🌐 Aula 05 - Regulação Tarifária, Perdas Técnicas e Redes Inteligentes Smart Grids

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Objetivos Pedagógicos e Escopo Técnico

• Compreender a estrutura tarifária brasileira regulada pela ANEEL segundo a Resolução Normativa nº 1.000/2021, distinguindo consumidores do Grupo A (tarifação binômia, modalidades Verde e Azul) e Grupo B (tarifação monômia e Tarifa Branca).
• Decompor analiticamente a Receita Requerida da Concessionária de Distribuição entre Parcela A (custos não gerenciáveis) e Parcela B (custos gerenciáveis, Base de Remuneração Regulatória - BRR e WACC regulatório), aplicando a metodologia de Preço-Teto (Price-Cap) e o Fator X.
• Modelar e quantificar o balanço físico de perdas técnicas (efeito Joule no ferro e no cobre) e perdas não técnicas (furtos, fraudes e erros de medição) sob os critérios de incentivo do PRODIST Módulo 7.
• Projetar sistemas de Redes Inteligentes (Smart Grids), infraestrutura de medição avançada (AMI) e automação de alimentadores por FLISR (Fault Location, Isolation, and Service Restoration) com auto-recomposição (Self-Healing).
• Avaliar os impactos da conexão massiva de Geração Distribuída solar fotovoltaica (Lei nº 14.300/2022): inversão do fluxo de potência, elevação de tensão (overvoltage) e funções inteligentes Volt-Watt e Volt-Var em inversores.

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1. Estrutura Tarifária Brasileira e Regulação Econômica da Distribuição

O modelo tarifário do setor elétrico brasileiro reflete o princípio da Tarifa pelo Custo do Serviço, estruturado pela ANEEL para assegurar a modicidade tarifária aos consumidores e, simultaneamente, garantir o equilíbrio econômico-financeiro e a atratividade de investimentos às concessionárias de distribuição.

1.1 Classificação dos Consumidores: Grupo A versus Grupo B

Segundo a Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021:

A) As Modalidades Horosazonais do Grupo A

1. Tarifa Azul:
   • Demanda Faturada (kW): Tarifada de forma diferenciada em dois postos horários: Demanda de Ponta ($D_{\text{ponta}}$) e Demanda Fora de Ponta ($D_{\text{fora}}$).
   • Consumo de Energia (kWh): Tarifado com valores distintos no Horário de Ponta e no Horário Fora de Ponta.
   • Indicação Técnica: Obrigatória para subgrupos A1, A2 e A3; opcional para A4 quando o consumidor possui alta demanda no horário de ponta que não pode ser modulada.
2. Tarifa Verde:
   • Demanda Faturada (kW): Tarifa única e uniforme para todos os horários do dia (não há distinção de preço para a demanda tomada na ponta).
   • Consumo de Energia (kWh): Fortemente diferenciado: a tarifa do kilowatt-hora durante o Horário de Ponta (18h às 21h nos dias úteis) é de $4$ a $6$ vezes mais cara que o consumo no Horário Fora de Ponta.
   • Indicação Técnica: Altamente vantajosa para indústrias e comércios do subgrupo A4 que conseguem paralisar máquinas pesadas ou utilizar geradores próprios durante as 3 horas de ponta noturna.

B) A Tarifa Branca para Consumidores do Grupo B

Criada pela ANEEL para incentivar o deslocamento do consumo residencial e comercial de baixa tensão para fora dos horários de pico do sistema elétrico:

• Posto Ponta (3 horas noturnas consecutivas nos dias úteis): Tarifa muito alta.
• Posto Intermediário (1 hora imediatamente anterior e 1 hora posterior à ponta): Tarifa moderadamente elevada.
• Posto Fora de Ponta (demais 19 horas dos dias úteis e 24 horas de sábados, domingos e feriados): Tarifa sensivelmente mais barata que a convencional.

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1.2 Formação da Receita Requerida: Parcela A e Parcela B

A receita tarifária que a concessionária de distribuição está autorizada a recolher anualmente dos consumidores é denominada Receita Requerida ($RR$), decomposta rigorosamente em:

$\boxed{RR=\text{Parcela A}+\text{Parcela B}}$

A) Parcela A (Custos Não Gerenciáveis)

Custos sobre os quais a distribuidora atua como mera arrecadadora e repassadora, não possuindo ingerência sobre sua gestão interna. São repassados integralmente na tarifa:

1. Compra de Energia Elétrica: Contratos bilaterais de longo prazo celebrados nos leilões regulados promovidos pela CCEE/ANEEL no Ambiente de Contratação Regulada (ACR).
2. Custos de Transporte de Energia: Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) pagas aos agentes de transmissão pela fruição da Rede Básica do ONS e TUSD de outras distribuidoras.
3. Encargos Setoriais Obrigatórios Criados por Lei Federal: Conta de Desenvolvimento Energético (CDE - que subsidia a tarifa social e geração renovável), Conta de Consumo de Combustíveis (CCC - que financia o óleo diesel dos Sistemas Isolados da Amazônia), PROINFA, taxa de fiscalização da ANEEL e recursos para P&D e Eficiência Energética.

B) Parcela B (Custos Gerenciáveis da Distribuidora)

Representa a remuneração estrita pela atividade econômica de distribuição de energia elétrica:

1. Custos Operacionais Regulatórios (PMSO): Pessoal próprio, Materiais de manutenção de redes, Serviços contratados de terceiros e Outros custos administrativos.
2. Quota Regulatória de Depreciação ($QRD$): Recuperação do desgaste físico dos ativos ao longo de sua vida útil contábil.
3. Remuneração Regulatória do Capital Investido: $\text{Remunerac¸a˜o}=\text{BRR Lıˊquida}\times {\text{WACC}}_{\text{regulatoˊrio}}$ Onde a Base de Remuneração Regulatória (BRR) é o inventário auditado dos ativos elétricos em serviço (linhas, subestações, postes, medidores e sistemas digitais avaliados a Custo de Reposição Novo - VNR), e o WACC é o Custo Médio Ponderado de Capital regulatório fixado pela ANEEL (atualmente em torno de $7\%$ a $8\%$ real pós-impostos).

C) Regime de Preço-Teto (Price-Cap) e o Fator X

Nos processos de Revisão Tarifária Periódica (RTP) (que ocorrem a cada 4 ou 5 anos para cada distribuidora), a ANEEL aplica o mecanismo de incentivo por preço-teto:

$\Delta \text{Tarifa}=\text{IPCA}-X$

O Fator X captura os ganhos de produtividade da concessionária decorrentes do crescimento do mercado e novas tecnologias. Ele força a empresa a ser mais eficiente: se a distribuidora reduzir seus custos reais de operação além do Fator X, o excedente financeiro transforma-se em lucro para os acionistas durante o ciclo; na revisão seguinte, o ganho é repassado como desconto tarifário ao consumidor final.

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2. Balanço de Perdas Elétricas Técnicas e Não Técnicas

As perdas de energia constituem uma das maiores preocupações de engenharia e sustentabilidade econômico-financeira das distribuidoras de energia no Brasil.

2.1 Perdas Técnicas (Físicas)

Decorrem da dissipação irreversível de energia em forma de calor (efeito Joule) durante o transporte da corrente elétrica nos condutores e componentes do sistema:

1. Perdas em Linhas Primárias (MT) e Secundárias (BT): $E_{\text{perda,linha}}=3\cdot R_L{\int }_0^{T}I(t{)}^{2}dt=3\cdot R_L\cdot I_{\max }^2\cdot F_p\cdot T$ Onde $F_p$ é o Fator de Perdas de Buller-Woodrow estudado na Aula 02 ($F_p\approx 0,3FC+0,7F{C}^2$).
2. Perdas nos Transformadores de Distribuição:
   • Perdas a vazio no ferro do núcleo magnético ($P_0\cdot T$).
   • Perdas sob carga nos enrolamentos de cobre ($P_{c,N}\cdot {\left(\frac{S_{\text{meˊd}}}{S_N}\right)}^2\cdot F_p\cdot T$).

• Mitigação Técnica: Recondutoramento de troncos para cabos de maior bitola, elevação de tensão primária ($13,8\text{ kV}\to 34,5\text{ kV}$), correção de fator de potência com capacitores shunt e substituição de trafos subcarregados.

2.2 Perdas Não Técnicas (Comerciais)

Representam a energia que foi fisicamente consumida, porém não foi faturada pela distribuidora devido a ações humanas ilícitas ou imperfeições de cadastro:

1. Furtos Diretos na Rede (“Gatos”): Conexão clandestina de condutores diretamente no circuito secundário aéreo sem passar por qualquer medidor.
2. Fraudes em Medidores de Energia: Adulteração mecânica do disco em medidores indutivos, queima intencional da bobina de potencial, uso de ímãs de neodímio ou pontes internas de derivação (by-pass) de corrente.
3. Erros de Medição e Cadastrais: Medidores travados por velhice ou clientes ativos consumindo energia classificados erroneamente como contas inativas no banco de dados.

2.3 O Mecanismo Regulatório de Incentivo da ANEEL

A ANEEL não permite o repasse integral e indiscriminado das perdas reais para as tarifas dos consumidores:

• A agência calcula uma Meta Regulatória de Perdas para cada distribuidora através de modelos matemáticos de redes de referência ótimas e comparações socioeconômicas de complexidade de área (benchmarking).
• Regra de Ouro Econômica:
  • Se $\text{Perdas Reais}\le \text{Meta Regulatoˊria}$: A concessionária apropria-se da diferença como lucro líquido, premiando a eficiência de suas equipes de fiscalização e combate a perdas.
  • Se $\text{Perdas Reais}>\text{Meta Regulatoˊria}$: O excedente de energia perdida é arcado $100\%$ pelo acionista da concessionária (perda financeira direta no balanço contábil da empresa).

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3. Redes Elétricas Inteligentes (Smart Grids) e Automação da Distribuição

A modernização da rede elétrica tradicional para o conceito de Smart Grid agrega sensores eletrônicos, inteligência computacional e canais bidirecionais de telecomunicação a cada nível físico do sistema de distribuição.

3.1 Infraestrutura de Medição Avançada (AMI - Advanced Metering Infrastructure)

A tecnologia AMI substitui a leitura manual visual por um ecossistema digital integrado:

• Medidores Inteligentes: Registram consumo ativo ($P$), reativo ($Q$), tensão eficaz ($V_{\text{RMS}}$), harmônicos e eventos de falta em intervalos de $5$ a $15$ minutos.
• Topologia de Comunicação em Malha de Rádio (RF Mesh): Os medidores comunicam-se entre si através de sinais de radiofrequência na faixa livre de $915\text{ MHz}$ (padrão Wi-SUN / Zigbee), retransmitindo pacotes de dados de medidor em medidor até alcançarem um Ponto de Acesso concentrador instalado em um poste com link celular $4\text{G}/5\text{G}$ conectado à central.
• Função “Last Gasp” (Último Suspiro): Dotados de um supercapacitor interno, no exato milissegundo em que a rede elétrica perde a tensão, o medidor utiliza a energia residual para disparar um pacote de alarme espontâneo informando o COD sobre a interrupção. Isso elimina a necessidade de o consumidor ligar para o call center para avisar que faltou energia.
• Comando Remoto de Desconexão e Religamento: Permite suspender e reativar o fornecimento remotamente por software em segundos, sem necessidade de enviar viaturas de campo.

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3.2 O Sistema FLISR / Self-Healing (Auto-Recomposição)

O sistema FLISR (Fault Location, Isolation, and Service Restoration) é a mais avançada aplicação de automação da distribuição em tempo real. Ele combina sensores direcionais de passagem de corrente de curto-circuito (Fault Passage Indicators - FPI) com religadores e chaves seccionadoras motorizadas telecomandadas:

Ciclo de Atuação do FLISR em 4 Etapas:

1. Localização Exata da Falta (Fault Location): Ocorre um curto-circuito permanente entre as chaves $C{H}_2$ e $C{H}_3$. Os sensores ao longo do alimentador informam ao software central ADMS que $C{H}_1$ e $C{H}_2$ viram passar corrente de curto, enquanto $C{H}_3$ não viu. O algoritmo deduz instantaneamente que o defeito situa-se no trecho entre $C{H}_2$ e $C{H}_3$.
2. Isolação Automática (Isolation): O sistema emite ordens de abertura telecontroladas para as chaves adjacentes ao trecho defeituoso ($C{H}_2$ e $C{H}_3$), desconectando o segmento faltoso de ambos os lados da rede.
3. Restauração a Montante (Restoration upstream): O disjuntor da subestação religa, restaurando o serviço para todos os consumidores situados entre a subestação e a chave $C{H}_2$.
4. Restauração a Jusante (Restoration downstream via Chave NA): O sistema comanda o fechamento da chave de socorro normalmente aberta ($C{H}_{\text{NA}}$), transferindo todos os consumidores sãos situados entre $C{H}_3$ e o final do circuito para um alimentador vizinho.

\boxed{\text{Tempo Total de Recomposição pelo FLISR: } < 60\text{ segundos (Evita interrupções sustentadas, reduzindo o DEC em até } 40\%!)}}

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4. Integração de Geração Distribuída (GD - Lei nº 14.300/2022)

Com a promulgação do Marco Legal da Micro e Minigeração Distribuída (Lei Federal nº 14.300/2022), o sistema de distribuição de energia deixou de ser um canal passivo de fluxo unidirecional de potência para converter-se em uma rede ativa com milhares de fontes geradoras intermitentes conectadas na baixa e média tensão.

4.1 Desafios Operacionais da Conexão Massiva de GD Solar

1. Inversão do Fluxo de Potência (Reverse Power Flow): No pico de insolação solar (11h às 14h), quando a geração solar nos telhados residenciais excede a demanda de consumo das casas, a potência ativa flui de forma reversa: do secundário de baixa tensão em direção ao primário de média tensão e deste em direção à subestação.
2. Elevação Localizada de Tensão (Overvoltage): A injeção de corrente ativa pura ($I_p$) provocada pelos inversores fotovoltaicos altera a equação clássica de queda de tensão: $\Delta V=\frac{R\cdot (P_{\text{carga}}-P_{\text{GD}})+X\cdot (Q_{\text{carga}}-Q_{\text{GD}})}{V_N}$ Quando $P_{\text{GD}}>P_{\text{carga}}$, o termo $(P_{\text{carga}}-P_{\text{GD}})$ torna-se negativo. Se a resistência do condutor $R$ for elevada (comum em ramais secundários longos em BT), a tensão na extremidade final da linha eleva-se acima do limite regulatório ($V>1,06\text{ pu}$ ou $>135\text{ V}$), disparando a proteção de sobretensão dos inversores vizinhos e desligando a geração (solar curtailment).
3. Descoordenação de Proteção: A corrente de curto-circuito injetada pelas usinas de geração distribuída confunde a sensibilidade dos relés de sobrecorrente e elos fusíveis, podendo causar atuação indevida de religadores em alimentadores adjacentes sãos (cegueira de proteção).

4.2 Inversores Fotovoltaicos Inteligentes com Curvas Volt-Watt e Volt-Var

Para mitigar a sobretensão sem desarmar a geração, as normas técnicas da ABNT e os requisitos de acesso do PRODIST Módulo 3 exigem o uso de inversores inteligentes dotados de controle adaptativo:

• Função Volt-Var: Quando a tensão na barra de conexão sobe acima de $1,03\text{ pu}$, o inversor passa a absorver potência reativa indutiva da rede ($Q<0$), provocando uma queda reativa ($X\cdot Q<0$) que puxa a tensão para baixo.
• Função Volt-Watt: Se a absorção de reativo atingir o limite térmico do inversor e a tensão continuar subindo em direção a $1,05\text{ pu}$, o inversor estrangula de forma suave e contínua a potência ativa injetada ($P_{\text{GD}}$), estabilizando a rede sem desligar abruptamente.

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5. Estudo de Caso de Engenharia Resolvido: Análise Técnico-Econômica de Enquadramento Tarifário (Tarifa Verde versus Tarifa Azul)

Enunciado do Problema

Uma indústria metalúrgica conectada em média tensão ($13,8\text{ kV}$ - Subgrupo A4) opera em 2 turnos de segunda a sexta-feira. O engenheiro da planta é incumbido de realizar a análise tarifária comparativa para o enquadramento ótimo da empresa, com base nos dados médios mensais de faturamento registrados em seu medidor de fronteira:

• Demanda Máxima Medida no Horário de Ponta: $D_{\text{ponta}}=450\text{ kW}$.
• Demanda Máxima Medida Fora da Ponta: $D_{\text{fora}}=600\text{ kW}$.
• Demanda Contratada Atual: $600\text{ kW}$ (adote a demanda contratada igual à medida para fins de planejamento básico).
• Consumo Mensal Ativo no Horário de Ponta (66 horas mensais faturadas): $E_{\text{ponta}}=29.700\text{ kWh}$.
• Consumo Mensal Ativo Fora da Ponta (434 horas úteis + fins de semana): $E_{\text{fora}}=180.300\text{ kWh}$.

Valores homologados pela ANEEL para a distribuidora local (sem impostos PIS/COFINS/ICMS para simplificação da análise comparativa):

1. Calcule o custo total mensal da conta de energia elétrica da empresa sob a Modalidade Tarifária Verde.
2. Calcule o custo total mensal sob a Modalidade Tarifária Azul.
3. Indique qual das duas modalidades tarifárias é mais econômica no cenário operacional presente.
4. Suponha que a diretoria da fábrica decida instalar um sistema de baterias (BESS) ou transferir a carga pesada de fornos para fora do horário de ponta, reduzindo a demanda e o consumo no horário de ponta em $80\%$ ($D_{\text{ponta}}=90\text{ kW}$ e $E_{\text{ponta}}=5.940\text{ kWh}$), com o consumo fora de ponta subindo para $E_{\text{fora}}=204.060\text{ kWh}$. Recalcule o custo em ambas as modalidades e determine a economia mensal obtida.

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Solução Passo a Passo e Rigorosa

Passo 1: Cálculo do Custo sob a Tarifa Verde (Cenário Base)

Na Tarifa Verde, há apenas uma tarifa de demanda aplicada sobre o maior valor contratado ($D_{\text{contratada}}=600\text{ kW}$):

• Custo da Demanda: $C_{\text{dem,Verde}}=D_{\text{fora}}\times {\text{Tarifa}}_{\text{dem,Verde}}=600\text{ kW}\times \text{R\$}22,50/\text{kW}=\text{R\$}13.500,00$

• Custo do Consumo de Energia:

  • Consumo na Ponta: $C_{\text{cons,ponta}}=E_{\text{ponta}}\times {\text{Tarifa}}_{\text{cons,ponta}}=29.700\text{ kWh}\times \text{R\$}1,85/\text{kWh}=\text{R\$}54.945,00$
  • Consumo Fora de Ponta: $C_{\text{cons,fora}}=E_{\text{fora}}\times {\text{Tarifa}}_{\text{cons,fora}}=180.300\text{ kWh}\times \text{R\$}0,42/\text{kWh}=\text{R\$}75.726,00$
  • Custo Total de Consumo: $C_{\text{cons,total}}=54.945,00+75.726,00=\text{R\$}130.671,00$

• Fatura Total Mensal sob a Tarifa Verde: $F_{\text{Verde}}=C_{\text{dem,Verde}}+C_{\text{cons,total}}=13.500,00+130.671,00=R\$144.171,00$

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Passo 2: Cálculo do Custo sob a Tarifa Azul (Cenário Base)

Na Tarifa Azul, há duas parcelas de demanda faturadas separadamente ($D_{\text{ponta}}=450\text{ kW}$ e $D_{\text{fora}}=600\text{ kW}$):

• Custo da Demanda:

  • Demanda na Ponta: $C_{\text{dem,ponta}}=450\text{ kW}\times \text{R\$}42,00/\text{kW}=\text{R\$}18.900,00$
  • Demanda Fora da Ponta: $C_{\text{dem,fora}}=600\text{ kW}\times \text{R\$}18,00/\text{kW}=\text{R\$}10.800,00$
  • Custo Total de Demanda: $C_{\text{dem,Azul}}=18.900,00+10.800,00=\text{R\$}29.700,00$

• Custo do Consumo de Energia:

  • Consumo na Ponta: $C_{\text{cons,ponta}}=29.700\text{ kWh}\times \text{R\$}0,65/\text{kWh}=\text{R\$}19.305,00$
  • Consumo Fora de Ponta: $C_{\text{cons,fora}}=180.300\text{ kWh}\times \text{R\$}0,42/\text{kWh}=\text{R\$}75.726,00$
  • Custo Total de Consumo: $C_{\text{cons,total}}=19.305,00+75.726,00=\text{R\$}95.031,00$

• Fatura Total Mensal sob a Tarifa Azul: $F_{\text{Azul}}=C_{\text{dem,Azul}}+C_{\text{cons,total}}=29.700,00+95.031,00=R\$124.731,00$

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Passo 3: Comparação Econômica no Cenário Atual

$\Delta F=F_{\text{Verde}}-F_{\text{Azul}}=144.171,00-124.731,00=R\$19.440,00\text{ por meˆs de economia na Tarifa Azul}$

$\boxed{\text{No cenaˊrio operacional atual, a TARIFA AZUL eˊ a melhor escolha, gerando economia anual de }R\$233.280,00}$

Justificativa Técnica: A empresa consome expressiva quantidade de energia na ponta ($29.700\text{ kWh}$). Na Tarifa Verde, o preço unitário do kWh na ponta é punitivo (\text{R\} , 1{,}85$contra$\text{R$} , 0{,}65$), sobrecarregando a fatura.

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Passo 4: Recálculo com Modulação Operacional e Deslocamento de Carga

Após a redução de $80\%$ do consumo e demanda na ponta:

• $D_{\text{ponta}}=90\text{ kW}$, $D_{\text{fora}}=600\text{ kW}$.

• $E_{\text{ponta}}=5.940\text{ kWh}$, $E_{\text{fora}}=204.060\text{ kWh}$ (energia total ativa inalterada: $210.000\text{ kWh}$).

• Novo Custo na Tarifa Verde:

  • Demanda: 600\text{ kW} \times 22{,}50 = \text{R\} , 13.500,00$
  • Consumo Ponta: 5.940\text{ kWh} \times 1{,}85 = \text{R\} , 10.989,00$
  • Consumo Fora Ponta: 204.060\text{ kWh} \times 0{,}42 = \text{R\} , 85.705,20$
  • Total Verde Modulado: 13.500{,}00 + 10.989{,}00 + 85.705{,}20 = \mathbf{R\, 110.194,20}$

• Novo Custo na Tarifa Azul:

  • Demanda Ponta: 90\text{ kW} \times 42{,}00 = \text{R\} , 3.780,00$
  • Demanda Fora Ponta: 600\text{ kW} \times 18{,}00 = \text{R\} , 10.800,00$
  • Consumo Ponta: 5.940\text{ kWh} \times 0{,}65 = \text{R\} , 3.861,00$
  • Consumo Fora Ponta: 204.060\text{ kWh} \times 0{,}42 = \text{R\} , 85.705,20$
  • Total Azul Modulado: 3.780{,}00 + 10.800{,}00 + 3.861{,}00 + 85.705{,}20 = \mathbf{R\, 104.146,20}$

• Conclusão Estratégica:
  A modulação reduziu o gasto em ambas as modalidades, mas a Tarifa Azul ainda mantém vantagem líquida de \text{R\} , 6.048,00/\text{mês}$.Contudo,seaempresaconseguissezerarintegralmenteademandanaponta($D_{\text{ponta}} = 0$), a Tarifa Verde passaria a ser mais vantajosa.

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6. Questões de Fixação de Concursos Comentadas

Questão 01 - Petrobras / Engenheiro de Equipamentos Júnior - Eletricidade

(Banca Cesgranrio) Na regulação tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica estabelecida pela ANEEL, os custos são segregados em duas parcelas fundamentais: Parcela A e Parcela B. Constitui um exemplo de custo componente da Parcela B:

• (A) Os gastos com compra de energia elétrica contratada em leilões regulados no ACR.
• (B) O pagamento da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) à Rede Básica.
• (C) Os recolhimentos compulsórios relativos à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
• (D) Os custos de pessoal próprio, operação e manutenção da rede de distribuição e remuneração dos ativos regulatórios.
• (E) O encargo setorial da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC).

Gabarito Comentado: Alternativa (D).
A Parcela A é formada pelos custos não gerenciáveis (compra de energia, transmissão TUST/TUSD e encargos setoriais CDE, CCC, PROINFA). A Parcela B compreende os custos estritamente operacionais e gerenciáveis pela distribuidora (PMSO - pessoal, materiais, serviços), a cota de depreciação e a remuneração regulatória do capital sobre a BRR. Portanto, a alternativa D é a única que descreve custos da Parcela B.

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Questão 02 - CEMIG / Engenharia de Planejamento da Distribuição

(Banca FUMARC) Em relação às perdas não técnicas em sistemas de distribuição de energia elétrica, assinale a afirmativa INCORRETA:

• (A) São originadas primordialmente por furtos diretos na rede (“gatos”), fraudes de adulteração em medidores e erros no processo de faturamento.
• (B) São calculadas como a diferença entre as perdas totais medidas e as perdas técnicas calculadas analiticamente por simulação de fluxo de carga.
• (C) Toda a energia associada às perdas não técnicas reais é automaticamente repassada às tarifas de todos os consumidores regulados, independentemente de metas fixadas pela ANEEL.
• (D) A superação da meta regulatória de perdas não técnicas estipulada pela ANEEL acarreta prejuízo financeiro suportado pelos acionistas da concessionária.
• (E) A instalação de medidores inteligentes blindados do sistema AMI constitui uma ferramenta técnica primordial para a redução das perdas não técnicas.

Gabarito Comentado: Alternativa (C).
A alternativa C é incorreta (e o gabarito). A regulação por incentivos da ANEEL estabelece um teto regulatório de perdas. As perdas que ultrapassam esse limite NÃO são repassadas à tarifa e devem ser integralmente absorvidas como prejuízo econômico pelos acionistas da distribuidora.

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Questão 03 - COPEL / Automação e Redes Inteligentes

(Banca NC-UFPR) No contexto da automação de redes de distribuição modernas (Smart Grids), o sistema conhecido pela sigla FLISR (Fault Location, Isolation, and Service Restoration) tem como objetivo primordial:

• (A) Elevar o fator de potência dos consumidores residenciais para 1,0 através de comando centralizado.
• (B) Localizar o trecho sob falta permanente, isolá-lo mediante abertura telecomandada de chaves e recompor o fornecimento aos trechos sãos adjacentes em tempos inferiores a 60 segundos.
• (C) Desativar todos os para-raios de média tensão durante temporais para economizar energia reativa.
• (D) Impedir a conexão de novos sistemas de microgeração solar fotovoltaica na rede de distribuição secundária.
• (E) Aumentar a frequência do sistema elétrico para valores acima de 65 Hz durante o horário de ponta.

Gabarito Comentado: Alternativa (B).
O sistema FLISR (Self-Healing) automatiza a manobra de alimentadores: através da leitura de indicadores de passagem de falta (FPIs), o software ADMS detecta o trecho sob curto, comanda a abertura das chaves vizinhas para isolá-lo e fecha chaves de socorro (NA) para restaurar os blocos sãos de carga em menos de um minuto, derrubando o indicador DEC.

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Questão 04 - Eletrobras / Furnas - Engenharia Elétrica

(Banca FGV) Uma unidade consumidora industrial do Grupo A com tensão de fornecimento de $13,8\text{ kV}$ opta pela modalidade tarifária horosazonal Verde. A respeito do faturamento dessa empresa, é correto afirmar que:

• (A) Ela pagará tarifas distintas para a demanda medida nos horários de ponta e fora de ponta.
• (B) Ela pagará uma tarifa única para a demanda faturada (kW) independentemente do horário, mas pagará tarifas fortemente diferenciadas para o consumo ativo de energia (kWh) entre a ponta e fora da ponta.
• (C) A tarifa do consumo de energia na ponta é rigorosamente igual à tarifa fora de ponta.
• (D) O consumo de energia no horário de ponta é totalmente isento de cobrança nos finais de semana.
• (E) É obrigatório que o fator de potência dessa indústria seja mantido permanentemente em 0,50 indutivo.

Gabarito Comentado: Alternativa (B).
A estrutura da Tarifa Verde caracteriza-se por ter uma única tarifa de demanda (R\/kW$)aplic\acute{a}velatodosospostoshor\acute{a}rios,associadaatarifasdeconsumodeenergia($R$/kWh$) fortemente diferenciadas: muito elevada na ponta e moderada fora de ponta, incentivando a modulação do consumo nas 3 horas de pico noturno.

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Questão 05 - ENEL / Planejamento da Operação da Distribuição

(Banca CESPE / CEBRASPE) A conexão massiva de sistemas de microgeração distribuída (GD) solar fotovoltaica em alimentadores longos de baixa e média tensão pode acarretar o fenômeno de elevação localizada de tensão (overvoltage). Para mitigar esse impacto sem desligar a usina, a moderna tecnologia de inversores inteligentes utiliza prioritariamente qual estratégia de controle?

• (A) Abertura imediata do disjuntor da entrada de serviço da residência.
• (B) Operação na curva Volt-Var, absorvendo potência reativa indutiva da rede para provocar queda de tensão longitudinal e estabilizar a barra.
• (C) Curto-circuitar os painéis solares através de tiristores de potência.
• (D) Aumentar a geração de energia ativa além da capacidade dos módulos fotovoltaicos.
• (E) Inversão da polaridade das fases elétricas do alimentador da concessionária.

Gabarito Comentado: Alternativa (B).
Os inversores inteligentes modernos incorporam a função de regulação Volt-Var: ao detectarem que a tensão local está subindo em direção ao limite superior crítico ($>1,03\text{ a }1,05\text{ pu}$), o inversor ajusta o ângulo de fase da corrente para absorver potência reativa da rede ($Q<0$). Isso cria uma queda de tensão indutiva ($X\cdot Q<0$) que neutraliza a elevação provocada pela injeção ativa ($R\cdot P>0$), mantendo a tensão estabilizada dentro da faixa adequada.