essa energia que incidirá a cobrança da TUSD Fio B.
Custo de Disponibilidade: o custo de disponibilidade é um valor fixo pago por todos os consumidores do Grupo B, que são os consumidores atendidos em baixa tensão. Também é conhecido como ” taxa mínima”.

O custo de disponibilidade é definido pela Resolução Normativa Nº 1.000 da ANEEL, no seu Artigo 291, da seguinte maneira:

Art. 291. O custo de disponibilidade do sistema elétrico é o valor em moeda corrente equivalente a: I – 30 kWh, se monofásico ou bifásico a dois condutores; II – 50 kWh, se bifásico a três condutores; ou III – 100 kWh, se trifásico

Isso significa que, mesmo se o consumidor desligar todos os aparelhos elétricos e se ausentar, ainda assim será cobrada essa taxa mínima, já que ele terá a rede elétrica disponível para uso.

Por exemplo, caso a unidade seja Bifásica e a tarifa de energia seja R$1,00, o consumidor ainda teria um custo de R$50,00 na fatura de energia elétrica.

Exemplo:

Considere um pequeno comércio com energia solar, atendido por uma rede trifásica, onde a conta de energia apresenta os seguintes dados:

PROJETO GD II

Energia Consumida: 1.800 kWh
Energia Injetada: 2.000 kWh
Energia Compensada: 1.800 kWh
Crédito de Energia: 200 kWh (2.000 – 1.800)
Tarifa de energia: R$ 1,00
Valor do Fio B: R$ 0,28
% do Fio B em 2024: 30%

Como em 2024 será pago 30% do valor do Fio B, temos:

Valor do Fio B (2024) = R$0,28 x0,3

Valor do Fio B (2024) = R$ 0,084

Portanto, a tarifa de energia aplicada à energia compensada não será mais de R$ 1,00, mas sim de:

Tarifa de compensação (TC) = R$ 1,00 – R$ 0,084

Tarifa de compensação (TC) = R$ 0,916

O consumo foi de 1.800 kWh e, sobre este consumo, é aplicada a tarifa cheia. Portanto, o débito em reais com a concessionária será de:

Débito = 1.800 kWh x R$ 1,00

Débito = R$ 1.800,00

Quanto à energia compensada, que também foi de 1.800 kWh, é aplicada a tarifa de compensação. Sendo assim, o saldo em reais com a concessionária será de:

Saldo = 1.800 kWh x R$ 0,916

Saldo = R$ 1.648,80

Com isso, o valor a ser pago pelo Fio B será de:

Fio B = R$1.800 – R$1.648,80

Fio B = R$ 151,20

Lembrando que, com a nova regra, sempre será pago o maior valor em reais entre o custo de disponibilidade e o Fio B. Como, neste caso, a unidade consumidora é atendida por uma rede trifásica, o custo de disponibilidade equivale a 100 kWh. A tarifa é de R$1,00, logo, esse custo em reais será de R$100,00. Portanto, o valor a ser pago por essa unidade consumidora será o Fio B acrescido da contribuição de iluminação pública, que varia de acordo com a cidade.

Conclusão

Um fato importante a ser mencionado é que, neste caso específico, embora tenham sido injetados 2.000 kWh de energia, apenas 1.800 kWh foram compensados, sobrando 200 kWh de créditos para serem utilizados nos próximos 60 meses.

Uma questão frequentemente levantada no setor é se o Fio B será aplicado sobre toda a energia injetada ou não. Com este exemplo, torna-se evidente que o Fio B incide exclusivamente sobre a energia compensada no período mensal específico. Em outras palavras, o encargo será cobrado sobre os 200 kWh de créditos apenas quando estes forem utilizados.

No geral, observamos um impacto pequeno perto da economia trazida pela energia solar.

Considerando o mesmo cliente sem um sistema fotovoltaico, com um consumo mensal de 1.800 kWh, o montante a ser pago à concessionária de energia seria de R$1.800,00. Portanto, é essencial apresentar essa economia para o seu cliente e desmistificar de vez o que ficou conhecido como “taxação do sol”

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Aterramento do sistema fotovoltaico

Nos sistemas elétricos, normalmente encontramos dois condutores responsáveis por conduzir a energia elétrica até as cargas: o condutor fase e o condutor neutro.

Um sistema elétrico pode possuir um ou mais condutores fases. Contudo, somente com esses condutores a instalação elétrica não fica segura, e pode causar a queima de equipamentos e choque elétrico.

E é agora que entra o aterramento elétrico. Nos sistema elétricos, a terra representa um ponto de referência ao qual todas as outras tensões são referidas. A conexão terra é na realidade a interface entre o sistema elétrico e toda a terra. Outra funcionalidade do aterramento em sistemas elétricos é a proteção.

OBS: Fique atento à fuga de corrente, pois gera um consumo alto!

O aterramento elétrico, com certeza, é um assunto que gera um número enorme de dúvidas quanto às normas e procedimentos no que se refere ao ambiente fotovoltaico e elétrico como um todo.

Principais funções de um aterramento

1- Segurança pessoal: A conexão dos equipamentos elétricos ao sistema de aterramento, permite que uma possível falha na sua isolação, por exemplo, vá direto para a terra, ao invés de percorrer o corpo de uma pessoa que eventualmente o esteja tocando.

2- Segurança dos equipamentos: O sistema de aterramento deve oferecer um percurso de baixa impedância de retorno para a terra da corrente de falta, permitindo, assim, que haja a operação automática de maneira rápida e segura do sistema de proteção.

3- Segurança das tensões de passo e toque: O aterramento contribui para o controle das tensões desenvolvidas no solo provocadas por falta à terra, seja por um curto-circuito fase-terra ou pela ocorrência de uma descarga atmosférica.

4- Transitório: O sistema de aterramento contribui para que não apareça sobretensões perigosas durante chaveamento ou tensões induzidas provocadas por faltas fase-terra.

5- Cargas estáticas: Escoar as cargas estáticas acumuladas em estruturas e carcaças de máquinas para a terra.

6- Equipotencializar o neutro: Aterrar os sistemas elétricos ligando intencionalmente o condutor neutro à terra, controlando o seu nível de tensão em relação à terra dentro de limites previsíveis.

Olhando para essas funções, podemos perceber que o aterramento é muito importante para qualquer instalação elétrica e pode salvar até vidas. Veja exemplos disso quando se trata da tensão de passo e tensão de toque: A importância do aterramento elétrico para a redução da tensão de passo e tensão de toque!

TENSÃO DE PASSO: A corrente elétrica descarregada para o solo, formará um gradiente de potencial em torno do eletrodo de aterramento. A diferença de potencial sentida pelos dois pés durante um passo poderá gerar uma corrente elétrica sobre eles e causar ferimentos graves.

TENSÃO DE TOQUE: A tensão de toque e a tensão de passo precisam ser diminuídas ao máximo possível, para que seja tolerável pelo ser humano. Com esse pensamento, um procedimento primordial é a redução da resistência de aterramento, pois fará com que a evacuação das correntes elétricas elétricas indesejadas deem prioridade ao solo e não ao corpo humano.

Tipos de condutores e eletrodos

Os eletrodos de aterramento podem ser divididos em dois grupos: Proposital e Não Proposital.

Eletrodos Propositais: São aqueles intencionalmente colocados na terra para exclusivamente fazer a dissipação de corrente elétrica no solo, seja por surtos elétricos ou curtos-circuitos elétricos.

Eletrodos Não Propositais: São aqueles que inicialmente não possuem a função de evacuar uma corrente elétrica, devido a um surto elétrico ou curto-circuito para a terra. Eles são utilizados para sustentação, porém, também podem ser utilizados para evacuar a corrente elétrica.

Conexões de eletrodos e condutores de aterramentos:

As conexões dos condutores de aterramento aos eletrodos são realizadas genericamente por três sistemas:

1- Conexões por aperto

2- Solda exotérmica

3- Conexões por compressão.

Tipos de aterramento

Podemos dividir o aterramento nas instalações elétricas como:

1- Aterramento de proteção: A sua atuação como proteção visa: proteção contra choques elétricos, proteção contra descargas atmosféricas, proteção contra sobretensões (surtos elétricos), proteção contra descargas estáticas. O interessante é que todas essas proteções são interconectadas em um único barramento.

2- Aterramento funcional: O aterramento elétrico está presente nos transformadores de distribuição e nos padrões das concessionárias (entradas das instalações elétricas) atuando como funcional, nestas duas situações tendem a manter o Neutro em zero volts.

A NBR 5410 descreve 3 (três) esquemas básicos de aterramento: TT, TN e IT, sendo que o esquema de aterramento TN possui variações entre TN-C, TN-S e TN-C-S.

Mas antes de falar de cada um desses esquemas, primeiro vamos entender o significado de cada letra dentro da simbologia.

1- Primeira Letra – Situação da Alimentação em relação à Terra: T = um ponto diretamente aterrado; I = isolação de todas as partes vivas em relação à terra ou aterramento de um ponto através de impedância;

2- Segunda Letra – Situação das massas da instalação elétrica em relação à terra: T = Massas Aterradas com eletrodos exclusivos (Sem conexão com o Neutro); N = massas ligadas ao ponto da alimentação aterrado (em corrente alternada, o ponto aterrado é normalmente o ponto neutro);

3- Outras eventuais letras – Disposição do condutor neutro e do condutor de proteção:

S = funções de neutro e de proteção asseguradas por condutores distintos;
C = funções de neutro e de proteção combinadas em um único condutor (PEN).

Esquema TN

Segundo a NBR 5410, o esquema TN possui um ponto da alimentação diretamente aterrado, sendo as massas ligadas a esse ponto através de condutores de proteção.

As variações do esquema TN vão depender da disposição do condutor neutro e do condutor de proteção. As funções de neutro e de proteção são combinadas em um único condutor (PEN), na totalidade do esquema.

Quando houver a separação dos condutores Neutro e Proteção, não pode, em hipótese alguma, ocorrer a junção deles novamente. Neste caso, o Neutro passa a ter a função somente de ALIMENTAÇÃO e o Terra somente de PROTEÇÃO.

No seu item 5.4.3.6, a NBR 5410 faz uma outra observação importante ligada ao Esquema TN:

Em toda edificação alimentada por linha elétrica em esquema TN-C, o condutor PEN deve ser separado, a partir do ponto de entrada da linha na edificação, ou a partir do quadro de distribuição principal, em condutores distintos para as funções de neutro e de condutor de proteção. A alimentação elétrica, até aí TN-C, passa então a um esquema TN-S (globalmente, o esquema é TN-C-S).

Esquema TT

Segundo a NBR 5410, o esquema TT possui um ponto de alimentação diretamente aterrado, estando as massas de instalação ligadas a eletrodos(s) de aterramento T2 eletricamente distinto(s) do eletrodo de aterramento (T1) da alimentação.

Esse esquema não é adotado nas concessionárias brasileiras, neste caso, se tratando de instalações elétricas ligadas a rede, priorizar a ligação TN. Até mesmo o aterramento do sistema fotovoltaico.

Esquema IT

Segundo a NBR 5410, no esquema IT todas as partes vivas são isoladas da terra ou em um ponto da alimentação é aterrado através de impedância.

Com a inserção da impedância, limita-se a corrente de falta a um valor desejado, de forma a não permitir que uma primeira falta desligue o sistema.

O aterramento IT é muito utilizado em sala cirúrgica, para que nem o paciente ou os profissionais levem choque durante a cirurgia e os equipamentos elétricos não desliguem por causa de uma falta fase-terra.

Sistemas de proteção

Você já deve ter ouvido falar em “PROTEÇÃO DE PESSOAS CONTRA CHOQUES ELÉTRICOS”, e esse termo é importantíssimo de ser estudado, pois mostra o quão grave pode ser a passagem de corrente elétrica pelo corpo humano, podendo gerar graves problemas e levá-lo ao óbito.

A corrente elétrica pode percorrer diversos caminhos pelo corpo humano, como: entre as mãos, entre mão e pé, entre pés e entre cabeça e pé.

Estudos, como os apresentados na bibliografia de Geraldo Kindermann e também visto pela NBR 15749, dão como valor da resistência do corpo humano como 1.000 ohms. Isso para o corpo humano seco e sem EPI’s.

A NBR 5410 traz dois conceitos sobre pessoas protegidas e livres de choques elétricos, que são quando se submeterem a extras baixas tensões, descritas como: Selv e Pelv.

SELV – Sistema de extrabaixa tensão sem conexão com o aterramento elétrico, para sistemas elétricos com alimentação em corrente alternada de até 50Vca e corrente contínua de até 120Vcc.

PELV – Sistema de extrabaixa tensão com conexão com o aterramento elétrico, para sistemas elétricos com alimentação em corrente alternada de até 25Vca e corrente contínua com de até 60Vcc.

Como já se sabe, esses valores de tensão são bem baixos se comparados às alimentações das instalações elétricas que se limitam entre 127Vca, 220Vca, 380Vca e 440Vca.

Neste caso, deve existir um sistema de aterramento, bem projetado e bem instalado para que, caso haja alguma circulação de correntes elétricas perigosas, elas possam ser desviadas do corpo humano e desligadas o mais rápido possível.

E quem faz isso são os equipamentos ou dispositivos de proteção de seccionamento automático como: Dispositivos Diferencial-Residual(DR) e Dispositivos de Proteção Contra Surtos(DPS).

Dispositivo diferencial residual – DR

O Dispositivo DR, ou Dispositivo Diferencial Residual, é responsável pela proteção contra os efeitos do choque elétrico por contato direto ou indireto. Sua principal função é proteger as pessoas de choques elétricos que podem ser causados por equipamentos conectados à rede elétrica.

O uso de dispositivo diferencial-residual de alta sensibilidade como proteção adicional é obrigatório, em alguns casos, dependendo do esquema de aterramento utilizado na instalação.

1- Esquema de aterramento TT – No esquema de aterramento TT, o Dispositivo DR é obrigatório em todos os circuitos.

2- Esquema de aterramento TN – No esquema de aterramento TN, o Dispositivo DR é obrigatório somente nos seguintes circuitos:

a) os circuitos que sirvam a pontos de utilização situados em locais contendo banheira ou chuveiro;

b) os circuitos que alimentem tomadas de corrente situadas em áreas externas à edificação;

c) os circuitos de tomadas de corrente situadas em áreas internas que possam vir a alimentar equipamentos no exterior;

d) os circuitos que, em locais de habitação, sirvam a pontos de utilização situados em cozinhas, copas-cozinhas, lavanderias, áreas de serviço, garagens e demais dependências internas molhadas em uso normal ou sujeitas a lavagens;

e) os circuitos que, em edificações não residenciais, sirvam a pontos de tomada situados em cozinhas, copas-cozinhas, lavanderias, áreas de serviço, garagens e, no geral, em áreas internas molhadas em uso normal ou sujeitas a lavagens.

Dps

O DPS é o Dispositivo de Proteção Contra Surtos, ele protege os circuitos contra sobretensões transitórias, que é um fenômeno que ocorre em alta frequência e tem uma elevação abrupta de tensão em um curto período de tempo, na faixa de microssegundos, normalmente conhecida como surto elétrico. Esse tipo de surto ocorre geralmente em razão de descargas atmosféricas, partidas de motores e manobras de circuitos na rede.

O DPS é capaz de detectar estes surtos e desviar a corrente elétrica para o aterramento elétrico, evitando, assim, danos às cargas ligadas aos circuitos.

O DPS possui em seu interior o varistor, que é o componente que faz com que o surto elétrico seja detectado e levado ao aterramento. Através deste varistor, o DPS irá sentir a variação abrupta na onda de tensão mais rápido do que um disjuntor ou fusível, protegendo equipamentos ligados a esses circuitos.

Os dispositivos de proteção contra surtos (DPS) são divididos em três diferentes classes, conforme sua atuação:

Classe I: Proteção contra descargas atmosféricas que ocorrem diretamente na edificação e/ou diretamente na rede da concessionária que alimenta essa edificação, por isso é instalado no ramal de entrada, por exemplo;

Classe II: Proteção contra efeitos indiretos das descargas atmosféricas, como correntes induzidas, que ocorrem devido às descargas próximas à edificação. É utilizado no quadro de distribuição secundário, dentro da residência, por exemplo;

Classe III: Empregados na proteção de equipamentos eletrônicos contra tensões geradas dentro da própria instalação. São instalados diretamente na tomada.

E sobre o DPS, existe um detalhe muito importante que você precisa conhecer: Você sabia que existe um DPS próprio para corrente alternada e outro para corrente contínua?

Isso quer dizer que nos sistemas fotovoltaicos, na parte de corrente contínua, que liga os módulos fotovoltaicos ao inversor, é necessário usar o DPS de CORRENTE CONTÍNUA, sem a possibilidade do uso do dispositivo em corrente alternada.

Proteção contra descargas atmosféricas

A NBR 5419 aborda todo o conceito de proteção de estruturas contra descargas atmosféricas. As descargas atmosféricas são captadas pelo sistemas de SPDA e conduzida ao aterramento para escoamento de toda a energia, sem provocar tensões de passos perigosos e mantendo baixa queda de tensão na resistência terra.

O sistema de SPDA é composto por três componentes:

Aterramento elétrico;
Sistema de descida;
Sistema de captura.

O aterramento elétrico de uma edificação precisa ser único, como descrito na NBR 5410:

Item 5.1.2.2.3.3: Todas as massas da instalação situadas em uma mesma edificação devem estar vinculadas à eqüipotencialização principal da edificação-BEP e, dessa forma, a um mesmo e único eletrodo de aterramento.

Com isso, o eletrodo de aterramento do SPDA deve ser o mesmo da instalação elétrica, podendo ser constituído pelas armaduras de concreto da edificação, por fitas, barras ou cabos metálicos, imersos nos concretos das fundações, ou por malhas metálicas enterradas no nível das fundações cobrindo todas elas ou por anel metálico, com hastes, em torno da edificação.

Os cabos de descidas do SPDA também devem ser ligados ao eletrodo de aterramento, neste caso podem ser usadas as próprias armaduras das estruturas de concreto da edificação ou fitas, barras ou cabos metálicos internos nestas armaduras de concreto ou sobrepostos nas paredes das edificações. Mas lembre-se, em qualquer método precisa estar ligado ao aterramento da edificação.

Uma dúvida muito comum relacionada ao SPDA e sistemas fotovoltaicos é: Se a edificação possui SPDA, como fica o sistema fotovoltaico?

Neste caso é preciso verificar o projeto do SPDA para analisar se ele é compatível com o projeto do sistema fotovoltaico, pois todos os componentes do sistema fotovoltaico devem estar dentro da zona de proteção do SPDA.

Havendo incompatibilidade, o SPDA precisará ser revisado para corrigir o problema.

Importância da equipotencialização

A NBR 5410 traz algumas exigências em relação ao aterramento único (equipotencialização) das instalações elétricas.

Em cada edificação deve existir um barramento de equipotencialização principal na qual todas as massas da instalação estejam vinculadas a ele e a um eletrodo de aterramento.

Logo, em qualquer projeto, deve ser assegurado que todos os tipos de proteções, contra choques, descargas atmosféricas diretas, sobretensões, equipamentos eletrônicos, descargas eletrostáticas se juntem em um único ponto de aterramento, garantindo, assim, equipotencialização.

Mas e o sistema fotovoltaico, precisa estar equipotencializado neste eletrodo?

A NBR5410 fala em 1.2.3 que: “Esta Norma aplica-se às instalações novas e a reformas em instalações já existentes”

E em nota do item 6.4.1.1.1, diz que na reforma de instalações de edificações existentes é necessário que seja feita a proteção utilizando aterramento elétrico.

Logo, o termo “reforma”é aplicado a um sistema fotovoltaico, porque ocorrerá criação de novos circuitos e alimentação de novos equipamentos.

Portanto, se houver instalação do sistema fotovoltaico, a sua proteção deverá estar equipotencializada no aterramento da edificação, e isso independente se necessitar ou não de instalação de novos eletrodos de aterramento, todo o sistema de aterramento deve ser único.

Devo equipotencializar somente os módulos do sistema fotovoltaico?

Materiais condutores elétricos como: estruturas de fixação, eletrodos metálicos, eletrocalhas e demais componentes que eventualmente podem vir a se tornar energizados devem ser equipotencializados, a fim de promover um caminho direto e seguro para quaisquer corrente de fuga.

Aterramento do sistema fotovoltaico

Visto que é obrigatório o aterramento do sistema fotovoltaico como um todo, como deve ser feito esse aterramento dos componentes do sistema?

O módulo fotovoltaico, popularmente conhecido como painel solar ou placa solar, possui furos próprios para o aterramento.

Importante: Nunca fure o módulo fotovoltaico, sempre utilize o furo indicado com o símbolo do aterramento, pois isso anulará a garantia dos mesmos.

Ao fazer a conexão de um módulo ao outro utilizando cabos, você estará garantindo a equipotencialização entre eles.

Existe outro método bastante utilizado no setor, que é fazendo a conexão entre os módulos com o clipe de aterramento ou chapa de aterramento.

Mas como isso é feito? Para fixar os módulos fotovoltaicos no telhado, são utilizadas o que chamamos de estruturas de fixação, e um dos componentes das estruturas são os trilhos.

E é sobre esses trilhos que os paineis fotovoltaicos são instalados. Porém, para prender os módulos nos trilhos, são utilizadas peças – que também fazem parte dos componentes das estruturas de fixação que chamamos de grampo final ou grampo intermediário.

O grampo final, como o próprio nome sugere, é utilizado no final da fileira, ou seja, no último módulo fotovoltaico, já o grampo intermediário, é utilizado entre dois módulos fotovoltaicos.

E é exatamente no grampo intermediário que mora o segredo da equipotencialização dos módulos fotovoltaicos com o clipe de aterramento.

Se você reparar bem, o clipe de aterramento é instalado junto com o grampo, este clipe fica instalado entre o módulo e o trilho. Note que ele possui ranhuras, como circulado nas imagens, justamente para fazer o contato entre os módulos e entre módulo/trilho.

Dessa forma, assim como utilizando os cabos de aterramento, você garantirá a equipotencialização dos módulos fotovoltaicos.

Mas como dito no capítulo anterior, não devemos equipotencializar somente os módulos fotovoltaicos, mas sim, todos os componentes que eventualmente podem vir a se tornar energizados, a fim de promover um caminho direto e seguro para quaisquer corrente de fuga

Estrutura de fixação

Visto isso, a estrutura de fixação é um item importantíssimo que também precisa ser equipontencializado. Como visto anteriormente, caso você utilize o clipe de aterramento, os módulos fotovoltaico e trilhos já estão equipotencializados. Logo, basta fazer a ligação entre os trilhos.

Isso pode ser feito utilizando o grampo de aterramento, que é esse componente aqui ao lado, ou conforme indicado pelo fabricante da estrutura.

Inversor fotovoltaico

Os inversores fotovoltaicos também precisam ser equipotencializados. Alguns inversores possuem um terminal de aterramento, onde deve ser ligado o condutor para a equipotencialização do mesmo.

Os condutores utilizados para a equipotencialização dos módulos, estruturas e inversores são ligados diretamente no BEP (Barramento de Equipotencialização Principal) da edificação. Ou seja, teremos um aterramento único para toda a instalação.

Conclusão

Ao longo deste artigo, exploramos detalhadamente o aterramento elétrico, além de responder várias dúvidas quando se trata de aterramento e sistemas fotovoltaicos. Um sistema de aterramento adequado é de extrema importância para qualquer instalação elétrica, e não é diferente quando se trata de sistemas fotovoltaicos.

Agora é sua vez de aplicar esse conhecimento nas suas instalações fotovoltaicas… Vamos nessa? Mas antes de terminar, quero te apresentar o AZUME, a ferramenta ideal para quem está trabalhando no Setor Solar…

Com ele, você pode dimensionar sistemas fotovoltaicos para consumidores do Grupo B e também do Grupo A.

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Descomplicando a fatura do grupo A

A energia solar fotovoltaica tem se tornado cada vez mais popular como uma solução sustentável e econômica para a geração de energia elétrica no mundo todo, e no Brasil não é diferente.

Para você que trabalha no setor solar, é muito importante estar preparado para oferecer esse serviço para diferentes tipos de clientes, seja ele um cliente residencial, comercial ou industrial. Esses consumidores são classificados em dois tipos: Consumidores do Grupo A e Consumidores do Grupo B, essa classificação é feita de acordo com a Resolução Normativa n° 1.000/21 (REN 1.000/21).

Os consumidores do Grupo A, são atendidos em média ou alta tensão e os consumidores pertencentes ao Grupo B, são atendidos em baixa tensão.

Esses dois grupos de consumidores são clientes potenciais de um sistema de energia solar fotovoltaica, trazendo ótimas oportunidades de negócios para nós integradores e prestadores de serviços do setor solar.

O primeiro passo para aproveitar essa oportunidade é saber interpretar uma fatura de energia, e esse guia tem como objetivo te mostrar como interpretar uma fatura de energia do Grupo A.

Por que é importante para minha carreira entender essa fatura?

Compreender a fatura do Grupo A é fundamental para dimensionar adequadamente um sistema fotovoltaico e oferecer soluções personalizadas aos seus clientes. Este artigo é um um guia detalhado e prático para você sair na frente da sua concorrência. Você nunca mais terá dúvidas ou dificuldades quando deparar com termos como:

Demanda contratada;

Consumo ativo fora de ponta;

Demanda medida;

Consumo ativo na ponta;

Consumo reativo;

Demanda ultrapassada.

Com uma compreensão aprofundada desses elementos, você poderá analisar com precisão a demanda e o consumo de energia elétrica dos clientes e dimensionar sistemas fotovoltaicos que sejam otimizados para suas necessidades específicas, se diferenciando da concorrência e agregando valor ao seu serviço

GRUPO B – grupamento composto de unidades consumidoras com conexão em tensão menor que 2,3 kV e subdividido nos seguintes subgrupos:

Grupo B – Subgrupo – B1: Residencial

B2: Rural

B3: Demais classes;

B4: Iluminação pública.

Outro fator importante que define quando uma unidade consumidora deve ser atendida em alta/média tensão ou baixa tensão, é a carga instalada naquela edificação.

Para relembrar o que é carga instalada, vamos voltar para REN 1.000 no seu Art. 2, inciso lll:

Carga Instalada: Soma das potências nominais dos equipamentos elétricos instalados na unidade consumidora e em condições de entrar em funcionamento, expressa em kW (quilowatts).

Grupos tarifários

Antes de analisar uma fatura de energia, primeiramente vamos entender de forma mais técnica a diferença entre os dois grupos considerados pela Resolução Normativa n°1.000/21 (REN 1.000/21): Grupo A e Grupo B.

Basicamente, como falado na introdução, a diferença entre cada grupo se dá pelo nível de tensão em que a unidade está conectada. Veja a definição dada pelo REN 1.000/21, no seu Art. 2, inciso XXlll e XXIV, sobre Grupo A e Grupo B:

GRUPO A – grupamento composto de unidades consumidoras com conexão em tensão maior ou igual a 2,3 kV, ou atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição em tensão menor que 2,3 kV, e subdividido nos seguintes subgrupos:

Grupo A – Subgrupo – A1:Tensão de conexão maior ou igual a 230 kV

A2:Tensão de conexão maior ou igual a 88 kV e menor ou igual a 138

A3:Tensão de conexão maior igual a 69 kV

A3a:Tensão de conexão maior ou igual a 30 kV e menor ou igual a 44

A4:Tensão de conexão maior ou igual a 2,3 kV e menor ou igual a 25

AS:Tensão de conexão menor que 2,3 kV, a partir de sistema subterrâneo de distribuição.

O que isso quer dizer na prática?

Se uma unidade consumidora possui uma carga instalada de até 75 kW, ela é atendida em baixa tensão, ou seja, pertence ao Grupo B. Agora, se ela possui uma carga instalada maior que 75 kW, ela irá pertencer ao Grupo A

Como diriam os filósofos por aí: “Toda regra tem sua exceção.” Neste caso, não é diferente. Em algumas situações, devido à natureza das cargas e para preservar o sistema elétrico, as distribuidoras podem alocar unidades com cargas menores que 75 kW no Grupo A. Mas não vamos entrar nesses detalhes por aqui.

Olhando para essas definições, você deve estar se perguntando: Mas quem são os clientes de cada grupo?

Os consumidores do Grupo A, geralmente são as grandes indústrias e estabelecimentos comerciais de grande porte, como supermercados, grandes academias e shoppings.

Já os consumidores do Grupo B, são as residências e os estabelecimentos comerciais de pequeno porte.

Agora que você já sabe a diferença básica entre os dois grupos, vamos começar a falar sobre conceitos específicos dos consumidores do Grupo A.

Postos Tarifários

Ao interpretar a fatura de energia elétrica do Grupo A, é essencial compreender os postos tarifários e suas respectivas tarifas, uma vez que isso influencia diretamente os custos de energia para os consumidores.

Mas o que são postos tarifários? A fatura do Grupo A possui algumas particularidades e a primeira delas é o valor do kWh que pagamos. Esse valor varia de acordo com o horário. Basicamente, foram divididos em dois horários: horários de ponta, também conhecido como horário de pico, e horário de ponta. Esses horários foram inseridos para evitar problemas na rede elétrica com o aumento da demanda por energia elétrica.

Esse grande aumento da demanda de energia começa por volta das 18h, horário que grande maioria da população começa a voltar para casa, ligando as lâmpadas, chuveiro elétrico, eletrodomésticos, etc.

Se somarmos com toda a energia que as indústrias consomem, poderia causar um grande impacto na rede elétrica. Agora você já sabe que no horário onde a demanda por energia é maior, a tarifa para os grandes consumidores fica mais cara.

Horário de ponta x horário fora de ponta

HORÁRIO DE PONTA – Horário onde a energia é mais cara. Esse período é composto por 3 horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora considerando a curva de carga de seu sistema elétrico.

HORÁRIO FORA DE PONTA – Horário onde a energia é mais barata. São as demais horas do dia, ou seja, as horas consecutivas e complementares às dos postos tarifários de ponta.

Este período ainda pode ser dividido entre o fora ponta indutivo e capacitivo, no qual, deve se manter para não cobrança de multa) o fator de potência acima de 0,92 capacitivo (horário fora ponta capacitivo, que compreende no período de 06 horas consecutivas, definido pela distribuidora entre 23h30 e 6h30) ou fator de potência acima de 0,92 indutivo (horário fora ponta indutivo, que é o período complementar ao definido anteriormente).

É importante salientar que cada concessionária possui o seu horário de ponta e fora de ponta. Os postos tarifários são definidos pela distribuidora no seu processo de revisão tarifária periódica (a cada 4 anos em média), que é um processo para avaliar e corrigir os valores das tarifas de energia elétrica.

Outro detalhe muito importante é que os postos tarifários são aplicados aos dias úteis. Já nos fins de semana e feriados nacionais, todas as horas são consideradas fora de ponta. São ao todo 11 feriados nacionais.

A utilização dos postos tarifários na fatura de energia elétrica do Grupo A permite incentivar a redução da demanda no Horário de Ponta, quando a energia é mais cara.Dessa forma, as concessionárias buscam um equilíbrio na distribuição da demanda ao longo do dia, evitando sobrecargas no sistema elétrico.

E para concluir essa parte, o que de fato precisamos entender neste ponto, é que para os consumidores do Grupo A existirão diferentes valores de tarifa de energia, a depender do horário em que a energia está sendo consumida.

Modalidades tarifárias

As modalidades tarifárias são um conjunto de tarifas aplicáveis ao consumo de energia elétrica e à demanda de potência ativa.Então, para continuar com a nossa explicação sobre as modalidades tarifárias do Grupo A, primeiro vamos precisar entender a diferença entre Consumo de energia elétrica e demanda de potência ativa.

Consumo de energia elétrica: O consumo de energia representa a quantidade de energia elétrica utilizada em um determinado período. Ou seja, o consumo varia conforme a potência dos equipamentos e a quantidade de minutos ou horas que os equipamentos permanecem ligados.

Ele é expresso em kWh: CONSUMO (kWh) = Potência (W) x tempo (h) 1.000

Qual o consumo de energia de um chuveiro com potência de 5.000W ligado por 2 horas?

Consumo = 5.000 x 2 = 10 kWh 1.000

Qual o consumo de energia de um forno elétrico com potência de 2.500W ligado por 4 horas?

Consumo = 2.500 x 4 = 10 kWh 1.000

Qual o consumo de energia de um motor com potência de 10.000W ligado por 1 hora?

Consumo = 10.000 x 1 = 10 kWh 1.000

Veja que temos equipamentos com potências totalmente diferentes, mas, no final das contas, o consumo foi igual. Isso aconteceu porque o consumo está relacionado com o tempo que cada equipamento fica ligado!

Demanda de potência ativa:

Demanda é a potência instantânea total necessária para o funcionamento dos equipamentos, ela é medida em kW (quilowatt). Olhando para os exemplos anteriores, podemos perceber que: A demanda do chuveiro elétrico foi de 5.000 W, que é igual a 5kW. A demanda do forno elétrico foi de 2.500W, que é igual a 2,5 kW. A demanda do forno elétrico foi de 10.000W, que é igual a 10 kW.

Isso significa que a demanda, como o próprio nome sugere, é a potência instantânea que a concessionária de energia precisa ter disponível para atender uma carga, independente da quantidade de tempo que ela fique ligada.

Vamos voltar para um exemplo prático, o nosso chuveiro: Repare que a rede elétrica precisou fornecer uma potência instantânea de 5kW ao longo de 2h, que somados gerou um o consumo de 10 kWh.

É de suma importância que isso fique claro, pois diferente do Grupo B, que possui uma tarifa monômia, ou seja, é cobrado somente pelo consumo de energia (R$/kWh), o Grupo A possui uma tarifa binômia, isso quer dizer que além de ser cobrado o consumo de energia (R$/kWh), também é cobrada a demanda de energia (R$/kW) disponibilizada pela distribuidora.

Veja como é legal o funcionamento do sistema elétrico, tudo vai se ajustando para que tudo funcione em harmonia.

Entendendo essa diferença, vamos falar sobre as duas modalidades tarifárias do Grupo A:

MODALIDADE HORÁRIA VERDE x MODALIDADE HORÁRIA AZUL

Horária verde: Nesta modalidade o consumidor de energia tem tarifas de energia com valores diferentes de acordo com as horas de utilização do dia, ou seja, os postos tarifários (horário de ponta e fora de ponta), e aplica-se uma única tarifa de demanda de potência.

Geralmente, enquadram-se nessa modalidade indústrias e estabelecimentos comerciais de médio ou grande porte a exemplo de supermercados.

Horária azul: Essa modalidade tarifária exige um contrato específico com a concessionária, no qual se pactua tanto o valor da demanda pretendida pelo consumidor no horário de ponta (Demanda Contratada na Ponta) quanto o valor pretendido nas horas fora de ponta (Demanda Contratada fora de Ponta). Ou seja, a modalidade tarifária horária azul terá tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia (postos tarifários).

Segundo a REN 1.00, a modalidade horária verde é caracterizada por: Art. 213 I – uma tarifa para a demanda, sem segmentação horária;

II – uma tarifa para o consumo de energia elétrica para o posto tarifário ponta; e

III – uma tarifa para o consumo de energia elétrica para o posto tarifário fora de ponta.

Já a modalidade horária azul é caracterizada por: Art. 214 I – uma tarifa para a demanda para o posto tarifário ponta;

II – uma tarifa para a demanda para o posto tarifário fora de ponta;

III – uma tarifa para o consumo de energia elétrica para o posto tarifário ponta; e IV – uma tarifa para o consumo de energia elétrica para o posto tarifário fora de ponta.

Note que a 22 diferença entre as duas modalidades está ligada com a tarifa da demanda. Na modalidade horária verde temos uma tarifa única de demanda, que não depende do horário. Já na modalidade horária azul, existe uma tarifa para a demanda no posto tarifário de ponta e outra para o posto tarifário fora de ponta. Além disso, tem a questão de que a modalidade horária verde está disponível somente para os subgrupos A3a, A4 e AS. Diferente da horária azul, que está disponível para todos os subgrupos.

GRUPO A Unidades consumidoras com média e alta tensão:

HORÁRIA AZUL Consumo ponta (KWH) Consumo fora ponta (KWH) Demanda ponta (KW) Demanda fora ponta (KW)

HORÁRIA VERDE Consumo ponta (KWH) Consumo fora ponta (KWH) Demanda única (KW)

Entendendo a fatura de energia do grupo A

Para você entender uma conta de energia, uma dica valiosa é digitar o seguinte no Google: Entenda sua conta + nome da concessionária 23 Por exemplo, se a sua concessionária de energia é a CEMIG, você vai digitar: Entenda sua conta CEMIG. Ou então, se sua concessionária é a EDP, digite: Entenda sua conta EDP.

Note que a própria concessionária explica de forma detalhada cada campo da sua fatura de energia, e aqui você já começa a desvendar o que cada coisa significa. Dentro de uma fatura de energia, existem fatores definidos pela ANEEL que as concessionárias são obrigadas a colocar.

Você vai encontrar diversas informações comuns ao olhar para duas faturas de energia de diferentes concessionárias, o que muda é que cada uma pode colocar as informações em locais diferentes. Por exemplo, vamos pegar uma conta de energia dos consumidores do Grupo A da EDP São Paulo e desvendar o que significa cada campo da conta:

1- Dados do cliente/Unidade consumidora: Neste campo consta o nome do cliente, ou o nome da empresa, endereço onde é entregue a fatura e a rota para leitura;

2- Número da instalação: Número de identificação da unidade consumidora na EDP;

3- Conta do mês: Mês de referência da conta de energia elétrica;

4- Atendimento EDP: Descrição dos canais de atendimento que a EDP disponibiliza aos clientes;

5- Período de faturamento: Datas em que foram feitas as leituras do seu medidor, no mês atual e no anterior, data de emissão da conta, data prevista para a próxima leitura e número de dias faturados.

6- Bandeiras Tarifárias: Neste campo consta a bandeira que está em vigor no período do seu consumo e número de dias faturados;

7- Dados do Contrato: Constam as informações características de sua unidade consumidora, como a classe/subclasse; grupo/subgrupo; modalidade tarifária e outros;

8- Demonstrativo de valores: Os itens que compõem o valor total a pagar são mostrados em detalhes neste campo;

9- Data do Vencimento: Data de vencimento da conta de energia elétrica;

10- Valor total a pagar (R$): Valor total da conta de energia elétrica;

11- Mensagem: Informações importantes para o cliente, como leitura não realizada por impedimento, fatura emitida pela média e informações gerais.

12- Boleto: Esse boleto é essencial para o pagamento da fatura no banco. Essa parte da conta será destacada no caixa e mantida na instituição bancária para controle contábil;

13- Canais de atendimento EDP: Descrição dos canais de atendimento que a EDP disponibiliza aos clientes;

14- Local de Consumo: Endereço onde a energia é consumida;

15- Reaviso de Débitos: Apresenta as contas em aberto e o limite para pagamento;

16- Detalhes do Faturamento: Apresenta no detalhe as informações das grandezas faturadas.

17- Dados de Leitura: Apresenta as leituras registradas;

18- Local de Consumo: Endereço onde a energia é consumida;

19- Mensagem (continuação): Informações importantes para o cliente, como leitura não realizada por impedimento, fatura emitida pela média, alterações na legislação do setor elétrico e informações gerais;

20- Boleto: Esse boleto é essencial para o pagamento da fatura no banco. Essa parte da conta será destacada no caixa e mantida na instituição bancária para controle contábil;

21- Histórico de Consumo: Apresenta informações referentes ao consumo, demanda, energia reativa e ultrapassagem dos últimos 13 (treze) meses, permitindo a comparação e análise do comportamento de consumo da unidade consumidora.

Incrível a quantidade de informações presente em uma conta de energia, não é mesmo!? Mas se você está pensando que acabou por aqui, está enganado…

Agora vamos pegar uma conta de energia real do Grupo A e analisar alguns campos principais que precisamos olhar, principalmente para quem quer dimensionar sistemas fotovoltaicos para esses consumidores.

Conta de energia

Vamos analisar agora cada campo de uma conta real da EDP São Paulo. Nos dados do contrato vamos descobrir fatores importantes que já citamos anteriormente:

Grupo e subgrupo da unidade consumidora: Note que essa unidade, de fato, é uma unidade consumidora pertencente ao Grupo A e o seu Subgrupo é o A4, ou seja, é atendida por uma tensão entre 2,3 e 25 kV (kilovolt);

Modalidade tarifária: Lembra que falamos anteriormente que para o Grupo A existiam as modalidades Verde e Azul? Essa unidade faz parte da modalidade tarifária horária verde;

Tensão contratada: 13.800 Volts ou 13,8 kV (kilovolts). Note que é uma tensão que está dentro da permitida para o subgrupo A4;

Demanda Fora Ponta: 150 kW (quilowatt). Neste ponto, para ficar mais claro, vamos precisar analisar dois fatores que serão explicados na próxima página;

Horário de ponta: Para a EDP São Paulo, especificamente, o horário de ponta, que é o período composto por 3 horas diárias consecutivas, é de 17:30 A 20:30. Isso quer dizer que neste período o valor da tarifa vai ser bem mais alto.

Repare que no campo Demanda Ponta não tem nenhum valor marcado. Por que isso? Este é um fator que definimos anteriormente e que tem a ver com a modalidade tarifária horária verde. Lembre-se que para esse tipo de modalidade existe apenas uma tarifa para a demanda, sem segmentação horária. Para prosseguir, vamos precisar entender também a diferença entre demanda contratada e demanda medida.

Demanda contratada : a demanda contratada é a demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente disponibilizada pela distribuidora no ponto de conexão, conforme valor e período de vigência fixados em contrato, em kW (quilowatts).

Demanda medida: é a maior demanda de potência ativa injetada ou requerida do sistema elétrico de distribuição pela carga ou geração, verificada por medição e integralizada em intervalos de 15 minutos durante o período de faturamento, em kW (quilowatts).

Antes de analisar o campo demonstrativo de valores, onde estão as informações mais valiosas e que geram mais dúvidas, primeiro precisamos entender melhor como é formada a tarifa de energia.

De forma resumida, a tarifa de energia é formada pela Tarifa de Energia (TE), que são os custos com a aquisição de energia pela distribuidora decorrentes da contratação de montantes de energia por meio dos leilões regulados, mais os encargos. E também pela Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), que são todos os custos relativos ao uso do sistema de distribuição.

A soma da TE e TUSD nos dá o valor total da tarifa de energia. Algumas concessionárias fazem essa divisão (de TE e TUSD) na conta de energia, o que facilita bastante o entendimento da cobrança desses fatores. E este é o caso da EDP, por isso foi preciso abrir esse parêntese.

Entendido isso, vamos para o campo demonstrativo de valores:

1- 0605 TUSD – Consumo Ativo Ponta – Este foi o consumo da unidade consumidora no período entre 17:30 e 20:30. O consumo na ponta medido neste mês foi de 101,1675 kWh. Note que existe um campo com o valor da tarifa aplicada (R$) sem impostos e também um campo de tarifa com impostos.

O campo sem impostos é apenas um demonstrativo para analisar quanto seria a fatura sem os impostos, mas o valor final cobrado será sempre com impostos. Você pode notar que no campo valor total, o resultado é a multiplicação entre o consumo em kWh, que neste caso foi de 101,1675 kWh, pelo valor da tarifa c/ impostos.

TOTAL = 101,1675 x 1,04875578 = R$106,10.

2- 0605 TUSD – Cons Ativo FPonta Ind. – Este foi o consumo no horário fora de ponta, no período onde o fator de potência precisa ser acima de 0,92 indutivo. O valor medido foi de 481,7295 kWh e o valor da tarifa com impostos considerando a TUSD é de R$0,12338875, totalizando uma cobrança de:

TOTAL = 481,7295 X 0,12338875 = R$59,44.

3- 0605 TUSD – Cons Ativo FPonta Cap. – Este foi o consumo da unidade consumidora no horário fora de ponta, no período onde o fator de potência precisa ser acima de 0,92 capacitivo. O valor medido foi de 367,2165 kWh e o valor da tarifa com impostos considerando a TUSD é de R$ 0,12338770, totalizando uma cobrança de:

TOTAL = 367,2165 X 0,12338770 = R$ 45,31.

4- 0601 TE – Consumo Ativo Ponta – O consumo ativo ponta é igual tanto para TUSD quanto para TE. O que diferencia é o valor da tarifa para cada componente. Veja que o consumo continua 101,1675 kWh, mas o valor da tarifa com impostos agora é R$ 0,52329058, totalizando uma cobrança de:

TOTAL = 101,1675 X 0,52329058 = R$ 52,94.

Como falado anteriormente, algumas concessionárias fazem essa divisão de TUSD e TE, mas não são todas.

Por exemplo, na CEMIG, em Minas Gerais, o cálculo seria feito considerando o valor total da tarifa de energia na ponta. Ou seja, pegaria o valor da TUSD R$1,04875578 + TE R$0,52329058 = R$1,57204636 e multiplicará pelo consumo de 101,1675 kWh, totalizando R$159,04. Que é o mesmo valor das duas separadas. Lembre-se, este é só um exemplo didático, pois a tarifa de energia varia para cada concessionária.

5- 0601 TE – Cons Ativo FPonta Ind. – Este foi o mesmo consumo considerado na TUSD (481,7295 kWh), a diferença é que o valor da tarifa com impostos está considerando agora a TE, que é de R$ 0,33670348, totalizando uma cobrança de:

TOTAL = 481,7295 X 0,33670348 = R$162,20 0601.

6- TE – Cons Ativo FPonta Cap. – Este foi o mesmo consumo considerado na TUSD (367,2165 kWh), a diferença é que o valor da tarifa com impostos está considerando agora a TE, que é de R$0,33672234, totalizando uma cobrança de:

TOTAL = 367,2165 X 0,33672234 = R$123,65.

7- Demanda – Este é o valor da Demanda Medida, que é a maior demanda de potência ativa injetada ou requerida do sistema elétrico de distribuição pela carga ou geração, verificada por medição e integralizada em intervalos de 15 minutos durante o período de faturamento, em kW (quilowatts). Neste caso, a demanda medida foi de 12,30 kW. O valor da tarifa de demanda é de R$12,57804878, totalizando uma cobrança de:

TOTAL = 12,30 X 12,57804878 = R$154,71.

8- Demanda Não Utilizada – Lembra que no campo de Dados do Contrato a demanda contratada era de 150 kW? O que acontece é o seguinte: a demanda contratada é como se fosse o custo de disponibilidade (conhecida também como taxa mínima) dos consumidores do Grupo B. Independente se utilizar ou não os 150 kW, sempre vai pagar por ele. Ou seja, se o medidor marcou somente 12,30 kW, faltam 137,70 kW para chegar em 150 kW. A tarifa para a demanda não utilizada é de R$10,31379811, note que o valor é um pouquinho menor que o da demanda medida, pois não é aplicado ICMS sobre ela, totalizando uma cobrança de:

TOTAL = 137,70 X 10,31379811 = R$ 1.420,21.

Mas aqui podemos perceber algo de muito errado com essa conta, o consumidor está literalmente jogando dinheiro no lixo. A demanda contratada está com um valor muito superior ao que ele realmente precisa e está pagando por algo que não usa.

Nos casos onde a demanda medida for maior que a demanda contratada, o consumidor vai precisar pagar uma multa por ultrapassagem de demanda. Então é preciso ter muita atenção no momento de fazer o contrato com a distribuidora. Por isso é comum que clientes do Grupo A procure por consultoria para otimizar a sua conta de energia.

9- ERE-Energia Reativa Excedente – A energia reativa não é cobrada na fatura de energia, pois ao contrário da ativa, ela não realiza trabalho. Ou seja, é aquela que circula entre os diversos campos elétricos, expressa em kVARh (kilovolts ampère hora). Porém, caso o fator de potência esteja abaixo de 0,92, seu excedente é cobrado a título de multa. Neste caso, foi cobrado uma multa por 15,129 kWh, onde o valor da tarifa com impostos é de R$0,35230352, totalizando uma cobrança de:

TOTAL = 15,129 X 0,35230352 = R$ 5,33.

10- CIP – Contribuição Municipal – Este valor vai depender de cada cidade, de acordo com a lei municipal. Neste caso foi cobrado R$ 32,70 para a iluminação pública. Então, no final das contas, o total da fatura de energia será a soma de todas essas componentes, totalizando uma cobrança para essa conta de R$2.162,59.

Outro campo muito importante a ser olhado, é o histórico de consumo: Neste campo você vai conseguir calcular a média de consumo na ponta e fora ponta do último ano, que são valores utilizados no dimensionamento dos sistemas fotovoltaicos. Além disso, consegue ver também o histórico de demanda medida nos últimos meses.

Conclusão

Neste artigo, exploramos detalhadamente a interpretação da fatura de energia elétrica do Grupo A, fornecendo um guia prático para profissionais do setor de energia solar que desejam adquirir conhecimentos essenciais nesse processo.

Compreender a fatura do Grupo A é fundamental para dimensionar adequadamente um sistema fotovoltaico e oferecer soluções personalizadas aos clientes. E por falar em soluções personalizadas, o AZUME é a ferramenta ideal para quem está trabalhando no Setor Solar.

Com ele, você pode dimensionar sistemas fotovoltaicos para consumidores do Grupo B e também do Grupo A. Sabe todos esses dados da fatura de energia que aprendemos a interpretar ao longo deste ebook? Basta inseri-los no AZUME e ele te dará propostas totalmente personalizadas, com a cara da sua empresa, para enviar ao seu cliente.