Auditoria de fatura

CONSULTORIA E GESTÃO TARIFÁRIA

Estudo v1 | Emissão: Prévia — data definida ao imprimir

Cliente: | UC:

Distribuidora: | Subgrupo: A4 | Atual: verde

Status: Estudo preliminar / pendências

Período: 1 meses | Crescimento: 0% | Margem de pico: 10%

Contrato atual: única/fora ausente kW; ponta não aplicável kW.

Mínimos simulados: única/fora 30 kW; ponta 30 kW. Disponibilidade Grupo B: 100 kWh.

SCEE: não | Conferido: não | Elegibilidade: pendente | Dados: pendentes

DIAGNÓSTICO DA CONTRATAÇÃO

CONCLUSÃO

Não há recomendação final liberada. Confira as pendências abaixo.

Pendência: Preencha cliente, UC e distribuidora.

Pendência: Meses inválidos ou duplicados.

Pendência: Complete 12 meses consecutivos para uma recomendação anual.

Pendência: Confira e confirme os dados do estudo.

Pendência: Confirme a elegibilidade das alternativas e as condições da conexão/CUSD.

Pendência: Comparação incompleta: preencha todas as modalidades elegíveis e o contrato atual.

Pendência: Não há alternativa calculável com os dados atuais.

COMPARAÇÃO NA MESMA BASE SEM TRIBUTOS

Referência atual simulada: ausente

verde: pendente - tarifas conferidas, fonte e data de referência; valores tarifários positivos; meses válidos e únicos; consumo líquido por posto, inclusive zero confirmado no intermediário do Grupo A; demandas máximas por posto

azul: pendente - tarifas conferidas, fonte e data de referência; valores tarifários positivos; meses válidos e únicos; consumo líquido por posto, inclusive zero confirmado no intermediário do Grupo A; demandas máximas por posto

TARIFAS E RASTREABILIDADE

verde: energia ponta -, fora -, intermediário - R$/kWh; demanda ponta -, única/fora - R$/kW; residual GD - R$/mês. Referência: ; conferida: não. Fonte:

azul: energia ponta -, fora -, intermediário - R$/kWh; demanda ponta -, única/fora - R$/kW; residual GD - R$/mês. Referência: ; conferida: não. Fonte:

convencional: energia ponta -, fora -, intermediário - R$/kWh; demanda ponta -, única/fora - R$/kW; residual GD - R$/mês. Referência: ; conferida: não. Fonte:

branca: energia ponta -, fora -, intermediário - R$/kWh; demanda ponta -, única/fora - R$/kW; residual GD - R$/mês. Referência: ; conferida: não. Fonte:

HISTÓRICO INFORMADO

: consumo líquido ponta ? / fora ? / intermediário ? kWh; demanda ponta ? / fora ? kW; reativo R$ ?; injetado ? kWh; compensado ? kWh.

MEMÓRIA MENSAL DAS ALTERNATIVAS

REATIVO E ENERGIA INJETADA

Reativo identificado: R$ 0,00 em 0 meses informados; não equivale a economia garantida. Injeção informada: 0 kWh em 0 meses; não equivale à geração total.

PLANO DE AÇÃO

1. Conferir 12 faturas, CUSD, resolução tarifária e perfil por posto; obter curva de carga de 15 minutos quando necessária.

2. Validar cargas futuras, capacidade de conexão, opções disponíveis e custos de adequação com a distribuidora.

3. Para reativo: realizar campanha horária de P/Q/FP e harmônicas, revisar o banco existente e emitir especificação por responsável habilitado.

4. Para energia injetada: conferir projeto/aprovação, potência de inversores, medição bidirecional, créditos, regime GD e limites de exportação.

5. Solicitar formalmente a alteração após validação, registrar protocolo, vigência e monitorar as faturas seguintes.

Observações:

PREMISSAS E LIMITES

Estudo prospectivo: reaplica as tarifas de referência ao perfil mensal informado. Não reconstitui faturas históricas e não comprova restituição de tributos. Tarifas de todas as alternativas na mesma base, sem tributos, bandeiras e CIP. Não se aplica cálculo genérico de ICMS por dentro.

Demanda regular = max(medida prevista, contratada) × tarifa. Para consumo, se medida > 1,05 × contratada: adicional = 2 × tarifa × (medida - contratada). Verde usa o maior pico entre os postos; Azul calcula cada posto. A tolerância não disponibiliza capacidade adicional.

A busca de demanda considera incrementos de 0,01 kW e mínimos informados. Em empate prefere menos ultrapassagens e maior contrato. A alternativa com margem usa o maior pico previsto × (1 + margem). Azul permite zero em um posto, mantendo pelo menos 30 kW no outro; Verde usa o mínimo geral de 30 kW. Confirmar incrementos, mínimos, prazos e condições de alteração no CUSD.

Crescimento percentual aplica-se a energia e demanda de todos os meses e cenários. Energia injetada, compensada e custo reativo registrados são evidências separadas, sem projeção automática de geração ou eliminação de reativo.

Convencional: maior entre consumo líquido informado e custo de disponibilidade em kWh. Branca: soma por posto, respeitando o piso de disponibilidade calculado pela tarifa convencional. Baixa renda e B4 não são elegíveis à Branca neste módulo.

SCEE: confirmar consumo líquido faturável e conversões de créditos por posto para cada alternativa; informar custo residual GD mensal específico de cada modalidade. Não calcula automaticamente transição GD, créditos, autoconsumo ou tributação. Energia injetada não é geração total; não subtrair injeção novamente do consumo já líquido.

Reativo excedente mensal não é reativo total: não permite deduzir fator de potência verdadeiro ou dimensionar banco de capacitores. Exigir curva horária, P/Q, sinal indutivo/capacitivo, harmônicas e períodos de medição. Consumo e injeção de potência são contratos distintos; fluxo reverso exige análise da rede e aprovação da distribuidora.

Recomendação condicionada: 12 meses consecutivos, dados completos e revisados, alternativas elegíveis confirmadas, tarifas documentadas e SCEE validado quando aplicável. Mesmo assim requer validação técnica e contratual; não é garantia de economia.

REFERÊNCIAS

Equatorial Pará - NT.00002, revisão 10: ampliação e medição (itens 6.8.1 e 6.8.8–6.8.10): https://pa.equatorialenergia.com.br/wp-content/uploads/2025/12/NT.00002.EQTL-10-Fornecimento-de-Energia-Eletrica-em-Media-Tensao-138kV-231kV-e-345kV.pdf

ANEEL - modalidades tarifárias: https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/tarifas/entenda-a-tarifa/modalidades-tarifarias

REN ANEEL 1.000/2021 consolidada - contratação, faturamento e reativo: https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20211000.pdf

ANEEL - tarifas de aplicação, TE e TUSD: https://dadosabertos.aneel.gov.br/dataset/tarifas-distribuidoras-energia-eletrica

Lei 14.300/2022 - geração distribuída e SCEE: https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2022/lei/l14300.htm

ANEEL - estudos de inversão de fluxo, Despacho 2.216/2024: https://www2.aneel.gov.br/cedoc/adsp20242216_2.pdf

ESTUDO PRELIMINAR DE EXPANSÃO E TRANSFORMAÇÃO

Capacitor Manager | JM Eletro Service

Cliente: não informado | UC: não informada | Emissão: Prévia — data definida ao imprimir

Triagem técnica e de faturamento. Não é projeto, autorização de conexão, recomendação de compra ou garantia de economia.

CENÁRIO INFORMADO

Conexão: a confirmar; distribuidora: Equatorial Pará; SCEE: pendente; geração local: pendente; créditos remotos: pendente; mesma UC confirmada: não.

Transformação atual: pendente kVA em pendente equipamentos. Alternativa: manter; potência unitária informada: pendente kVA; quantidade: 1. Total previsto: pendente kVA em pendente equipamentos. Arranjo: a definir.

Carga elétrica instalada atual: pendente kW; novas cargas nominais elétricas: pendente kW; total instalado: pendente kW.

Base bruta atual: pendente kW; FP: pendente; fonte/campanha: não informada; base bruta confirmada: não.

Crescimento adicional sobre toda a carga modelada: 0%; margem: 10%; carregamento de planejamento: 80% (premissa editável, não limite normativo). Premissas conferidas: não.

CARGAS NOVAS E OPERAÇÃO

1. sem nome: 1 x pendente (base de potência a confirmar); rendimento pendente; FP pendente; utilização 100%; simultaneidade 100%; operação 0h a 24h.

RESULTADO E ALTERNATIVAS

Diagnóstico pendente: completar dados, medições e critérios de enquadramento.

Pico bruto modelado: pendente kW / pendente kVA; hora crítica: pendente. Capacidade de planejamento requerida: pendente kVA. Referência de um único transformador: pendente kVA.

Enquadramento pendente: confirmar tensão, regime, transformadores, geração e condições da distribuidora.

Ponto de medição pendente: confirmar localização, arranjo e padrão aprovado. Grupo tarifário e tipo de medição são decisões distintas.

PENDÊNCIA: Informar a soma da capacidade e a quantidade dos transformadores da mesma UC.

PENDÊNCIA: Informar a carga elétrica instalada atual em kW; não confundir com consumo em kWh.

PENDÊNCIA: Informar pico elétrico bruto atual e fator de potência medido (maior que zero e até 1).

PENDÊNCIA: Confirmar origem e abrangência do pico bruto: incluir autoconsumo solar e condições sem geração. A fatura líquida não dimensiona o transformador.

PENDÊNCIA: Confirmar que os dados e transformadores pertencem à mesma UC. Não somar ou dividir UCs artificialmente.

PENDÊNCIA: Conferir inventário, fatores e horários antes de liberar uma referência de transformação.

PENDÊNCIA: Confirmar se a conexão é BT, B-optante em MT ou Grupo A.

PENDÊNCIA: Confirmar a participação no SCEE.

PENDÊNCIA: Carga 1: completar nome, quantidade, base da potência, rendimento quando mecânica, FP, fatores e horários inteiros (0 a 24).

METODOLOGIA E PRÓXIMAS AÇÕES

Potência mecânica de motor é convertida para entrada elétrica por rendimento (cv x 0,73549875 / rendimento). Para cada hora, somam-se P e Q indutivo das cargas ativas. S = raiz(P² + Q²). A base atual máxima é mantida em todas as horas como hipótese conservadora; não representa uma curva medida. Horários em horas inteiras, inclusive atravessando a meia-noite.

Capacidade de planejamento = maior S x (1 + margem/100) / (carregamento/100). Crescimento aplica-se à base e às novas cargas; não repetir crescimento já incluído no inventário. Fatores menores que 100% dependem de evidência operacional, não de conveniência tarifária. Catálogo de referência trifásico: 75 a 2.000 kVA, conforme faixas da tabela 10A da NT.00002; confirmar padrão e fabricante.

Não deduz geração solar para reduzir a capacidade necessária. Não calcula partidas de motores, harmônicos, desequilíbrio, demanda faturável de 15 minutos, fluxo reverso, curto-circuito, proteção, queda de tensão, refrigeração ou capacidade individual de cada trafo. Medir e verificar essas condições antes de especificar equipamentos. Não dimensionar por kWh mensal ou reativo excedente.

Comparar custos de manter, substituir ou adicionar transformação e adequar a medição, com orçamentos de obra e 12 meses de tarifas e demanda. Grupo B é enquadramento tarifário, não garantia de ausência de instalação em média tensão. A alternativa mais barata não foi calculada neste módulo. Solicitar estudo/aprovação à distribuidora e projeto com responsabilidade técnica.

REFERÊNCIAS

REN ANEEL 1.000/2021, arts. 23 e 292 - confirmar texto vigente: https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20211000.pdf

Celesc - critérios nacionais do art. 292, § 3º (não importar prazos locais): https://www.celesc.com.br/micro-mini-geracao?catid=13:duvidas-frequentes&id=529:perguntas-frequentes&view=article

Equatorial Pará - NT.00002, rev. 10/2025; 5.14, 6.8 e tabela 10A: https://pa.equatorialenergia.com.br/wp-content/uploads/2025/12/NT.00002.EQTL-10-Fornecimento-de-Energia-Eletrica-em-Media-Tensao-138kV-231kV-e-345kV.pdf