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Relatório de Análise das Contribuições Referente à Consulta Pública nº 009/2011

Nota Técnica nº 0153/2013-SRD/ANEEL – Anexo 1

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AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À CONSULTA PÚBLICA Nº 009/2011

NOTA TÉCNICA Nº 0153/2013-SRD/ANEEL, DE 20/06/2013 – ANEXO 1

PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES

I. Contribuições às perguntas

1. Baixa Tensão 1.1. Quais níveis de tensão BT devem ser os padronizados? Favor justificar.

Agente Contribuição

ABINEE

A ANEEL deve obrigar o cumprimento do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, que estabelece as seguintes tensões nominais padronizadas para baixa tensão: distribuição secundária em redes públicas: 380/220 V e 220/127 V, em redes trifásicas; 440/220 V e 254/127 V, em redes monofásicas. O cenário atual, ou seja, a falta de padronização das tensões secundárias de distribuição de energia elétrica, provoca um aumento no custo dos equipamentos, pois estes devem atender a diferentes gamas de tensões nas diferentes regiões do País, com repercussões na eficiência energética e na redução da vida útil dos mesmos.

ELEKTRO

A Elektro entende que a padronização das tensões deve ser analisada visando adequação das tensões de funcionamento dos equipamentos consumidores de energia elétrica. No caso da Elektro, aproximadamente 80% dos atendimentos realizados para novas unidades consumidoras beneficiadas pelo Programa Luz para Todos, foram realizados utilizando tensão 115/230V e, caso tenhamos necessidade de alteração da tensão no sistema em baixa tensão o volume de obras requerer obras em circuitos em média tensão em trechos rurais de grande extensão, apenas para regularizar alguns consumidores em baixa tensão. Consumidores estes que, em pouquissimas situações, registraram manisfestação referente a problemas em equipamentos em função da inadequação da tensão nominal de fornecimento com relação à tensão nominal dos equipamentos. Sendo assim, não consideremos viavel a decisão de efetuar a padronização, consideramos sim que é importante não ser permitido o uso de novos níveis



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de tensão em BT. Por fim, corroborando o entendimento da ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidoresde Energia Elétrica, concluímos que não foram identificadas motivações que justificassem a alocação de investimentos nesta finalidade, de modo que a contribuição da Elektro objetiva a manutenção das tensões de fornecimento outrora padronizadas e, requer, inclusive, que sejam acrescentadas as tensões atualmente utilizadas, com o propósito de tornar a referida padronização mais abrangente levando se em consideração as especificidades regionais, com vistas a aproveitar os recursos técnicos, equipamentos existentes e evitar qualquer impacto referente à troca/adequação de equipamentos/redes particulares nas unidades consumidoras e, sobretudo, a mitigação do impacto tarifário.

CPFL

No entendimento do Grupo CPFL Energia, a restrição dos níveis de tensão BT, somente para as relações citadas no Decreto nº 97.280, trariam impactos significativos, tanto técnicos como financeiros, no que tange a adequação das instalações das distribuidoras, refletindo de forma onerosa aos seus consumidores. Além da manutenção dos níveis de tensão BT propostos, poderia ser padronizado também, o nível de tensão 230/115 V, por estar presente, não só nas distribuidoras do Grupo CPFL Energia, mas também em boa parte das concessionárias de energia do país, como pode ser verificado por meio da Nota Técnica n° 0075/2011-SRD/ANEEL.

Neoenergia Devem ser padronizadas 380/220 e 220/127 volts, em redes trifásicas; 440/220, 254/127 e 230/115 Volts em redes monofásicas. A tensão de 230/115 Volts em redes monofásicas não causa prejuízos aos consumidores, pois essas tensões estão dentro da faixa de operação dos seus equipamentos, sendo de grande utilidade e de baixo custo na área rural.

LIGHT

Entendemos que as tensões secundárias a serem padronizadas devem ser 380V/220V trifásica e 220V/127V trifásica. No caso da tensão monofásica, sugerimos a padronização da tensão 230/115V já que os equipamentos dos consumidores seriam menos prejudicados em termos de redução de desempenho e de vida útil, quando comparada as tensões de 254/127V e 440V/220V padronizadas pelo Decreto nº 97.280, de 1988. Além disso, há que se considerar ainda, no caso das tensões monofásicas, o mencionado na letra “f” do item 10 - Conclusões do Anexo III da Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de 21/12/2011. 10. CONCLUSÕES (...) f) A certificação compulsória de aparelhos eletrodomésticos e similares, instituída pela Portaria INMETRO no 371, estabelece a necessidade de atendimento aos requisitos da norma ABNT NBR NM 60335-1 ou IEC 60335-1 – Requisitos Gerais, e



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das normas de requisitos particulares da série ABNT NBR NM 60335-2-X ou IEC 60335-2-X aplicáveis aos produtos, as quais determinam que a tensão nominal não deve ser superior a 250 V, para aparelhos monofásicos, e 480 V para outros aparelhos. Em virtude deste limite superior as tensões nominais de 440 V / 277 V e 440 V / 254 V se mostram inadequadas para utilização pelas distribuidoras. (...)

AES Brasil

R: A AES Brasil entende que restringir o sistema de distribuição de energia elétrica somente aos níveis de tensão de 220V/127V, 380V/220V, 254V/127V, 440V/220V, padronizados pelo Decreto nº 97.280/88, causará consideráveis impactos técnicos e financeiros para adequação das redes de distribuição e das instalações dos consumidores, onerando expressivamente a tarifa das distribuidoras. Corroborando o entendimento da ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, concluímos que não foram identificadas motivações que justificassem a alocação de investimentos nesta finalidade, de modo que a contribuição da AES Brasil objetiva a manutenção das tensões de fornecimento outrora padronizadas e, requer, inclusive, que sejam acrescentadas as tensões atualmente utilizadas, com o propósito de tornar a referida padronização mais abrangente levando-se em consideração as especificidades regionais, com vistas a aproveitar os recursos técnicos, equipamentos existentes e evitar qualquer impacto referente à troca/adequação de equipamentos/redes particulares nas unidades consumidoras e, sobretudo, a mitigação do impacto tarifário. Seguem abaixo informações e justificativas para os níveis de tensão que a AES Brasil classifica como necessários para operação do seu sistema, e, portanto, entende ser passíveis de inclusão e exclusão aos constantes do art. 47 do Decreto nº 41.019/57 e que foram alterados pelos Decretos nº 73.080/73 e nº 97.280/88. a) Proposta de inserção de níveis de tensão na “padronização” 208 V / 120 V – Sistema Subterrâneo



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Justificativa: A configuração do sistema de distribuição subterrâneo localizado na área central da AES Eletropaulo possui transformadores cujas tensões no secundário são de 208V (fase e fase) e 120V (fase e neutro). Tais transformadores, em sua maioria, não possuem TAPs que permitam a adequação para a tensão de 220V/127V. Deste modo, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto nº 97.280/88 implicará na adequação de todo o sistema de distribuição subterrâneo da empresa e, necessariamente, na substituição de aproximadamente 2.400 transformadores (potência total aproximada de 1.400 MVA). Importante observar que a configuração da rede de distribuição subterrânea da AES Eletropaulo tem características semelhantes ao modelo americano e, foi implantado há quase 100 (cem) anos. A não inserção deste nível de tensão na padronização estabelecida no referido Decreto implicará na construção de nova rede de distribuição subterrânea, requerendo nova infraestrutura civil, acarretando transtornos para a população do município de São Paulo (pedestres, motoristas, lojistas, etc...), ocasionadas pelas intervenções no espaço público, além de impactar significativamente a qualidade da prestação de serviço, oriunda dos sucessivos desligamentos para a adequação das redes elétricas. 230V/115V - Sistema Delta com Neutro Justificativa: A configuração do sistema aéreo na área da concessão da AES Eletropaulo possui transformadores cujas tensões no secundário são de 230V (fase e fase) e 115V (fase e neutro). Deste modo, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto implicará na substituição de aproximadamente 94.000 (noventa e quatro mil) transformadores (potência total aproximada de 7.500 MVA). É importante observar que este nível de tensão está presente em aproximadamente 62% de todo o parque de transformadores da AES Eletropaulo. Adicionalmente, esclarecemos que o sistema elétrico de distribuição de



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energia da AES Eletropaulo foi implantado muito antes da publicação do Decreto nº 97.280/88 e, naturalmente, constituído em grande parte por transformadores monofásicos, alimentando redes com 3 (três) e 4(quatro) fios, em tensão nominal de 230V/115V. Em tal configuração, os transformadores existentes não possuem TAPs que permitam a adequação à tensão de 220V/127V, o que torna dificultoso e antieconômico a exclusão de tal nível de tensão visando a efetiva aplicação do Decreto. Ademais, é importante ressaltar que a adequação não está fadada somente à rede elétrica da distribuidora, devendo ainda ser extrapolada às redes e instalações internas das unidades consumidoras. A seguir são apresentados os tipos de sistema de distribuição em Baixa Tensão adotados para obtenção de cada uma das tensões nominais utilizadas na área de concessão da AES Eletropaulo.

É válido salientar que, conforme exposto na Nota Técnica nº. 075/2011 –



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SRD/ANEEL a conversão das redes contempladas no presente tópico para a tensão de redes monofásica padronizada pelo Decreto nº, 92.280/88 (254V/127V) pode não ser adequada para a ligação da maioria dos equipamentos eletroeletrônicos utilizados no país, que em sua maioria, estão especificados para operar numa faixa regulada de tensão de 100 a 240 V. b) Proposta de exclusão de níveis de tensão na “padronização” 440/254 V – Sistema Subterrâneo Justificativa: A AES Eletropaulo considera factível a extinção do nível de tensão de 440V/254 V, porém sua efetiva extinção deve estar consubstanciada à conversão das redes para o nível de tensão de 380V/220V, em tempo exequível, de modo a mitigar os impactos tarifários para os consumidores, e aqueles necessários à adequação das instalações internas das unidades consumidoras.

CEMIG

Cemig: este é um problema complexo e de difícil resposta, pois envolve análise sistêmica acurada e muitas vezes pontual, como é o caso da Cemig D, que possui Redes Monofásicas em 240/120 V, com cerca de 609.000 transformadores monofásicos. Vale ressaltar que não existe comprovação de que a possível troca/padronização deste nível de tensão acarretará melhorias visíveis no funcionamento da maioria dos aparelhos elétricos que possuem ótimo desempenho na faixa de tensão 240/120V. Portanto, devida à quantidade de transformadores monofásicos e equipamentos associados, entende-se que não é oportuna a eliminação desta tensão, sugerindo que a mesma seja oficialmente padronizada.

EDP

É evidente que a padronização das tensões deve ser analisada conjuntamente com a adequação das tensões de funcionamento dos equipamentos consumidores de energia elétrica. No entanto, não temos registros de estudos suficientemente conclusivos sobre a eventual alegação de prejuízos ao consumidor por conta de tensões não caracterizadas como padronizadas. Pelo contrário, são



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poucos os registros que dispomos de manifestação do consumidor referentes a problemas em equipamentos em função da inadequação da tensão nominal de fornecimento com relação à tensão nominal dos equipamentos. Sendo assim, consideramos imprudente uma eventual decisão de promover a transformação dos sistemas de distribuição em baixa tensão para as tensões atualmente consideradas como padronizadas. De qualquer maneira, para nosso caso de tensão 240/120 V monofásico, entendemos que o desvio com relação aos valores padronizados é irrisório e a repercussão resultante de uma eventual alteração em massa de todo o sistema de distribuição nesta tensão é impactante. Portanto, consideramos que a tensão 240/120 V deveria ser padronizada. Especial atenção deve ser dada também para aquelas unidades consumidoras beneficiadas pelo Programa Luz para Todos. Neste caso, uma eventual alteração da tensão no sistema em baixa tensão pode requerer obras em circuitos em média tensão em trechos rurais de grande extensão, apenas para regularizar alguns consumidores em baixa tensão. Por fim, a análise de impacto na vida útil dos equipamentos em baixa tensão, comumente evocada por conta da diferença entre a tensão nominal do equipamento com relação à de fornecimento, não considera a alteração da vida útil decorrente da obsolescência tecnológica do mesmo. Em outras palavras, para muitos equipamentos, uma eventual perda da vida útil “técnica” tem efeito nulo quando se encurta a vida útil “tecnológica”, resultado de um novo equipamento adquirido pelo consumidor. Uma evidência deste fato é o crescimento do descarte de equipamentos em plenas condições de uso. Neste caso, o prejuízo de inadequação da tensão de fornecimento é nulo.

1.2. A tensão padronizada em BT deve ser a mesma em todo território nacional? Favor justificar.



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ABINEE

Propomos padronizar a tensão secundária de distribuição, no Brasil, nos próximos 10 (dez) anos, ou seja, em 220 V (tanto nas redes monofásicas como trifásicas). Entendemos que, em razão da evolução tecnológica dos produtos e dos sistemas elétricos de distribuição de energia, bem como do monitoramento, associados a emergente missão dos fabricantes e fornecedores por ganhos de eficiência energética, a tensão secundária de 220 V deveria ser a única tensão secundária padronizada em baixa tensão, estabelecendo-se para isto um prazo de até 10 (dez) anos para as distribuidoras de energia elétrica e os fabricantes de produtos se adequarem. A padronização em uma única tensão de 220 V, por parte dos consumidores, evita a situação comum em que produtos fabricados para tensões em torno de 127 V inadvertidamente sejam ligados em tomadas com tensão de 220 V, provocando a queima destes produtos. Nas linhas de distribuição de energia teríamos redução no diâmetro dos condutores, com consequente economia da material prima cobre, diminuindo o volume de importações deste material e melhorando o déficit na balança comercial brasileira. Com a padronização em uma única tensão de 220 V, melhoram-se as barreiras comerciais e permite-se maior economia de escala na fabricação dos produtos, refletindo na redução de custos. Uma única tensão acarretará também uma otimização dos processos produtivos e dos estoques de produtos, facilitando a gestão e reduzindo o custo de toda a cadeia de distribuição logística desde a fabricação de equipamentos e produtos até o consumidor final.

ELEKTRO Em razão dos argumentos descritos na resposta da pergunta 1.1, consideramos imprudente uma eventual decisão de promover a transformação dos sistemas de distribuição em baixa tensão para somente um valor padronizado.

CPFL O Grupo CPFL entende que não. A padronização dos níveis de tensão BT, em todo território nacional, seja necessária, porém de forma mais abrangente e sempre considerando as características de cada região do país.



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LIGHT Seria desejável, pois a padronização da tensão em nível nacional propicia a redução dos custos de equipamentos/materiais para construção de redes e de aparelhos eletroeletrônicos, já que acaba com a necessidade de se projetar dispositivos para diversos níveis de tensão e com a barreira técnica ao comércio desses produtos.

AES Brasil R: Entende-se que deve existir padronização para os níveis de tensão BT em todo território nacional, porém, com faixas mais abrangentes, visando sua adequação às questões regionais.

CEMIG Cemig: poder-se-ia afirmar que uma rede padronizada seria ideal, sob vários aspectos, inclusive alguns identificados e apontados na NT 075/2011. Porém, mais uma vez, tal medida deve ser cercada de cuidados devido aos impactos de sua implementação, incluindo entre outros, o mais significativo, qual seja, os custos envolvidos.



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EDP

Atualmente não temos informações suficientes para concluir se a tensão deveria ser a mesma em todo o Brasil. Mas é evidente que deve ser considerado que muitos equipamentos atuais funcionam adequadamente dentro de um espectro de tensão abrangente (conforme apresentado no Anexo III da Nota Técnica 0075/2011-SRD/ANEEL), que permite a sua utilização em várias tensões nominais, mesmo que não padronizadas. Portanto, consideramos imprudente uma eventual decisão de promover a transformação dos sistemas de distribuição em baixa tensão para somente um valor padronizado.

1.3. Quais os impactos da falta de padronização das tensões (principalmente em BT) para os consumidores? Há dados confiáveis acerca dos prejuízos relativos à redução da vida útil, queima de equipamentos, mau funcionamento e ineficiência energética oriundos da atual configuração de tensões no país?


ABINEE

A falta de padronização, sem dúvida, proporciona alguns desconfortos nos usuários. Alguns equipamentos / produtos não tem o mesmo desempenho, pois variações das tensões afeta o desempenho dos diferentes produtos. O consumidor, no geral, nem sempre percebe o fraco desempenho dos diferentes equipamentos, percebendo somente com a diminuição da vida útil dos mesmos, onerando aos consumidores, pois não conseguem utilizar os produtos no número de horas que informa o fabricante. O problema é agravado quando um consumidor é obrigado a utilizar determinado equipamento ou produto em locais ou cidades diferentes. Devido as diferentes tensões nas diferentes cidades e sem as devidas advertências, os usuários conectam indevidamente o equipamento / produto em tensões diferentes da recomendada pelos fabricantes provocando a queima dos mesmos ou, na melhor hipótese, desempenho bem inferior, seja na área industrial, comercial ou residencial onde, de fato, ocorre o uso de equipamentos e aparelhos por pessoas leigas na área de eletricidade. Tal problemática não depende somente das soluções existentes oferecidas pelos fabricantes de aparelhos e de plugues/tomadas existentes. Na verdade é um assunto muito antigo - os fabricantes de aparelhos e de produtos não se omitiram ao longo dos anos renovando seus produtos com aparelhos conhecidos como sendo "bivolt" sendo que os produtos que funcionam nas tensões de 110V a 230 V são basicamente os produtos eletrônicos de áudio e vídeo. Houve uma redução dos ligações indevidas com a evolução dos plugues e tomadas, com a padronização brasileira conforme a norma ABNT NBR 14.136.



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No entendimento do segmento eletroeletrônico, o próximo passo, sem dúvida nenhuma, é a unificação da tensão secundária de distribuição para 220 V, o que permitirá mais vantagens aos consumidores.

CPFL

Na ampla relação existente entre as distribuidoras do Grupo CPFL Energia e seus respectivos consumidores não há registros históricos que informem desacordo ou prejuízos com a falta de padronização dos níveis de tensão BT. Entretanto, desconhecemos estudos aprofundados na relação entre a padronização das tensões BT e a diminuição de vida útil dos equipamentos, bem como de seu mau funcionamento e consequente queima.

LIGHT Uso incorreto de aparelhos provoca a redução da vida útil e maior custo dos mesmos. Não temos dados acerca dos prejuízos mencionados.

AES Brasil

R: Julgamos que esta questão só poderá ser respondida adequadamente, a partir da análise de dados dos fabricantes de equipamentos e dos institutos que desenvolvem pesquisas e criam regulamentos técnicos em nível nacional, os quais devem responder pela apresentação de esclarecimentos e subsídios acerca dos equipamentos fabricados. Por outro lado, nas análises dos pedidos de ressarcimento por danos elétricos em aparelhos elétricos, efetuadas pelas distribuidoras (AES Sul e AES Eletropaulo), verifica-se que, geralmente, a causa do dano está diretamente relacionada com os eventos transitórios no sistema elétrico, principalmente, descargas atmosféricas. A título de ilustração, nos estudos realizados pela AES Eletropaulo em conjunto USP -Universidade de São Paulo (Projeto – Metodologia para Suporte à Análise de Pedidos de Indenização em Queimas de Aparelhos – Setembro/2000), sobre situações em rede elétrica de distribuição que possam causar condições de sobretensão em consumidores de baixa tensão, referindo-se particularmente ao estudo de defeitos na rede secundária, concluiu-se que em estações transformadoras em delta (fechado ou aberto), mesmo os eventos de curtos-circuitos fase-neutro e dupla-fase-neutro foram considerados de baixa probabilidade de ocorrência de dano elétrico.

CEMIG Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma resposta interessante e eficaz para os temas.



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EDP

Na experiência que temos junto aos nossos consumidores, não temos registros significativos que demonstrem preocupação com relação a falta de padronização das tensões em baixa tensão. Com relação aos impactos relativos ao desempenho dos equipamentos, cabe observar que os projetos de eficiência energética têm demonstrado resultados positivos, apurados em conformidade com os critérios estabelecidos pela própria ANEEL para medição e verificação da redução do consumo de energia.

1.4. Quais os ganhos com eliminação de barreiras técnicas ao livre comércio de equipamentos eletroeletrônicos com a padronização das tensões? Quais os valores de tensão padronizada (BT) apresentariam maiores ganhos dessa natureza?


ABINEE A padronização em 220V elimina barreiras comerciai nas diferentes regiões do País, traz consigo ganhos de escala em função da otimização dos processos produtivos. A tensão de 220 V é um padrão internacionalmente adotado em vários países. Sem a barreira técnica relacionada à tensão, será facilitada aos consumidores a aquisição de equipamentos em um único valor de tensão. Isto também repercutirá no preço dos aparelhos, ao passo que as lojas e os fabricantes manteriam estoques menores e ganhariam escala na fabricação de aparelhos.

CPFL Não há informações concretas que embasem uma resposta satisfatória a esta questão.

LIGHT As tensões que hoje possuem maior participação deveriam ser preferidas. A eliminação de barreiras técnicas proporcionaria certamente ganhos de natureza econômica para o país, mas de difícil especificação. Talvez os produtos eletro-eletrônicos tivessem alguma redução de custos de fabricação pela padronização em nível nacional.

AES Brasil R: As indústrias de equipamentos eletroeletrônicos, em geral, adotam critérios de suportabilidade e suscetibilidade a danos elétricos mais abrangentes do que os níveis de tensão padronizados, de modo a produzirem seus equipamentos com a máxima eficiência nas tensões de



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operação e que atendam as diversas regiões do país. A eliminação de barreiras ao livre comércio propicia a importação em quantidades cada vez maiores de equipamentos, que em sua maioria, utilizam fontes reguladas de tensão, especificadas para operar em diversas faixas não padronizadas. Por outro lado, conforme já citado, no caso da tensão (fase e fase) padronizada no Decreto em redes monofásicas (254V/127V), esta poderia constituir uma barreira técnica ao livre comércio de equipamentos eletroeletrônicos, pois, em sua maioria, operam em uma faixa de tensão de alimentação limitada ao nível de 240V com pequena margem de tolerância.

CEMIG Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma resposta eficaz para os temas.

EDP Não dispomos de informações para contribuir nesta questão.

1.5. Ainda no que tange à mensuração/quantificação, quais as melhores formas de avaliar os benefícios com: redução de perdas técnicas pela padronização em um nível de tensão mais elevado; aumento de capacidade da rede e consequente postergação de investimentos; e melhoria do nível de tensão?


ABINEE

Os produtos e sistemas padronizados com tensão de 220V são intrinsicamente mais econômicos, tanto no sentido de consumo de energia quanto no sentido de fornecimento de energia. Nessas condições, os produtos consomem menos energia e os sistemas de alimentação trabalham com maior equilíbrio e estabilidade funcional. Devido ao valor da tensão ser 220V, a corrente elétrica nos diferentes circuitos da instalação elétrica será menor, se comparada com a tensão de 127V. Em consequência, o dimensionamento dos fios e cabos poderá ser mais econômico, acarretando menor consumo de cobre nas instalações elétricas e a diminuição dos montantes de importação desta matéria prima. É importante ressaltar que a redução do total da corrente elétrica pela instalação também acarreta diminuição das perdas de energia pelo efeito Joule (aquecimento dos condutores quando da passagem da corrente elétrica).



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CPFL

Com a elevação da tensão nominal que alimenta os consumidores conectados na BT e a consequente queda no carregamento dos circuitos, que terão os valores da corrente elétrica diminuídos, a tendência é que haja um decréscimo, tanto na queda de tensão como nas perdas técnicas dos circuitos secundários. Mas na prática, apenas uma modelagem mais detalhada, das reais cargas existentes nas unidades consumidoras, sejam elas lineares ou não, poderia dar um parecer, favorável ou não, à padronização das tensões BT.

Neoenergia A redução de perdas pode ser avaliada através de simulações do sistema elétrico para a condição atual e condição futura. Nos estudos realizados para um horizonte de dez anos é calculada a redução das perdas técnicas ano a ano que como consequência ocasiona um ganho de receita.

LIGHT Através de estudos comparativos feitos por amostragem entre o cenário atual e um cenário previsto após as padronizações definidas, utilizando dados reais de distribuidoras.

AES Brasil

R: Para que a questão apresentada seja adequadamente respondida, julgamos serem necessários maiores esclarecimentos e subsídios que poderão ser obtidos com a análise de dados de cada instalação que está diferente do estabelecido no Decreto. Por exemplo, na AES Eletropaulo, o sistema de distribuição em “delta” (230V/115V ) não apresenta significativos ganhos pela redução da intensidade da corrente elétrica de circulação nos condutores com a elevação da tensão (220V/127V), pois, este sistema já opera com tensões próximas das faixas de tolerância permitidas para as tensões padronizadas. Por outro lado, cabe ressaltar que as perdas técnicas são intrínsecas aos sistemas de distribuição e não estão restritas somente à questão da elevação do nível de tensão, devendo ser considerados as diferentes capacidades dos condutores, extensão das redes, tipos de carga, entre outros. Em muitas situações não é possível determinar a exatidão dessas perdas, pois, os sistemas contemplam uma grande quantidade de cargas não lineares e de difícil modelagem.

CEMIG Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma resposta eficaz para os temas.



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EDP

Teoricamente, o aumento da tensão nominal que atende as unidades consumidoras em baixa tensão tende a diminuir as perdas técnicas e a queda de tensão em seus condutores, para o mesmo mercado atendido. O efeito contrário ocorre nas perdas no ferro dos transformadores de distribuição. No entanto, a mensuração das perdas e da queda de tensão em redes em baixa tensão e nos transformadores de distribuição não é um assunto trivial. Primeiramente é necessário observar que a existência de cargas não lineares no consumo e a característica elétrica, também não linear, das redes elétricas, aliado ao fato do desconhecimento das cargas dentro das unidades consumidoras, inviabilizam a perfeita modelagem e caracterização matemática para o cálculo das perdas. Diversas simplificações são necessárias, tais como o desacoplamento do processamento com relação à rede em média tensão, linearização dos parâmetros elétricos da rede e simplificação do modelo da carga. É evidente que, a cada simplificação se perde a acuidade na quantificação das perdas técnicas e da queda de tensão. Neste caso, no entanto, é necessário considerar que, em geral, o custo da redução das perdas não equivale ao custo de investimento. Ou seja, é difícil viabilizar uma obra apenas por conta da diminuição das perdas e do perfil de tensão. Com relação à alegada postergação de investimentos, a análise deve considerar um critério dinâmico e multi-estágio, uma vez que a mensuração dos benefícios não é trivial. A evolução dinâmica da carga e das opções de atendimento, com respectivos valores de investimento e de operação diferenciados devem ser modelados e simulados num ambiente de planejamento de médio e longo prazo. No entanto, neste caso, entende-se não tratar de um estudo clássico de postergação de investimentos, uma vez que o aumento da tensão necessariamente resulta a partir de um plano de investimentos a priori. Portanto, a rigor, se trata de



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um processo de antecipação de investimentos e não de postergação. Há de se considerar também a legislação tarifária aplicável para a constituição da Base de Remuneração Regulatória, em função dos valores projetados, em particular, do carregamento das subestações. Ou seja, não há garantia que a repotenciação das transformações seja plenamente considerada na tarifa, conforme simulação apresentada, sendo necessário avaliar o Índice de Aproveitamento de cada unidade para o período regulatório projetado. Por outro lado, há também alguns impactos negativos na elevação de tensão. No caso das perdas, a elevação de tensão potencializa estatisticamente o aumento das perdas por fugas de corrente elétrica. Outro aspecto negativo é que o sistema elétrico e os equipamentos são mais caros, por conta da necessidade de aumentar o nível de isolamento das partes ativas. Outro aspecto importante é que o aumento da tensão aumenta a gravidade dos acidentes por choque elétrico, agravando as consequências ao ser humano nestes casos.

1.6. Além dos benefícios já explicitados na presente Nota Técnica, que benefícios adicionais podem ser esperados com a padronização das tensões BT?


ABINEE Principalmente haverá uma sensível diminuição das necessidades de logística para fabricação e distribuição dos produtos, gerando benefícios financeiros para os consumidores e, também, podemos indicar que haverá um alinhamento tecnológico do país em relação aos países mais desenvolvidos.

CPFL Não enxergamos benefícios adicionais aos já supracitados no documento em análise.

LIGHT Os mais relevantes já foram mencionados: possível redução de custo de equipamentos de distribuição e eletro-eletrônicos, melhor qualidade, menores perdas e maior flexibilidade operativa.



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AES Brasil R: Não foram identificados estudos conclusivos sobre as vantagens de uma padronização mais restrita das tensões utilizadas, ou, que demonstre problemas com a utilização das tensões existentes que justificassem sua eliminação.

CEMIG

Cemig: neste quesito, cabe ressaltar que a despeito dos benefícios apresentados, não se tem evidencias concretas quanto aos ganhos citados no item 31 na presente NT. Observa-se também, no caso da Cemig D, que embora tenham instalados transformadores em tensão não padronizadas de acordo com o Decreto 97.280, de 16 de dezembro de 1988, em 240/120 V, internamente o sistema é padronizado, com toda flexibilidade para trocas e substituições, etc. Quanto aos possíveis outros benefícios, é necessária uma análise profunda envolvendo os setores correlatos para identificar e quantificar estes novos benefícios.

EDP Não identificamos outros benefícios além dos citados.

1.7. Quais os custos decorrentes de interrupções para realização dos serviços de troca do nível de tensão? Quais as formas, monetárias ou não, de se quantificar esses problemas?


ABINEE

Temos percebido ações de âmbito nacional que mostram a capacidade do Brasil na expansão do fornecimento de energia elétrica com obras de infraestrutura em consonância com os programas governamentais, como, por exemplo, o "Luz para Todos". Uma sinalização do impacto está no âmbito do parque instalado de produtos e equipamentos em 127 V, mas que podem ser devidamente administrados com soluções existentes no mercado nacional como, por exemplo, fazendo uso de transformadores redutores de tensão. Em havendo a padronização em uma única tensão, como a sugestão de 220 V, haverá, em nosso entender, uma redução sensível na realização de serviços por parte das concessionárias. Os custos de decorrentes desta troca para atender aos diferentes níveis de tensão, bem como a repetitividade dos serviços a serem realizados, não temos condições de quantificar, uma vez que se deve fazer um levantamento nas diferentes concessionárias, pois os custos econômicos e financeiros deverão ser diferenciados.



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CPFL

Para quantificarmos os custos decorrentes de interrupções para realização dos serviços de troca do nível de tensão, seria necessário um estudo muito mais abrangente e detalhado, o qual demandaria um elevado período de tempo, já havendo custos na relação homem/hora trabalhados. Para o efetivo serviço de troca de equipamento, a mensuração pode ser muito complexa. Por exemplo, apesar de termos estimado o tempo de mão de obra para a troca de um transformador, em se tratando de um alimentador MT urbano, enquanto todos os trafos desse alimentador não forem trocados ou ajustados (em caso de tap) o sistema não poderia ser recomposto.

LIGHT

Energia não distribuída e eventual pagamento de compensação por violação dos limites dos indicadores individuais. As interrupções necessárias para realização dos serviços de troca do nível de tensão, principalmente no nível de MT, onde o sistema tem menos redundância de alimentações aos clientes, traz impactos significativos nos indicadores de continuidade. Estes custos podem ser quantificados pela energia não distribuída e pelo eventual pagamento de compensação por violação dos limites dos indicadores individuais. Ainda há que se mencionar outras dificuldades relevantes, como: · necessidade de intervenções no trânsito para trabalho das equipes, e em alguns casos interação com órgãos ambientais e outras autorizações; · custos com notificação de avisos de interrupção; · aumento de contratação de funcionários, implicando mais gastos não previstos; · para os níveis de Alta Tensão, necessidade de adequação também das transmissoras; · poderá haver dificuldades na contratação de pessoal, devido à escassez de mão de obra especializada; · mercado fornecedor não desenvolvido, longo tempo de entrega de equipamentos, como transformadores de maior potência; · aumento de pedidos de ressarcimento por danos, como lucro cessante, por parte dos clientes interrompidos.

AES Brasil R: Não foram identificados estudos que apontem qual o custo estimado referente às adequações indiretas, tais como, uso de geradores que impedem a parada de produção, ou infraestrutura necessária para remanejamento de linhas de grandes clientes, tais como o Metrô de São



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Paulo. Adicionalmente, segue abaixo a identificação de algumas situações que acarretam custos e que devem ser consideradas na quantificação do problema: _ Adequações nas instalações internas de UC’s: o Balanceamento de circuitos; o Substituição de transformadores; (Exemplo: Transformadores de 88 kV que não possuem TAP’s de ajuste) o Substituição de equipamentos de proteção; o Recondutoramento dos circuitos; o Substituição de postes particular, caixas (medição) e eletrodutos; o Sistema de aterramento; o Eventualmente, a construção de nova subestação de entrada de energia. Fornecedores de equipamentos e serviços o Mercado não provê mão de obra suficiente para atender a demanda (Disfunção entre oferta e demanda pode elevar o custo de mão de obra); o Atendimento da necessidade de produção de transformadores trifásicos no caso BT; o No caso AT, o tempo para entrega de transformador de potência é em torno de 24 meses. Compensações das distribuidoras aos consumidores por consequentes violações nos indicadores de continuidade e perda de receita por energia não fornecida. A título de ilustração: Apresentamos uma simulação do impacto no indicador DEC global dos conjuntos da AES Eletropaulo, em função da substituição dos transformadores com tensão de fornecimento de



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230V/115V por outros com tensão de 220V/127V. O exemplo citado abaixo demonstra que as interrupções, provenientes de obras para adequação das redes, representarão um significativo impacto nas metas propostas pela ANEEL para os indicadores de continuidade, além dos possíveis custos envolvidos com compensações aos consumidores e que não foram previstos nesta análise. Adotou-se como premissa o tempo médio de 4 (quatro) horas de interrupção para substituição de uma estação transformadora com tensão de fornecimento de 230V/115V. Não foram considerados os tempos de interrupções provenientes das adequações nas subestações da distribuidora e nas redes de transmissão e distribuição, de extensões em redes de distribuição, medidores e atrasos na conclusão de obras causados por terceiros. A análise técnica efetuada baseou-se em prever 02 (dois) cenários para substituição dos transformadores, sendo: Cenário nº1 para substituição dos transformadores no 3º ciclo RTP e Cenário nº2 para substituição dos transformadores até o 4º ciclo RTP. (Vide figuras 1 e 2) O cenário nº1 apresenta um impacto de 0,83 pontos no DEC global (vide tabela 1) e no Cenário nº 2 um impacto de 0,42 pontos no DEC global.



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Quando simulado o impacto das adequações nos conjuntos com maior densidade de carga, ou seja, com maior quantidade de transformadores a serem substituídos, verificam-se valores superiores a 15% (quinze por cento) da meta estabelecida. (Vide figura 3).



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CEMIG Cemig: entre os custos identificados, podem ser citados por exemplo; o custo social da interrupção da energia para execução das obras, a não arrecadação da receita de energia pela concessionária, os impactos nos indicadores de continuidade e até mesmo, os investimentos vultosos com o custo das substituições das instalações.

EDP

O principal custo decorrente das interrupções para uma eventual alteração em massa da tensão nominal em baixa tensão é o custo da energia não distribuída, que representa o prejuízo médio ao consumidor ocasionado por uma interrupção de longa duração. Conforme avaliação de diversos trabalhos, estima-se que o valor médio do custo da energia não distribuída gira em torno de R$3500 mil por MWh (vide http://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/3/3143/tde-19072011-102800/ptbr. php). Outro impacto está atribuído à compensação por transgressão dos indicadores setoriais de continuidade do serviço, que depende da intensidade das intervenções na localidade e do período de alteração da tensão. Para se ter uma noção dos impactos destes serviços, somente no município de Guarulhos, estimamos que sejam necessárias intervenções, no cenário 2, de cerca de 22 transformadores e 8.000 medidores por semana. Como se pode ver, a logística para este tipo de obra é altamente crítica e a qualidade da mão de obra deve ser diferenciada.

1.8. Na análise dos eventuais impactos tarifários da padronização das tensões apresentada no ANEXO II não foram considerados os benefícios com postergação de investimentos. Tais benefícios seriam expressivos? Como mensurá-los?


ABINEE Sabemos que a padronização de tensões, sendo exigida pela ANEEL ou, melhor ainda, sendo exigido o cumprimento da lei, necessariamente todas as concessionárias terão condições de adequar-se no menor tempo possível. Entretanto, a padronização para uma única tensão em todo o País poderá demandar um tempo maior, motivo pelo qual propomos que esta meta seja atingida num prazo de até 10 anos, para que as novas gerações não tenham as dificuldades que estamos atravessando na atualidade, por queima de



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produtos conectados de forma equivocada, com menores eficiências e rendimentos dos equipamentos, prejudicando inclusive o importante programa da eficiência energética. O estudo “Avaliação dos impactos da aplicação do Decreto nº 97.280 de 16 de dezembro de 1988” nos parece pertinentes e, evidentemente, deverá ser feito um estudo sobre a viabilidade econômica e financeira da padronização em uma única tensão em 220 V e seus impactos nas tarifas de distribuição de energia elétrica. Toda mudança necessariamente implica em um impacto, seja na tarifa, seja nas distribuidoras de energia elétrica, nos fabricantes e, principalmente, nos consumidores, mas entendemos que, em médio prazo, é fundamental estabelecer a meta de padronizar em uma única tensão, elaborando estudos de viabilidade econômica e financeira que tenham menor impacto para os consumidores e, inclusive, aproveitar a oportunidade para realizar estudos mais detalhados para a redução das tarifas de energia elétrica, para assim ter impactos positivos no custo de fabricação dos diferentes equipamentos, uma vez que os diferentes setores industriais permanentemente fazem chegar às diferentes autoridades que a nossa tarifa de energia elétrica, para o processo produtivo, é uma das mais caras do mundo. É imprescindível que isto seja revisto para que o custo da energia elétrica contribua de forma positiva para uma maior competitividade dos produtos fabricados no País, atendendo assim competitivamente o mercado interno e o externo.

ELEKTRO Não identificamos possibilidades para diminuição dos custos para padronização das tensões em baixa tensão.

CPFL Entendemos que o trabalho conjunto para operacionalizar uma possível elevação do nível de tensão BT, não caracteriza postergação de investimento, apenas antecipa o mesmo.

LIGHT

Podem ser considerados, mas afirmar o quanto seriam expressivos ou não depende de maior aprofundamento do tema. Nos casos em que a padronização se dá pela elevação da tensão para um nível padronizado superior ao nível de tensão atual, resultará na redução dos carregamentos das linhas, com aumento da capacidade e conseqüente redução dos investimentos. Julgamos que os benefícios variam de acordo com as características de cada região, pois se a padronização para um nível de tensão superior ocorrer numa área cuja taxa de crescimento da carga seja alta, certamente haverá um benefício superior de postergação de investimento, do que em áreas cuja taxa de crescimento não é expressiva. A quantificação destes benefícios poderia ser feita através de uma análise econômica do custo evitado com a padronização, dentro de um horizonte de planejamento de 10 a 15 anos. Uma questão que deve ser definida é sobre os custos para as adequações internas do cliente



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devido à padronização. Quem paga esse custo: Distribuidora ou Cliente? Caso seja a Distribuidora a responsável, esse custo deverá ser reconhecido na tarifa. Outro fato seria o tratamento aos valores específicos dos custos adicionais (CA) e componentes menores (COM) devido à particularidade das instalações para a padronização (ex: valores maiores do que a ANEEL reconhece). É relevante também um tratamento adequado para a depreciação dos bens substituídos.

CEMIG Cemig: em se executando as substituições em questão, entende-se que haveria a necessidade de antecipação dos investimentos. Além disto, tais recursos devem constar nos programas de investimentos das Distribuidoras para os próximos anos, ou ciclos tarifários.

EDP Conforme já comentado em item anterior, a elevação de tensão no sistema em baixa tensão constitui uma opção de antecipação do investimento e não de postergação.

1.9. Quais ações poderiam diminuir os custos envolvidos na padronização das tensões?


ABINEE

Eficiência energética é o maior benefício que esse assunto pode trazer ao país. Isso significa também ganhos econômicos considerando os ganhos de escala envolvidos, seja de matéria prima, seja de otimização de processos e ganhos de procedimentos de serviços. Para o consumidor, esperam-se excelentes benefícios com a eliminação do desconforto de acidentes de possíveis queimas com compras equivocadas de produtos, além de trazer mais economia na conta de energia elétrica com a eliminação de produtos menos eficientes que trabalham em 127 V. Estabelecer um plano diretor devidamente respaldado por regulamentação em âmbito nacional com a participação e envolvimento dos principais grupos, associações setoriais de produtos e serviços e concessionárias de energia elétrica. Queremos ressaltar que consideramos importantes as ponderações realizadas na Nota Técnica nº 0075/2011-SRD-ANEEL, de 21.12.2011, nos seus diferentes itens e anexos.

ELEKTRO Não identificamos situações que possam majorar os benefícios citados anteriormente.



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CPFL Manter os níveis de tensão BT já padronizados, além de introduzir o nível de tensão 230/115 V, por estar presente não só nas distribuidoras do Grupo CPFL Energia, mas também em boa parte das concessionárias de energia elétrica do país.

LIGHT A ANEEL deverá considerar as interrupções relacionadas a esses serviços passíveis de Expurgo dos indicadores de continuidade.

CEMIG

Cemig: nesta primeira análise superficial pode-se afirmar que não existem ações para redução dos custos. Talvez a execução de obras em maior escala, poderia propiciar alguma redução de custos, entretanto, existirão problemas com disponibilização em quantidade de equipamentos e mão de obra, fato que poderá acirrar ainda mais os problemas de custos.

EDP Considerando a atual legislação de continuidade do fornecimento e as condições necessárias para garantir a qualidade da obra e a segurança dos técnicos, não identificamos possibilidades para diminuição dos custos para padronização das tensões em baixa tensão.

1.10. Quais ações poderiam majorar os benefícios envolvidos na padronização das tensões?


ABINEE

Neste processo, é imprescindível a participação das prefeituras e dos governos estaduais, para que estejam totalmente alinhados com a política estabelecida pelo Governo Federal e coordenada pela ANEEL, bem como conseguir o importante apoio da mídia em geral para a padronização de tensões em 220 V. Será necessária uma campanha nacional para conscientizar os consumidores sobre as vantagens que a padronização de tensões trará aos mesmos, principalmente se a médio prazo esta padronização for em 220V para o País todo. Deverá ser realizado um trabalho conjunto entre as concessionarias de energia elétrica, que poderá ser coordenado pela ABRADEE, bem como obter um engajamento de todos os fabricantes com o apoio das entidades de classe representativas, vis-à-vis com a mídia em geral, para uma conscientização das vantagens da padronização das tensões e a necessidade de acelerar este processo com sensíveis vantagens na redução do “pico” de demanda de energia elétrica pelo aumento da eficiência dos diferentes produtos e, em consequência, com beneficio final para os consumidores com diminuição de custo e aumento da vida útil dos produtos.



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CPFL Não conseguimos identificar ações que nos possibilitem majorar os benefícios já citados neste.

LIGHT Adequação das regulamentações que tratam dos temas relacionados, como exemplo, Módulo 7 PRODIST (Perdas Técnicas) e Processos da Revisão Tarifária.

CEMIG Cemig: Não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma resposta eficaz para este quesito.

EDP Não identificamos situações que possam majorar os benefícios citados anteriormente.

2. Média Tensão 2.1. Quais níveis de tensão AT e MT devem ser os padronizados? Favor justificar.


ABINEE Conforme Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, devem ser obedecidas as tensões nominais padronizadas como seguem: • Transmissão e subtransmissão: 750; 500; 230; 138; 69; 34,5; 13,8 kV. • Distribuição primária em redes públicas: 34,5 e 13,8 kV.

ELEKTRO

A Elektro entende que a tensão em 88kV deveria ser padronizada, uma vez que não há nenhum prejuízo ao consumidor e ao gerador na tensão supracitada. No caso da Elektro,semelhante ao caso da concessionária Bandeirante, deve-se frisar que, atualmente não há fonte proveniente de nossos pontos de suprimento capaz de fazer frente a uma eventual obra de elevação das nossa linhas de 88 kV para 138 kV. Seria necessário construir uma subestação de fronteira provisória para então dar início ao processo de elevação de tensão. Cabe observar que este tipo de obra não consta no Plano de Amplicação e Reforços – ONS. Consequentemente, na avaliação cronológicas das obras também é necessário considerar todo o trâmite administrativo para viabilização de uma obra na transmissão, iniciando-se no PAR, instrução do processo para revisão da Receita Anual Permitida – RAP, autorização da ANEEL, planejamento da obra, contratação, execução e comissionamento.



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CPFL

No entendimento do Grupo CPFL Energia, a restrição dos níveis de tensão BT, somente para as relações citadas no Decreto nº 97.280, trariam impactos significativos, tanto técnicos como financeiros, no que tange a adequação de suas instalações, refletindo de forma onerosa aos seus consumidores. Além da manutenção dos níveis de tensão AT e MT já padronizados, propomos a inclusão de outros níveis de tensão, tornando mais abrangente à padronização, como segue: • 11 kV – Nível de tensão presente em 93% das instalações elétricas da Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL Santa Cruz, onde se concentram 25 transformadores de força e totalizam 277,725 MVA de potência instalada; • 11,4 kV – Nível de tensão presente em 100% das instalações elétricas nas distribuidoras CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista, CPFL Mococa e CPFL Sul Paulista. Para estas quatro distribuidoras, são 36 transformadores de potência, totalizando uma potência instalada de 487 MVA; • 11,9 kV – Nível de tensão presente em 48% das instalações elétricas da CPFL Paulista, com 141 transformadores de potência e 3.015,825 MVA de potência instalada; • 23,1 kV – Nível de tensão presente em 37% das instalações elétricas da CPFL Piratininga, com 42 transformadores de potência e 1.019,375 MVA de potência instalada. Tal nível de tensão está presente também, na RGE, que conta com 60 transformadores de força e 1.225,5 MVA de potência instalada.

Neoenergia

No caso da MT: 34,5/19,92kV, 13,8/7,97kV e 11,95 kV. A tensão de 11,95 kV na COELBA é largamente utilizada na Região Metropolitana de Salvador onde está a maior concentração de carga. A troca de tensão prejudicará bastante os índices de qualidade e será muito trabalhosa exigindo a reconfiguração das manobras durante o período de obras, causando transtornos para os clientes. O custo será significativamente maior se a troca de tensão for realizada usando a técnica de linha viva. As tensões fase-terra de 19,92 kV e 7,97 kV são derivadas das tensões fase/fase padronizadas de 34,5 kV e 13,8kV e servem para atender aos Sistemas Monofásicos com Retorno pela Terra – MRT, portanto deve estar explícito que as tensões fase-terra também são tensões padronizadas.

LIGHT

No sistema de AT, julgamos que os níveis de tensão de 138 kV e 69 kV devam ser padronizados, por serem os níveis de tensão adotados pela grande maioria dos concessionários do país, devendo abranger mais de 95 % da rede de AT nacional existente. A manutenção de níveis diferentes destes, ainda que restritos a poucos estados, reduz a flexibilidade operativa daquelas redes, pois ficam restritas ao número de manobras em áreas



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de fronteira que possuem tensões nominais diferentes. No sistema de MT, julgamos que os níveis de tensão de 34,5 kV e 13,8 kV devam ser padronizados, por serem os níveis de tensão adotados pela grande maioria dos concessionários do país, devendo abranger mais de 85% da rede de MT nacional existente. A Light está em processo de eliminação das tensões de 6,6kV e 25kV, esta última passando para 34,5kV.

AES Brasil

R: A AES Brasil entende que restringir o sistema de distribuição de energia elétrica somente aos níveis de tensão de transmissão e subtransmissão de 750, 500, 230, 138, 69, 34,5 e 13,8kV e de distribuição primária de 34,5 e 13,8kV, conforme padronizados pelo Decreto nº 97.280/88, causará consideráveis impactos técnicos e financeiros para adequação das redes de transmissão, subtransmissão e distribuição e das instalações dos consumidores, onerando expressivamente a tarifa das distribuidoras. A contribuição da AES Brasil objetiva a manutenção das tensões de fornecimento outrora padronizadas e, requer, inclusive, que sejam acrescentadas as tensões atualmente utilizadas, com o propósito de tornar a referida padronização mais abrangentes e levando-se em consideração as especificidades regionais, com vistas a aproveitar os recursos técnicos e equipamentos existentes e evitar qualquer impacto referente à troca/adequação de equipamentos/redes particulares e, sobretudo, a mitigação do impacto tarifário para os consumidores. Segue abaixo informações e justificativas para os níveis de tensão que a AES Brasil classifica como necessários para operação do seu sistema, e, portanto, entende ser passível de inclusão e exclusão aos constantes do art. 47 do Decreto nº 41.019/57 e que foram alterados pelos Decretos nº 73.080/73 e nº 97.280/88. a) Incluir os níveis de tensão na padronização 21kV – Sistema Subterrâneo Justificativa: A configuração do sistema subterrâneo na região central da área de concessão da AES Eletropaulo possui transformadores cuja



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tensão no primário é de 21kV. Tal nível de tensão é obtido diretamente de três subestações de propriedade da empresa de transmissão (CTEEP), bem como de quatro subestações de propriedade da distribuidora. Tais transformadores, em sua maioria, não possuem TAPs que permitam a adequação para a tensão padronizada de 13,8 ou 34,5kV. Deste modo, implicará a substituição de todo o sistema subterrâneo reticulado e seletivo. Nesse sentido, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto implicará a substituição de aproximadamente 2.400 transformadores (potência total aproximada 1.400 MVA). Cabe citar novamente, que a configuração da rede de distribuição subterrânea da AES Eletropaulo tem características semelhantes ao modelo americano e foi implantado há quase 100 (cem) anos. A não inserção deste nível de tensão na padronização aventada pela ANEEL implicará na construção de nova rede de distribuição subterrânea, requerendo novas infraestruturas civis, acarretando transtornos para a população do município de São Paulo (pedestres, motoristas, lojistas, etc...), ocasionada pelas intervenções no espaço público, além de impactar significativamente a qualidade da prestação de serviço, oriundo dos sucessivos desligamentos para a referida adequação das redes elétricas. 23kV e 23,1kV – Sistema aéreo Justificativa: As configurações dos sistemas de distribuição aérea da AES Eletropaulo e da AES Sul possuem transformadores cujas tensões no primário são de 23kV e 23,1kV respectivamente. Na AES Sul, tal nível de tensão é obtido diretamente de subestações de propriedade de empresas de transmissão. A AES Sul possui aproximadamente 75% de seus alimentadores neste nível de tensão, representando em torno de 30.000 km de redes elétricas, e apresentam características que dificultam a execução de projetos para



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sua adequação de nível de tensão, como por exemplo, redes demasiadamente longas, com cargas concentradas em determinadas localidades, o que representa dificuldades técnicas e econômicas que reduzem a viabilidade do atendimento de tais centros de carga na tensão de 13,8kV Caso o nível de tensão em tela não seja inserido na padronização aventada pela ANEEL, haverá necessidade da reisolação de toda a malha elétrica para a tensão de 34,5 kV (menor nível de tensão padronizado próximo ao atual), o que causaria elevados investimentos pela empresa e, por sua vez, impactariam demasiadamente a tarifa do consumidor. No caso da AES Eletropaulo, muito embora tal nível de tensão de distribuição seja encontrado apenas em um município (Vargem Grande Paulista), a empresa não dispõe de transformadores religáveis em nível de tensão de 34,5kV ou de 13,8kV (tensões padronizadas). Deste modo, a restrição aos níveis estabelecidos no Decreto implicará na substituição de aproximadamente 1.200 transformadores (potência total aproximada 45.000 KVA). Adicionalmente, a AES Eletropaulo entende que é factível a adequação do nível de tensão de 23kV ao nível de tensão proposto de 23,1kV, desde que este seja reconhecido como nível de tensão a ser padronizado. Porém, se extinto este nível de tensão, a empresa recomenda que a efetiva aplicação do decreto e o estudo resultante da CP 009/12 devem levar em consideração o plano a ser elaborado pela empresa para a conversão das redes para o nível de tensão de 34,5kV ou de 13,8kV, bem como dos impactos técnicos e financeiros já expostos nesta contribuição. 88 kV – Sistema de subtransmissão Justificativa: A configuração do sistema de subtransmissão da AES Eletropaulo possui transformadores cuja tensão no primário é de 88kV. Tal nível de tensão é obtido diretamente de subestações de propriedade da empresa de transmissão CTEEP. Deste modo, a restrição aos níveis



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estabelecidos no Decreto nº 97.280/88 implicará na adequação de grande parte do sistema de subtransmissão, distribuição e subestações de distribuição, com custo aproximado de R$ 1 bilhão, aos quais ainda devem ser adicionados os custos de substituição de aproximadamente 400 transformadores de potência de subestações (potência total aproximada 12.500 MVA) e os custos das adequações nas instalações das unidades consumidoras interligadas neste sistema. Adicionalmente, a inclusão do nível de tensão de 88kV na padronização ANEEL assegurará a continuidade e qualidade do serviço ora prestado, pois permite manter a flexibilidade operativa em caso de contingências com as empresas EDP Bandeirante, CPFL Piratininga, CTEEP e EMAE, através da transferência de blocos de cargas entre pontos de fronteira que operam no mesmo nível de tensão. Apenas a título informativo, a AES Eletropaulo vem ao longo do tempo preparando suas instalações de 88 kV para operar no nível de tensão de 138kV, sendo que em algumas localidades já é possível a conversão. Entretanto, atualmente o sistema de suprimento está interligado com outros pontos de manobras em 88kV, assim tal conversão criaria, inicialmente, sistemas isolados em 138kV e a flexibilidade operativa citada no parágrafo anterior ficaria comprometida. A situação torna-se ainda mais crítica devido à existência de alguns pontos de fronteira com a empresa de transmissão não estarem preparados para operar em 138kV. b) Proposta de exclusão de níveis de tensão na “padronização ANEEL” 3,8 kV – Sistema de distribuição aéreo Justificativa: A AES Eletropaulo já considera o nível de tensão de 3,8 kV ineficaz para o seu sistema de distribuição. Assim, para a efetiva adequação do nível de tensão de tais redes elétricas para 13,8kV deve ser considerado o plano previsto pela distribuidora. Tal extinção já está inserida no plano de conversão de tensão elaborado pela equipe de engenharia da distribuidora.



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CEMIG

Cemig: Levando em consideração aspectos tais como, áreas delimitadas e de complexidade impar para substituições de equipamentos, aumento de perdas no caso de redução da tensão do sistema, inviabilidade técnica, custos elevados, segurança, etc, é extremamente difícil apresentar uma resposta fundamentada diante da relevância do quesito. A Cemig entende que deverá ser padronizados também os níveis de tensão de 345kV; 34, kV; 23 kV; 33 kV e 240/120 V (vide justificativas apresentadas no item 2 da presente contribuição)

EDP

As tensões em 88 kV, 13,2 kV e 11,4 kV devem ser padronizadas, considerando que os usuários atualmente conectados nestes níveis de tensão dispõem da transformação de tensão adequada para o seu uso interno. Nestes casos, o que importa é a tensão que os usuários utilizam em suas instalações internas, que corresponde à tensão do enrolamento secundário (e não do primário) do seu transformador. Uma eventual alteração da tensão de fornecimento (primário) acarretará somente custos ao usuário, pois a tensão de utilização interna (secundário) não será alterada, não havendo, portanto, nenhum benefício técnico para o mesmo. Outro aspecto que deve ser observado é o benefício que a padronização das tensões em 88 kV terá no custo das novas ligações, pois o usuário não teria mais que arcar com os custos de uma instalação com isolação na tensão de 138 kV. Finalmente, a padronização das tensões em 88 kV, 13,2 kV e 11,4 kV irá desonerar o usuário pelo investimento com as eventuais adequações em suas instalações no momento da conversão de sua tensão de fornecimento. No caso da EDP Bandeirante, deve-se frisar que, atualmente, nem todas as subestações de fronteira de nossos pontos de suprimento são capazes de fazer frente a uma eventual obra de conversão das linhas de 88 kV para



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138 kV por conta de serem subestações antigas que exigem grandes adequações e também por não possuírem terreno para implementação do projeto. Por exemplo, para uma eventual padronização da tensão de 88 kV, ou seja, a mudança de tensão de 88 para 138 kV, seria necessário a substituição da transformação nas SE's São José dos Campos (4x150MVA - 230-88 kV), Aparecida (3x60MVA - 230-88 kV) e Santa Cabeça (3x60MVA - 230 - 88 kV), porém, como essas subestações são antigas a conversão de tensão não se limita apenas na substituição dos transformadores, há a necessidade de adequação dos barramentos das mesmas para 138 kV, o que implicaria praticamente na construção de uma nova subestação. Se for considerado o desligamento total da subestação para a realização da conversão, na atual configuração do sistema de subtransmissão, apenas parte da carga pode ser socorrida, pois não há plano de obra e orçamento para atender esse objetivo, lembrando que no PRODIST e nos Procedimentos de Rede, o planejamento deve ser feito para contingências N-1, ou seja, para perda de um banco de transformadores ou perda de um circuito de linha de transmissão para a Rede Básica e perda de um circuito de linha de subtransmissão para a Distribuidora. É necessário lembrar também que as necessidades referentes às transformações de fronteira, ou seja nas DIT's, são analisadas nos grupos de estudo do Plano de Amplicação e Reforços – PAR (coordenado pelo ONS) e nos grupos de estudo do Plano Decenal – PD (coordenado pela EPE). Quando há necessidade de indicação de obras nas transformações de fronteira, essa necessidade deve estar sinalizada no horizonte do PAR e do PD para serem consolidadas no relatório PAR-PEL-DIT e serem aprovadas pela ANEEL. No atual ciclo do PAR e do PD, não há obras referentes às transformações de fronteira. Consequentemente, na avaliação cronológica das obras também é necessário considerar todo o trâmite administrativo para viabilização de



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uma obra na transmissão, iniciando-se no PAR e no PD, instrução do processo para revisão da Receita Anual Permitida – RAP, autorização da ANEEL, planejamento da obra, contratação, execução e comissionamento, bem como de todos os custos atrelados às obras na fronteira. Estes valores não estão contemplados no estudo disponibilizado pela ANEEL. Além da situação nas transformações de fronteira há o problema do custo de adequação das SE's (88 x 13,8 kV). Nestes casos, a adequação também implicará em desligamentos e/ou aquisição de terrenos para construção de uma nova subestação pois, assim como para as SE's com transformação de fronteira, a adequação da tensão não se limita apenas na sustituição dos transformadores, mas também na adequação dos barramentos em 138 kV.

2.2. A padronização da AT e MT deve ser a mesma em todo território nacional? Favor justificar.


ABINEE Como já indicado, toda e qualquer padronização não deve ser regional e, sim, deve ter caráter nacional para poder auferir os benefícios inerentes, como sendo maior padronização: de equipamentos; de linhas de transmissão, subtransmissão e distribuição primária; e perseguindo necessariamente uma diminuição das perdas na transmissão e distribuição de energia com a utilização de equipamentos com maior eficiência, resultando em menores perdas no processo, contribuindo assim sensivelmente para a eficiência energética do sistema como um todo.

ELEKTRO Não identificamos a necessidade de padronização nacional.

CPFL O Grupo CPFL Energia entende que a padronização dos níveis de tensão AT e MT, em todo território nacional, embora seja necessária, deve ocorrer de forma mais abrangente e sempre considerando as características de cada região do país.

LIGHT Seria desejável, pois a padronização da tensão em nível nacional propicia: · redução do custo de equipamentos/materiais para construção de redes, devido à padronização dos equipamentos;



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· otimização de estoques com a redução da quantidade de equipamentos e materiais com diferentes tensões nos almoxarifados das distribuidoras; · maior intercâmbio de ajuda entre as empresas, numa eventual necessidade de obtenção por empréstimo de equipamentos para cobrir situações emergenciais; e · maior flexibilidade operativa dos sistemas de distribuição, aumentando a qualidade do fornecimento. A LIGHT ressalta que todos os benefícios presentes nesta contribuição são hipóteses não fundamentadas em estudos com dados reais e, portanto, é essencial que qualquer decisão seja precedida da comparação de custos e benefícios apurados com base em estudo de viabilidade.

AES Brasil R: Entende-se que deve existir padronização para os níveis de tensão MT e AT em todo território nacional, porém, com faixas mais abrangentes, visando sua adequação às questões regionais.

CEMIG

Cemig: poder-se-ia afirmar que uma rede padronizada seria ideal sob aspectos variados, inclusive alguns identificados e apontados na Nota Técnica da ANEEL, porém, mais uma vez, tal medida deve ser cercada de cuidados devido aos impactos de sua implementação, incluindo entre outros, o mais significativo que são os custos envolvidos.

EDP Não identificamos a necessidade de padronização nacional, uma vez que os custos para adequação são proibitivos, se comparados com os benefícios pontuais.

2.3. Em que sentido a padronização da AT e MT aumentam a flexibilidade operativa das redes de distribuição? Quais os reais benefícios desse aumento? Como mensurá-los?


ABINEE Com o cumprimento do Decreto nº 97.280, haverá um ganho de produtividade por parte das diferentes concessionárias, pois diminuirá o número de valores nominais de tensão, com economia na construção das diferentes redes, bem como na manutenção das mesmas. Isto também acarretará uma redução nos custos finais da energia elétrica. Queremos ressaltar que consideramos importantes as ponderações realizadas na Nota Técnica nº 0075/2011-SRD-ANEEL, de 21.12.2011, nos seus



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diferentes itens e anexos.

CPFL

Não conseguimos vislumbrar uma melhora na flexibilidade operativa das redes de distribuição com a padronização dos níveis de tensão AT e MT, principalmente quando comparados aos custos adicionais que seriam necessários a operacionalização das adequações. Por exemplo, no estado de São Paulo, nos subsistemas elétricos delineados historicamente, já há a presença de certa uniformização no nível de tensão, que traz flexibilização até mesmo entre diferentes distribuidoras (nível de 88 kV).

LIGHT Ampliação da possibilidade de recurso entre alimentadores, com benefício mensurável através das reduções da energia não distribuída e da duração e frequência das interrupções no fornecimento de energia elétrica aos consumidores.

AES Brasil

R: Entende-se que embora alguns níveis de tensão MT e AT não estejam de acordo com os padronizados no Decreto nº 97.280/88, pode-se constatar que há flexibilidade operativa das redes nas empresas limítrofes que operam no mesmo nível de tensão. A padronização dos níveis em AT e MT em geral pode ser benéfica para as empresas (transmissão e distribuição) limítrofes e que necessitam operar no mesmo nível de tensão. Não foram identificados estudos que comprovem os benefícios que justifiquem a restrição somente aos valores estabelecidos no Decreto.

CEMIG Cemig: Para as tensões em média tensão, o entendimento é que o sistema interno da empresa sendo padronizado já irá resultar em ganho de escala, independente se as tensões adotadas estão ou não dentro das tensões padronizadas conforme decreto.

EDP A flexibilidade operativa é muito pequena, e ocorreria em apenas alguns casos específicos de intercâmbio emergencial entre agentes, o que é raro.

2.4. Para MT, os impactos nas tarifas de energia elétrica de uma eventual padronização podem ser elevados. Além dos aspectos já abordados nesta Nota Técnica, há elementos que possam justificar a padronização de redes de MT somente em 13,8 ou 34,5 kV?




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ABINEE

No nosso entender, deverá ser feito uma revisão dos impactos nas tarifas de energia elétrica para uma eventual padronização de tensões, pois entendemos que, num primeiro momento, o impacto poderá ser significativo, mas, considerando o passar do tempo e levando em conta todas as vantagens inerentes da padronização, nos diferentes custos, essas vantagens deverão ser consideradas para diminuir os impactos nas tarifas de energia elétrica, pois, como indicamos, há uma premente necessidade de revisar as tarifas elétricas na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica para que os custos sejam compatíveis com os dos países mais industrializados. A tarifa tem impacto direto nos custos de fabricação de diferentes equipamentos, diminuindo a competitividade dos mesmos, seja no mercado interno e, muito mais, no mercado externo. Evidentemente devem ser considerados os trabalhos existentes e, na medida do possível, ser revisados em sua abrangência para que a padronização de tensões não tenha impactos no incremento das tarifas de energia elétrica, pelo contrário, possam inclusive, em médio prazo, ter impacto positivo com a redução das tarifas nas diferentes etapas do processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Deveria também ser considerada que a maior parte do parque nacional de geração é hidráulica, muitos dos custos de implantação deste parque, pelo tempo de instalação, já devem ter sido amortizados. Isto também deve ser levado em conta em todo o processo de revisão de tarifas, inclusive a contribuição positiva de uma maior eficiência energética que contribui inclusive com a postergação de investimentos.

ELEKTRO Conforme respostas acima, não identificamos a necessidade de restringir as tensões de redes de MT.

CPFL Restringir a padronização de redes MT, para operarem apenas em 13,8 kV ou 34,5 kV, seria algo muito conservador, que representaria impactos significativos no sistema elétrico nacional, onerando todos os consumidores.

LIGHT Na hipótese da padronização em MT, essas duas tensões seriam viáveis pelos motivos já expostos.

AES Brasil

R: Entende-se que não há motivos válidos para restringir a padronização do nível de tensão a níveis de 13,8 ou 34,5kV. Conforme citado, tal padronização ainda representará significativos impactos na tarifa de energia elétrica, seja pelas necessárias adequações das redes elétricas, como pelos custos decorrentes das adequações nas instalações internas das unidades consumidoras, além das interrupções no fornecimento de energia e consequentes compensações.

CEMIG Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma resposta eficaz para este quesito.



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EDP Conforme comentado anteriormente, não identificamos a necessidade de restringir as tensões em 13,8 ou 34,5 kV, uma vez que o consumidor e o gerador não tem prejuízo em outras tensões tais como 11,4 ou 13,2 kV.

3. Cenários 3.1. Como devem ser estabelecidos os cenários para comparação dos impactos da padronização das tensões? Favor justificar.


ABINEE

Estamos partindo da premissa que deverá haver necessariamente uma padronização, em consequência, o cumprimento do Decreto nº 97.280. Preconizamos três cenários: • Situação atual; • Cumprimento do Decreto nº 97.280, estabelecendo as tensões nominais padronizadas em alta tensão, média tensão e baixa tensão; • Padronização de tensões na distribuição secundária em 220 V, para todo o território nacional. É fundamental a participação não somente do Ministério das Minas e Energia, da ANEEL, do ONS, da ABRADEE e dos fabricantes, mas também, pelo impacto que poderá ter a padronização de tensões na produção de equipamentos, é fundamental o comprometimento e participação da Casa Civil e dos diferentes Ministérios envolvidos direta ou indiretamente, visando uma redução dos custos da energia para uma maior competitividade do País e ganhos sensíveis para os consumidores. Também será fundamental a participação das diferentes agências reguladoras, das entidades de financiamento e das diferentes autarquias ligados aos diferentes Ministérios.

LIGHT Em princípio um único cenário mantendo as tensões atuais, eliminando aquelas que se pretende eliminar.

CEMIG

Cemig: Em relação aos cenários apresentados pela NT, verifica-se que existem também vários fatores a serem considerados, tais como: - depreciação; - disponibilidade de materiais, equipamentos, e mão de obra no mercado nos próximos anos; - necessidade de substituições de materiais e equipamentos associados aos



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equipamentos principais; - relação com as despesas operacionais; - relação com os consumidores; - a priorização dos cenários deverá levar em conta obras/programas em andamento;

EDP

Os cenários da análise devem envolver todos os agentes envolvidos: distribuidoras, transmissoras, geradoras, consumidores e fornecedores de equipamentos. Cada um tem o seu impacto operacional e econômico. A avaliação deve considerar a legislação tarifária vigente, sendo assim, é fundamental que os eventuais investimentos para adequação da tensão sejam considerados como um plano extraordinário, motivados por um caso fortuito. Consequentemente, as interrupções para as obras de adequação devem ser expurgadas na apuração dos indicadores de continuidade. Adicionalmente, por sua natureza extraordinária, este tipo de intervenção na rede não consta no histórico dos indicadores, que foram considerados no estabelecimento das metas dos mesmos. Existem outros custos atrelados a este tipo de obra, tais como as despesas para planejamento, projeto, contratação e divulgação aos usuários afetados. Adicionalmente, é necessário que estes investimentos sejam incorporadas à Base de Remuneração Regulatória sob uma ótica diferenciada, pois se tratam de obras com características diferentes das obras convencionais da distribuidora. Em outras palavras, não se pode compará-las com os limites de Componentes Menores - COM e Custos Adicionais - CA costumeiramente aceitos pela fiscalização da ANEEL.

3.2. No caso de se considerar quatro cenários, de acordo com as tensões a serem padronizadas, haveria a necessidade de inclusão de subcenários? Como eles deveriam ser formados?




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ABINEE Com os três cenários propostos no item 3.1, dependendo dos trabalhos a serem realizados, poderá haver a necessidade da inclusão de subcenários. Com a elaboração dos estudos dos cenários propostos, no momento oportuno poderão ser definidos os subcenários necessários para agilizar a implantação da padronização de tensões com o menor impacto possível nas tarifas para o consumidor final, sem perder de vista a eficiência energética do sistema.

LIGHT AT: 138kV e 69kV MT: 13,8 kV e 34,5kV BT: Trifásico: 380V/220V e 220V/127V – Monofásico: 230/115V

AES Brasil

R: A AES Brasil entende ser necessária a criação do subcenário formado pela inclusão no Decreto de alguns níveis de tensão já existentes. Este subcenário contemplaria as tensões já utilizadas onde a exclusão não é factível a ser adotado pelas empresas em virtude da inviabilidade de atendimento aos níveis de tensão estabelecidos no cenário principal em novas ligações ao sistema elétrico. Proposta de inserção de cenários na “padronização ANEEL” Cenário Principal Formação do cenário conforme padronização do Decreto nº 97.280: BT - Níveis de tensões de 220V/127V, 380V/220V, 254V/127V, 440V/220V, MT - Níveis de tensões de Distribuição primária 34,5 e 13,8kV, AT - Níveis de tensões de Transmissão e subtransmissão de 750, 500, 230, 138, 69, 34,5, 13,8kV Subcenário Formação dos subcenários a serem incluídos: BT - Níveis de tensões de: 208V/120V – Subsistema subterrâneo de distribuição secundário 230V/115V – Subsistema de distribuição secundário MT - Níveis de tensões de distribuição primária de: 21kV – Subsistema subterrâneo de distribuição primária 23,1kV – Subsistema de distribuição primária AT - Níveis de tensões de transmissão e subtransmissão de: 88kV – Subsistema de subtransmissão



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CEMIG Cemig: além das colocações feitas no item anterior, no caso de se considerar um quarto cenário, poderiam ser consideradas as substituições de equipamentos com tempo de operação superior ao tempo de depreciação regulatório.

EDP Os quatro cenários desenvolvidos são interessantes mas insuficientes, pelos motivos expostos no item anterior.

3.3. Qual ferramenta de análise dos critérios (relação custo-benefício, análise de multicritérios etc.) seria mais apropriada para a correta mensuração e comparação dos impactos positivos e negativos?


ABINEE As ferramentas para análise dos diferentes cenários e critérios deverão ser discutidas e estabelecidas de comum acordo entre todas as partes interessadas, através de seus representantes: Ministério das Minas e Energia, ANEEL, ONS, ABRAGE, ABRATE, ABRADEE, ABINEE, e outras, para que estes participantes definam a melhor ferramenta para análise dos diferentes cenários e critérios.

LIGHT Não há informação suficiente para responder.

CEMIG Cemig: sem contribuições

EDP

Entendemos que a análise que deve ser feita neste caso deve considerar os custos e benefícios para todos os agentes envolvidos (distribuidoras, transmissoras, geradoras, consumidores e fabricantes de equipamentos), a legislação setorial (tarifária e de qualidade, no caso das distribuidoras e transmissoras e de disponibilidade, no caso das geradoras), num período de longo prazo. O resultado das ações deve refletir o menor custo à sociedade.

4. Embasamento e formas de atuação



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4.1. A realização de projetos piloto de padronização das tensões poderia ser uma ferramenta efetiva para avaliar a necessidade e modo de atuação? Como deveriam ser implementados?


ABINEE Reiteramos que a padronização de tensões é uma necessidade. Em consequência poderemos ganhar etapas sem a realização de projetos pilotos e, sim, estabelecer o cumprimento do Decreto nº 97.280. Quanto ao cenário da tensão de 220V para todo o território do Brasil, é necessário o estabelecimento de critérios e metas, considerando que, em diferentes regiões e cidades do País, já temos uma única tensão de distribuição de energia em 220V.

LIGHT Sim, a realização de projetos piloto tem grande valia, pois permite avaliar o melhor modo de atuação. Estes projetos devem ser implementados prioritariamente em regiões de baixo adensamento de carga e com um razoável nível de possibilidade de manobras recursos na rede de MT.

AES Brasil R: Entende-se que a proposta contempla níveis de tensão já praticados, deste modo, o projeto piloto se faz desnecessário. Apenas, caberia um estudo mais detalhado e específico dos impactos das redes já existentes nas instalações das unidades consumidoras.

CEMIG Cemig: sim. Uma possibilidade a se avaliar é a atuação conjunta da ANEEL e outras entidades comprometidas com o tema, para implementação em uma ou mais empresas que possuam uma quantidade suficiente de instalações a serem modificadas, para serem implementado(s) o(s) projeto(s) piloto(s) com caso(s) real(is).

EDP

Os projetos piloto podem demonstrar, na prática, os problemas reais para a realização deste tipo de obra, quer seja na transmissão quanto na distribuição em alta, média e baixa tensão. Na nossa experiência, podemos adiantar a grande dificuldade em encontrar técnicos suficientemente treinados e em número adequado para fazer frente a este tipo de atividade particularmente sensível. É importante observar que a alteração da tensão deve ocorrer por circuito e qualquer problema em um consumidor ou equipamento pode comprometer a religação de todo o circuito, e consequentemente, com prejuízo estendido a todos os usuários conectados ao mesmo. Um caso



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clássico de dificuldade operacional é a alteração dos tapes dos transformadores de distribuição.

4.2. A realização de ações de P&D poderia ser uma ferramenta efetiva para melhor conhecimento do assunto? Caso positivo, que tipo de ações deveriam ser desenvolvidas?


ABINEE

Ações de P, D & I são importantes “inputs” para todo o processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, considerando fundamentalmente a utilização de produtos mais eficientes e contribuindo para menores perdas do sistema, resultando em economia em todo o processo e economia final significativa para os consumidores. Entretanto, não devemos ficar atrelados a ter uma política de P, D & I para fazer cumprir o decreto, e sim incentivar a P, D & I junto a todos os entes envolvidos no processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, para melhoria da competitividade do Brasil.

LIGHT

Sim,desejável. Um P&D sobre a matéria possibilitaria explorar com maior profundidade os rebatimentos decorrentes de um projeto de padronização das tensões. Um projeto desta natureza poderia ajudar a identificar as necessidades para a adaptação das estruturas da rede atual à padronização prevista, envolvendo inclusive os clientes, bem como explorar os possíveis ganho econômicos resultante do aumento de capacidade instalada e redução das perdas elétricas no sistema, quando da conversão.

AES Brasil

R: Entende-se que sim. Sendo importante contemplar (i) a análise das curvas de suportabilidade e suscetibilidade em regime permanente de distribuição de energia e sua relação com desgastes de equipamentos; e (ii) o tempo de vida útil dos equipamentos conectados nos diversos níveis de tensão e sua correlação com o tempo de substituição de equipamentos por outros com novas tecnologias.

CEMIG Cemig: ações ligados à projetos de P&D devem ser considerados, pois se forem planejadas e acompanhadas de maneira eficaz pelos órgãos envolvidos, notadamente a ANEEL, podem produzir fundamentos sustentáveis para suportar os benefícios e



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impactos já vislumbrados na documentação disponibilizada, dirimir as dúvidas suscitadas, além da possibilidade de se encontrar outros aspectos positivos para implantação da padronização com o mínimo de riscos. As ações de P&D poderiam ser implantadas também, nas instalações e equipamentos de uso final – residencial, comercial e industrial – para identificação e sedimentação de benefícios e minimização de riscos com a padronização ensejada.

EDP

Sim, em função da complexidade do assunto, tanto do ponto de vista metodológico quanto do ponto de vista prático, um Projeto de P&D Estratégico, se devidamente planejado e executado, poderá responder com mais propriedade as perguntas apontadas nesta consulta pública. Uma outra ação necessária e adequada para o caso é a realização, no âmbito do projeto de P&D, nos moldes do que foi realizado no Projeto de Redes Elétricas Inteligentes, de uma pesquisa de opinião junto aos usuários do sistema, de maneira a identificar a percepção dos mesmos frente aos custos e benefícios relacionados com este tipo de intervenção.

4.3. Há estudos realizados em outros países para avaliação da padronização das tensões? O que esses estudos concluem? Como podem ser aplicados à realidade brasileira?


ABINEE Em diferentes países, principalmente nos países europeus, há muito tempo já foi estabelecida uma padronização de tensões, que redunda necessariamente em benefícios intrínsecos para o processo. Poderemos também aproveitar a experiência de fabricantes que atuam no mercado internacional. Seria importante verificar os trabalhos existentes nos diferentes países, partindo sempre da premissa que, na medida do possível, deve dar-se o cumprimento imediato do Decreto nº 97.280.

LIGHT Não há informação suficiente para responder.

CEMIG Cemig: não se tem conhecimento de causa e dados suficientes para fundamentar uma resposta eficaz para este quesito.



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EDP Não identificamos trabalhos específicos a respeito, que sejam suficientes para avaliação na profundidade teórica que o assunto requer e que considere as reais dificuldades práticas para este tipo de obra.

4.4. Como a ANEEL deve interagir com outras instituições (INMETRO, ABNT, Ministérios) para melhorar a adequação entre os equipamentos eletroeletrônicos comercializados no país e as tensões nominais de distribuição?


ABINEE

Como indicamos nos itens 3.1 e 3.3, entendemos fundamental a participação das instituições antes citadas e a interação de entidades como INMETRO (para estabelecer programas de certificação de produtos na cadeia do processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, visando sempre uma maior eficiência energética), ABNT – CB 03/COBEI (revisão e elaboração das normas técnicas necessárias para a padronização de tensões e produtos), diferentes Ministérios e instituições / programas, como o PROCEL (inserir em seus programas a eficiência energética de todos os produtos envolvidos e na diminuição sensível das perdas no processo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica), para que o processo de padronização das tensões seja acelerado com impactos significativos numa maior eficiência energética e na redução dos custos da energia elétrica para o consumidor final. Ressaltamos que é muito importante o cumprimento na maior brevidade possível do Decreto nº 97.280 e o estabelecimento da padronização de tensão secundária, para todo o território nacional, em 220 V.

LIGHT Através de seminários, reuniões e, principalmente, grupos de estudos, envolvendo, além desses órgãos, representantes dos agentes do setor elétrico e de fabricantes.

CEMIG Cemig: Sugere-se uma aproximação técnica através da criação de grupos de discussão e análise, para tornar o tema mais claro, sedimentado por forças dedicadas e talvez com experiência suficiente para propor formas de implantação, mudanças no decreto e até mesmo sua revogação.

EDP O Projeto de P&D Estratégico citado anteriormente poderia incluir os agentes aqui citados.

II. Contribuições gerais



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ABRACEE

I. Introdução Por meio da Consulta Pública 009/2011, a Aneel apresenta constatações sobre possíveis impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, apresentando cenários distintos para padronização das tensões de distribuição de energia elétrica no Brasil e buscando contribuições da sociedade que possam subsidiar uma melhor análise por parte da área técnica da Aneel no que diz respeito a uma eventual uniformização das tensões. II. Considerações Iniciais A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) considera bastante pertinente a iniciativa da área técnica da Aneel, mais especificamente da Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), em submeter à consulta pública questionamentos que têm como objetivo aprimorar o entendimento sobre o que dispõe o referido decreto mediante avaliação dos benefícios decorrentes de uma possível padronização das tensões em termos da qualidade do fornecimento de energia elétrica, da eficiência energética de equipamentos, da possibilidade de redução de custos de produção de equipamentos, da confiabilidade da rede, assim como do impacto econômico que a aplicação desta possível padronização de tensão teria sobre os diversos agentes do setor elétrico. Ao longo do item II da Nota Técnica n° 0075/2011-SRD/ANEEL, a Aneel avalia que “as análises feitas pela Agência até o presente momento permitem criar um panorama do cenário nacional e estimar certos impactos da padronização de acordo com níveis de tensão. Entretanto, ainda são necessárias informações mais precisas acerca dos custos envolvidos, bem como formas de se estimar e mensurar os potenciais benefícios”. Apesar de a Aneel considerar necessárias informações mais precisas em relação aos custos e aos benefícios envolvidos, o material disponibilizado por meio dos anexos, como resultado do trabalho realizado pela consultoria contratada pela Agência, apresenta informações e constatações que, mesmo carecendo de maior precisão, sugerem a inviabilidade da padronização das tensões conforme disposta pelo Decreto nº 97.280. III. Considerações ABRACE No entendimento da Abrace, os números apresentados pela consultoria contratada pela Aneel em relação ao possível impacto econômico decorrente da padronização das tensões de distribuição de energia elétrica, mesmo que grosso modo, evidenciam a necessidade de uma quantidade de recursos que dificilmente justificaria os benefícios advindos de uma padronização em massa de toda a rede de distribuição de energia elétrica brasileira. Embora o Anexo I à Nota Técnica nº 0075/2011 apresente uma estimativa dos possíveis impactos tarifários para as tensões de fornecimento para cada uma das distribuidoras, faz-se necessária uma avaliação por outro ângulo, que compare o volume de recursos necessários com os investimentos já realizados pelas distribuidoras para que se possa ter uma ideia de quão representativos estes custos são. Por meio de um exercício bastante simples, nota-se que os recursos necessários para padronizar as tensões da AES Eletropaulo, por exemplo, são mais do que dez vezes maiores do que a média anual de investimentos realizados pela distribuidora nos últimos quatro anos. Para as distribuidoras CPFL Piratininga e Bandeirante, esses custos seriam da ordem de nove vezes os investimentos realizados anualmente por elas. A RGE e a CPFL Paulista teriam



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que dispender em torno de quatro vezes mais que a média de seus investimentos anuais realizados. Em alguns casos, os investimentos realizados pelas distribuidoras já consideram, por exemplo, a expansão da rede em função do Programa Luz Para Todos do Governo Federal. Mesmo que os números levantados pela consultoria não tenham o grau de precisão desejado, a ordem de grandeza obtida sugere que a padronização das tensões não apresenta viabilidade econômica, principalmente pelo fato de não haverem estimativas confiáveis de quais seriam os reais benefícios do processo. Logo, mesmo que a estimativa tenha sido superestimada, o volume de recursos necessários para se promover a padronização das tensões de distribuição de energia elétrica continuará sendo abundante. Está-se falando apenas nos custos estimados para a adequação das distribuidoras. Portanto, o montante de recursos necessário para a padronização das tensões em comparação com os investimentos realizados pelas distribuidoras será ainda maior quando inseridos os custos para adequação dos equipamentos e instalações das unidades consumidoras e também, em alguns casos, das transmissoras. IV. Considerações finais Considerando o que foi apresentado pela Aneel e pelos resultados das análises realizadas pela consultoria contratada pela Agência, e do que foi argumentado acima, a Abrace entende que a padronização das tensões de energia elétrica é inviável devido ao elevado volume de investimentos necessário para o referido processo. Aliado a esse fato, há que se considerar a dificuldade de serem mensurados os benefícios efetivos da padronização das tensões o que, por sua vez, impede uma análise adequada da situação. Portanto, a Abrace considera pertinente a manutenção do status quo no que diz respeito às tensões de distribuição de energia elétrica, de forma que não seja realizada nenhuma padronização de tensão.

CELESC

Contribuição da Celesc Distribuição S.A. para a Consulta Pública 009/2011 referente a análise dos impactos da aplicação do Decreto n. 97.280, de 16 de dezembro de 1988 (Padronização das tensões). Trata-se de Consulta Pública destinada ao recebimento de dados e contribuições para análise dos impactos junto às Concessionárias de energia elétrica, perante a aplicação do Decreto n. 97.280, de 16 de dezembro de 1988. Esse Decreto estabeleceu tensões nominais padronizadas para transmissão e subtransmissão de 750; 500; 230; 138; 69; 34,5; 13,8 kV, distribuição primária em redes públicas de 34,5 e 13,8 kV e distribuição secundária em redes públicas de 380/220 e 220/127 volts, em redes trifásicas; 440/220 e 254/127 volts, em redes monofásicas. Alguns níveis de tensão frequentemente utilizados não foram abrangidos pela legislação. Deste modo, para entender a sua adoção e adequação, substituindo os padrões atualmente utilizados, provocaria custos diretos excessivamente elevados e impraticáveis em pequeno e médio prazo.



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Assim, ante ao impacto ocasionado pela aplicação do Decreto n. 97.280/1988, a Celesc Distribuição S.A. – Celesc D. realizou levantamento das instalações elétricas analisando os aspectos econômicos, sociais e técnicos da eventual uniformização das tensões. A pesquisa permitiu concluir que seria impraticável mudar a tensão de 75% do total de KM de alimentadores e 65,7% dos transformadores de Distribuição da Celesc D., além de outros impactos causados ante a substituição da classe de tensão de 25 para 15 Kv, conforme abaixo demonstrado. IMPACTOS CAUSADOS À CELESC DISTRIBUIÇÃO S/A ANTE A SUBSTITUIÇÃO DAS INSTALAÇÕES DO SEP DA CLASSE 25 PARA A CLASSE 15 kV 1. Principais dificuldades para substituição da classe de tensão de 25 para 15 Kv: 1.1 Custos diretos extremamente elevados para a substituição de SE’s existentes e novas SE’s possivelmente necessárias em função do menor “alcance” da distribuição na classe 15 em relação a classe 25; 1.2 Dificuldades elevadas ou inviabilidade para a adequação e/ou construção de SE’s em função da falta de espaço, principalmente em áreas urbanas densamente povoadas; 1.3 Energia não distribuída e compensações financeiras a clientes advindas de desligamentos para a adequação de SE’s ou construção de novas SE’s, considerando-se interrupções do fornecimento de energia de em média quatro horas; 1.4 Custos diretos para a construção de novos alimentadores na classe 15, nus, compactos e subterrâneos; 1.5 Dificuldades e/ou inviabilidade da construção de novos alimentadores em função da falta de espaço em áreas urbanas ou do relevo acidentado em áreas rurais; 1.6 Energia não distribuída e compensações financeiras a clientes em função dos desligamentos necessários para a construção de novos alimentadores considerando-se interrupções do fornecimento de energia de em média quatro horas e vários desligamentos necessários para a conclusão de tais obras, 1.7 Energia não distribuída, custos diretos e de compensações financeiras para adequação das instalações de clientes hoje atendidos na classe 25,



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considerando-se desligamentos de até quatro horas; 1.8 Compensações financeiras em função dos desligamentos necessários para a transferência de clientes de baixa e média tensão para os novos alimentadores da classe 15; 2. Estimativa do Custo de Repotencialização do SDMT de 25kV para 15kV Resultado dos Cálculos A tabela a seguir faz uma aproximação da complexidade desta repotencialização, o que significaria mudar a tensão de 75% do total de KM de alimentadores e 65,7% dos transformadores de Distribuição da Celesc D.

Segmento Celesc 25 kV % em 25 kV

TT's (AT/MT) 233 106 45,5%

TD's 169.065 111.138 65,7%

AL's 732 331 45,2%

Km AL's Total 76.966 57.775 75,1%

Km Al Trifásico 34.514 21.565 62,5%

Destaca-se que para a repotencialização ser factível, mantendo-se o fornecimento de energia a todos os consumidores, se faz necessária a construção de novos alimentadores para remanejamento de carga e novas SE’s para suprimento destes alimentadores. A tabela a seguir apresenta a estimativa das ações e obras a serem realizadas para a repotencialização, bem como a estimativa dos custos envolvidos.

Ação/obra Quantidade Custo

Nova SE 138/35 kV 71 SE's R$ 627.763.960



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Nova SE 35/15 kV Urbana 91 SE's R$ 605.027.900

Nova SE 35/15 kV Rural 26 SE's R$ 106.403.199

Inst. Novo TT 138/15 kV 6 TT's R$ 30.341.124

Inst. Novo TT 138/34 20 TT's R$ 113.843.356

Troca TT 138/25 ->138/15 kV 91 TT's R$ 293.190.352

Nova LT 138 kV 426 km R$ 376.013.728 Novo AL 34 kV 3640 km R$ 290.652.362

AL 15 kV 9840 km R$ 694.925.892 END TT's/SE's/AL's 2 horas R$ 5.099.138

Recondutoramento p/ 336,4 CAA 8078,5 km R$ 185.084.671

Troca TD's 111138 TD's R$ 403.273.414 END TD's 2,5 horas R$ 16.140.634

Perdas AL (10 anos) 1957724,7 MWh R$ 199.687.918

DIC/FIC/DMIC R$ 3.262.741

Total: R$ 3.950.710.389 3. Perdas técnicas considerando a Repotencialização dos SDMT 25 kV para SDMT 15 kV A Celesc D. considera o processo de repotencialização do SDMT de 25 kV para 15 kV um grande equívoco. Pois, além dos custos astronômicos de engenharia, materiais e mão de obra, existem também os custos relativos às perdas técnicas que são, na mesma ordem, expressivos. Diga-se, ainda, que a energia dissipada é inversamente proporcional ao quadrado da relação entre a demanda do mercado e o nível de tensão, e conforme simulações, o valor de perda técnica decorrente da repotencialização proposta aumentaria em aproximadamente 2,8 vezes seu valor atual.



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Por fim, importante ressaltar que a Celesc D. é referência no que respeita as perdas técnicas, possuindo um dos menores índices dentre as concessionárias do setor de energia elétrica. Portanto, se forem adotadas as medidas de padronização das tensões previstas no Decreto 97.280/1988 acarretará impactos financeiros inexequíveis a esta Concessionária de Distribuição de energia elétrica. Além disso, o procedimento proposto criará um ônus significativo à tarifa de fornecimento de energia elétrica, contrapondo a um dos princípios basilares do modelo tarifário atualmente preconizado pela ANEEL, qual seja: a modicidade tarifária.

ABRADEMP

I. PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES DAS REDES DE BAIXA TENSÃO As redes de distribuição secundária (BT) da Empresa Luz e Força Santa Maria ,nossa associada, utilizam apenas tensões padronizadas de 220/127 volts, para redes trifásicas e 254/127 volts, para redes monofásicas. Pelos estudos até então realizados e considerações apresentadas na Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de 21/12/2011 e seus anexos, propomos que os níveis de tensão das redes distribuição secundária que devem ser padronizados sejam os mesmos estabelecidos pelo art. 1º do Decreto n° 97.280, de 16 de dezembro de 1988, ou seja, 380/220 e 220/127 volts, para redes trifásicas e 440/220 e 254/127 volts, para redes monofásicas. Estas tensões de distribuição atendem também a certificação compulsória de aparelhos eletrodomésticos e similares instituída pela Portaria INMETRO nº 371, que estabelece a necessidade de atendimento aos requisitos da norma ABNT NBR NM 60335-1 ou IEC 60335-1 – Requisitos Gerais e das normas de requisitos particulares da série ABNT NBR NM 60335-2-X ou IEC 60335-2-X. Em locais atendidos por redes secundárias 254/127 volts, somente cargas monofásicas 127 volts devem ligadas, garantindo a orientação dos dispositivos citados de que a tensão nominal para aparelhos monofásicos não deve ser superior a 250 volts. Nas redes secundárias monofásicas 254/127 volts da Empresa Luz e Força Santa Maria SA a maioria das cargas ligadas são em 127 volts, exceção apenas para as cargas de iluminação pública e motores que são ligados na tensão 254 volts. Mas a grande incerteza e insegurança sobre qual o valor adequado de repasse dos custos de padronização nas tarifas de energia elétrica de cada distribuidora indica que estudos complementares devem ser realizados de preferência em cada concessionária envolvida, utilizando recursos de P&D, quantificando os impactos nos indicadores de continuidade e qualidade de fornecimento, os custos com as adequações das instalações da distribuidora e com as instalações dos consumidores e informações mais precisas sobre a vida útil e a performance de aparelhos eletroeletrônicos e os benefícios com postergação de investimentos, caso existam. Na área de concessão da Empresa Luz e Força Santa Maria SA as tensões secundárias monofásicas 254/127 volts predominam na área rural em transformadores instalados nas propriedades, cujos consumidores se beneficiam principalmente da tensão 254 volts para atender motores de bombas e maquinários. Estudos mais criteriosos e a realização de projeto piloto de padronização das tensões poderão auxiliar a tomada de decisão para indicar quais os valores de tensão padronizada (BT) apresentariam maiores ganhos. II. PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES DAS REDES DE MÉDIA TENSÃO



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Na década de 1960, para atender ao aumento do consumo da área atendida, a Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. passou a contratar a compra de energia elétrica gerada pela Usina de Rio Bonito, no Rio Santa Maria de Vitória, município de Santa Leopoldina, ES, pertencente à Espírito Santo Centrais Elétricas S/A-ESCELSA. Essa interligação significou abundância de eletricidade, permitindo ampliar os serviços da Empresa e levar energia aos distritos de Colatina que eram: • Marilândia; • Alto Rio Novo; • São Gabriel da Palha; • Vila Valério; • Graça Aranha; • Novo Brasil; • Governador Lindenberg; • São Domingos; • Pancas. Em seguida, um grande programa de eletrificação rural foi realizado, tornando a Empresa Luz e Força Santa Maria S/A pioneira da eletrificação rural no Brasil e que, com o apoio do Programa Luz no Campo e, posteriormente, Luz para Todos, se tornou uma das primeiras distribuidoras a atingir a universalização total dos seus consumidores urbanos e rurais, tendo, atualmente, mais de 30% do seu mercado no atendimento de unidades consumidoras rurais. A tensão primária da Santa Maria era 11,4 kV e nesta tensão chegou-se a conclusão que seria econômica e tecnicamente inviável atender a todos estes distritos, com os recursos limitados na época. A alternativa mais viável se mostrou adotar a tensão de 25 kV que já vinha sendo adotada por algumas empresas no país com sucesso, sem a elevação significativa no custo das redes de distribuição primária e centros de transformação, razão pela qual adotamos esta tensão. O Decreto n° 97.280, de 16 de dezembro de 1988, não padronizou as tensões das redes de distribuição primária monofásicas, logo as redes monofásicas que derivam da tensão padronizada de 13,8 kV, ou seja, 7.967 volts, não têm a sua tensão padronizada como considerou o estudo contratado pela ANEEL. No Anexo I da Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de 21/12/2011, foram listadas tensões tais como 13.970, 13.337, 12.702, 7.621, 6.600, 6.582 e 6.300 volts, que identificamos como tensões de redes monofásicas que derivam de redes trifásicas de tensões nominais de 24,2, 23,1, 22,0, 13,2, 11,4 e 11,0 kV. Estudos mais criteriosos poderão indicar que os impactos com a padronização das tensões de distribuição primária (MT) em redes públicas requerida pelo Decreto n° 97.280 não trarão nenhum benefício para os consumidores. Exemplificamos a seguir os principais impactos, para o caso das redes de distribuição em MT da Empresa Luz e Força Santa Maria SA que utilizam as tensões não padronizadas 24,2 e 11,4 kV.



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II.1. Padronização da tensão 13,8 kV nas redes de 24,2 kV � Principais Impactos: Em subestações: - Substituição de 4 transformadores de força, todos com primário na tensão nominal de 69 kV e equipados com comutador sob carga, secundários em 24,2 e 11,4 kV, ventilação forçada e proteção própria : 01 potência 25/33MVA na SE Colatina, 01 potência 25/33MVA na SE São Silvano, 01 potência 25/33MVA na SE Angelo Frechiani e 01 potência 10/12,5MVA na SE São Roque; - Substituição de 2 transformadores de força, todos com primário na tensão nominal de 138 kV e equipados com comutador sob carga, ventilação forçada e proteção própria : 01 potência 15/20MVA e 01 potência 12/18MVA ambos na SE São Gabriel; - Substituição de 54 pára-raios 21 kV, 10 kA instalados na barras; - Substituição de 51 TP’s relação 13800/115 volts, classe 25 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno; - Substituição de todos os barramentos rígidos nus na tensão de 24,2 kV das subestações de Colatina, São Silvano, São Gabriel, Angelo Frechiani e São Roque; - Substituição de 18 chaves seccionadoras unipolares, classe 25 kV, uso externo, de saída dos transformadores de força, devido o aumento da corrente nominal; - Substituição de 9 TC’s dos cubículos de proteção geral das barras, classe 25 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno, devido o aumento da corrente nominal; - Substituição de todos dos cabos monopolares isolados para 25 kV de saída dos transformadores de força devido o aumento da corrente nominal; - Realização de novos estudos de proteção com a alteração dos níveis de curto circuito e correntes de carga para nova parametrização de relés; Nas redes de distribuição: - Substituição de 7.295 transformadores de distribuição monofásicos e 548 trifásicos ligados na tensão de 24,2kV; - Substituição de 9.182 pára-raios 21 kV; - Substituição de 17 bancos de capacitores, - Substituição de 13 bancos de reguladores de tensão, - Substituição de 32 TP’s uso externo 13.800/115V responsáveis pela tensão auxiliar dos religadores tripolares; - Desativação das 5 subestações rebaixadoras de 24,2 para 11,4 kV existentes, nas potências 10 MVA (2), 7,5 MVA (1), 5 MVA (1) e 4 MVA (1); - Redimensionamento de elos fusíveis; - Recondutoramento de vários trechos das redes primárias.



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Nas instalações de propriedade do consumidor : - Substituição de 3.385 transformadores de distribuição monofásicos e 1.660 trifásicos ligados na tensão de 24,2kV; - Substituição de 8.365 pára-raios 21 kV; - Substituição dos TC’s e TP’s de medição em média tensão das unidades consumidoras; - Substituição de capacitores instalados na MT nas instalações internas do consumidor; - Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras; - Projeto e construção de novos alimentadores de distribuição, com novos bays de saída de subestações para atender ao crescimento imediato de 75% na corrente dos alimentadores existentes pelo simples fato da redução da tensão nominal de fornecimento, com o objetivo de redistribuir as cargas para manter os níveis de regulação de tensão e de perdas atuais; - Comprometimento dos cronogramas das obras de expansão e melhoria já previstas para os sistemas de distribuição primária que devem ser reformuladas em função da necessidade de rearranjo dos circuitos e de criação de novos pela redução da tensão nominal de distribuição; - Elevação e transgressão dos indicadores de continuidade de fornecimento com reflexos nas pesquisas de avaliação da qualidade percebida pelo consumidor; - Aumento de tarifas; - Consequente aumento dos custos dos equipamentos, materiais e também de mão-de-obra pela obrigatoriedade de padronização de tensão para todos os sistemas elétricos existentes das distribuidoras em curto prazo. II.2. Padronização da tensão 13,8 kV nas redes de 11,4 kV Principais Impactos: Em subestações: - No caso de ser efetivada após a padronização da tensão de 24,2 kV para 13,8 kV somente 1 transformador de força deve ser substituído, com primário na tensão nominal de 69 kV e equipado com comutador sob carga, secundário em 11,4 kV, ventilação forçada e proteção própria, potência 10/12,5MVA na SE São Roque;



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- Substituição de 48 pára-raios 9 kV, 10 kA instalados na barras; - Substituição de 48 TP’s relação 6900/115 volts, classe 15 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno; - Realização de novos estudos de proteção com a alteração dos níveis de curto circuito e correntes de carga para nova parametrização de relés; - Substituição dos transformadores de força de 5 subestações rebaixadoras de 24,2 para 11,4 kV existentes, caso não se efetive a padronização da tensão de 24,2 kV, com potências 10 MVA (2), 7,5 MVA (1), 5 MVA (1) e 4 MVA (1); Nas redes de distribuição: - Substituição de parte dos transformadores de distribuição trifásicos instalados e que não possuem o tape 13,8 kV e dos monofásicos que não dispõe do tape de 7,97 kV a ser identificado em um estoque de 2.179 transformadores monofásicos e 745 trifásicos; - Substituição de 4.546 pára-raios 9 kV; - Substituição de 14 bancos de capacitores, - Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras Nas instalações de propriedade do consumidor : - Substituição de parte dos transformadores de distribuição trifásicos instalados e que não possuem o tape 13,8 kV e dos monofásicos que não dispõe do tape de 7,97 kV a ser identificado em um estoque de 1.464 transformadores monofásicos e 1.102 trifásicos; - Substituição de 8.365 pára-raios 9 kV; - Substituição dos TP’s de medição relação 6900/115 volts, classe 15 kV, das unidades consumidoras; - Substituição de capacitores instalados na MT nas instalações internas do consumidor; - Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras; - Elevação e transgressão dos indicadores de continuidade de fornecimento com reflexos nas pesquisas de avaliação da qualidade percebida pelo consumidor; - Aumento de tarifas; - Consequente aumento dos custos dos equipamentos, materiais e também de mão-de-obra pela obrigatoriedade de padronização de tensão para todos os sistemas elétricos existentes das distribuidoras em curto prazo. III. Conclusões Pela análise dos impactos apresentados na Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL e dos seus Relatórios (Anexos), a padronização das tensões das



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redes de distribuição de energia elétrica deve ser realizada somente na baixa tensão, com a manutenção dos níveis de tensão das redes de distribuição secundária padronizados pelo art. 1º do Decreto n° 97.280, após estudos mais aprofundados e criteriosos sobre a matéria. Entendemos que a padronização das tensões das redes de MT conforme estabelecido no Decreto n° 97.280 trará prejuízos enormes à sociedade e ao sistema elétrico. Neste caso, visando reduzir os impactos técnicos, sociais e econômicos, sugerimos a padronização dos seguintes níveis de tensão de distribuição primária em redes públicas: 34,5, 23,1, 13,8 e 11,4 kV em redes trifásicas e 19,919, 13,337, 7,967 e 6,582 kV em redes monofásicas.

EFLSM

I. PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES DAS REDES DE BAIXA TENSÃO As redes de distribuição secundária (BT) da Empresa Luz e Força Santa Maria SA utilizam apenas tensões padronizadas de 220/127 volts, para redes trifásicas e 254/127 volts, para redes monofásicas. Pelos estudos até então realizados e considerações apresentadas na Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de 21/12/2011 e seus anexos, propomos que os níveis de tensão das redes distribuição secundária que devem ser padronizados sejam os mesmos estabelecidos pelo art. 1º do Decreto n° 97.280, de 16 de dezembro de 1988, ou seja, 380/220 e 220/127 volts, para redes trifásicas e 440/220 e 254/127 volts, para redes monofásicas. Estas tensões de distribuição atendem também a certificação compulsória de aparelhos eletrodomésticos e similares instituída pela Portaria INMETRO nº 371, que estabelece a necessidade de atendimento aos requisitos da norma ABNT NBR NM 60335-1 ou IEC 60335-1 – Requisitos Gerais e das normas de requisitos particulares da série ABNT NBR NM 60335-2-X ou IEC 60335-2-X. Em locais atendidos por redes secundárias 254/127 volts somente cargas monofásicas 127 volts devem ligadas, garantindo a orientação dos dispositivos citados de que a tensão nominal para aparelhos monofásicos não deve ser superior a 250 volts. Nas redes secundárias monofásicas 254/127 volts da Empresa Luz e Força Santa Maria SA a maioria das cargas ligadas são em 127 volts, exceção apenas para as cargas de iluminação pública e motores que são ligados na tensão 254 volts. Mas a grande incerteza e insegurança sobre qual o valor adequado de repasse dos custos de padronização nas tarifas de energia elétrica de cada distribuidora indica que estudos complementares devem ser realizados de preferência em cada concessionária envolvida, utilizando recursos de P&D, quantificando os impactos nos indicadores de continuidade e qualidade de fornecimento, os custos com as adequações das instalações da distribuidora e com as instalações dos consumidores e informações mais precisas sobre a vida útil e a performance de aparelhos eletroeletrônicos e os benefícios com postergação de investimentos, caso existam. Na área de concessão da Empresa Luz e Força Santa Maria SA as tensões secundárias monofásicas 254/127 volts predominam na área rural em transformadores instalados nas propriedades, cujos consumidores se beneficiam principalmente da tensão 254 volts para atender motores de bombas e maquinários. Estudos mais criteriosos e a realização de projeto piloto de padronização das tensões poderão auxiliar a tomada de decisão para indicar quais os valores de tensão padronizada (BT) apresentariam maiores ganhos.



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II. PADRONIZAÇÃO DAS TENSÕES DAS REDES DE MÉDIA TENSÃO Na década de 1960, para atender ao aumento do consumo da área atendida, a Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. passou a contratar a compra de energia elétrica gerada pela Usina de Rio Bonito, no Rio Santa Maria de Vitória, município de Santa Leopoldina, ES, pertencente à Espírito Santo Centrais Elétricas S/A-ESCELSA. Essa interligação significou abundância de eletricidade, permitindo ampliar os serviços da Empresa e levar energia aos distritos de Colatina que eram: • Marilândia; • Alto Rio Novo; • São Gabriel da Palha; • Vila Valério; • Graça Aranha; • Novo Brasil; • Governador Lindenberg; • São Domingos; • Pancas. Em seguida, um grande programa de eletrificação rural foi realizado, tornando a Empresa Luz e Força Santa Maria S/A pioneira da eletrificação rural no Brasil e que, com o apoio do Programa Luz no Campo e, posteriormente, Luz para Todos, se tornou uma das primeiras distribuidoras a atingir a universalização total dos seus consumidores urbanos e rurais, tendo, atualmente, mais de 30% do seu mercado no atendimento de unidades consumidoras rurais. A tensão primária da Santa Maria era 11,4 kV e nesta tensão chegou-se a conclusão que seria econômica e tecnicamente inviável atender a todos estes distritos, com os recursos limitados na época. A alternativa mais viável se mostrou adotar a tensão de 25 kV que já vinha sendo adotada por algumas empresas no país com sucesso, sem a elevação significativa no custo das redes de distribuição primária e centros de transformação, razão pela qual adotamos esta tensão. O Decreto n° 97.280, de 16 de dezembro de 1988, não padronizou as tensões das redes de distribuição primária monofásicas, logo as redes monofásicas que derivam da tensão padronizada de 13,8 kV, ou seja, 7.967 volts, não têm a sua tensão padronizada como considerou o estudo contratado pela ANEEL. No Anexo I da Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL, de 21/12/2011, foram listadas tensões tais como 13.970, 13.337, 12.702, 7.621, 6.600, 6.582 e 6.300 volts, que identificamos como tensões de redes monofásicas que derivam de redes trifásicas de tensões nominais de 24,2, 23,1, 22,0, 13,2, 11,4 e 11,0 kV. Estudos mais criteriosos poderão indicar que os impactos com a padronização das tensões de distribuição primária (MT) em redes públicas requerida pelo Decreto n° 97.280 não trarão nenhum benefício para os consumidores.



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Exemplificamos a seguir os principais impactos, para o caso das redes de distribuição em MT da Empresa Luz e Força Santa Maria SA que utilizam as tensões não padronizadas 24,2 e 11,4 kV. II.1. Padronização da tensão 13,8 kV nas redes de 24,2 kV � Principais Impactos: Em subestações: - Substituição de 4 transformadores de força, todos com primário na tensão nominal de 69 kV e equipados com comutador sob carga, secundários em 24,2 e 11,4 kV, ventilação forçada e proteção própria : 01 potência 25/33MVA na SE Colatina, 01 potência 25/33MVA na SE São Silvano, 01 potência 25/33MVA na SE Angelo Frechiani e 01 potência 10/12,5MVA na SE São Roque; - Substituição de 2 transformadores de força, todos com primário na tensão nominal de 138 kV e equipados com comutador sob carga, ventilação forçada e proteção própria : 01 potência 15/20MVA e 01 potência 12/18MVA ambos na SE São Gabriel; - Substituição de 54 pára-raios 21 kV, 10 kA instalados na barras; - Substituição de 51 TP’s relação 13800/115 volts, classe 25 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno; - Substituição de todos os barramentos rígidos nus na tensão de 24,2 kV das subestações de Colatina, São Silvano, São Gabriel, Angelo Frechiani e São Roque; - Substituição de 18 chaves seccionadoras unipolares, classe 25 kV, uso externo, de saída dos transformadores de força, devido o aumento da corrente nominal; - Substituição de 9 TC’s dos cubículos de proteção geral das barras, classe 25 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno, devido o aumento da corrente nominal; - Substituição de todos dos cabos monopolares isolados para 25 kV de saída dos transformadores de força devido o aumento da corrente nominal; - Realização de novos estudos de proteção com a alteração dos níveis de curto circuito e correntes de carga para nova parametrização de relés; Nas redes de distribuição: - Substituição de 7.295 transformadores de distribuição monofásicos e 548 trifásicos ligados na tensão de 24,2kV; - Substituição de 9.182 pára-raios 21 kV; - Substituição de 17 bancos de capacitores, - Substituição de 13 bancos de reguladores de tensão, - Substituição de 32 TP’s uso externo 13.800/115V responsáveis pela tensão auxiliar dos religadores tripolares; - Desativação das 5 subestações rebaixadoras de 24,2 para 11,4 kV existentes, nas potências 10 MVA (2), 7,5 MVA (1), 5 MVA (1) e 4 MVA (1);



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- Redimensionamento de elos fusíveis; - Recondutoramento de vários trechos das redes primárias. Nas instalações de propriedade do consumidor : - Substituição de 3.385 transformadores de distribuição monofásicos e 1.660 trifásicos ligados na tensão de 24,2kV; - Substituição de 8.365 pára-raios 21 kV; - Substituição dos TC’s e TP’s de medição em média tensão das unidades consumidoras; - Substituição de capacitores instalados na MT nas instalações internas do consumidor; - Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras; - Projeto e construção de novos alimentadores de distribuição, com novos bays de saída de subestações para atender ao crescimento imediato de 75% na corrente dos alimentadores existentes pelo simples fato da redução da tensão nominal de fornecimento, com o objetivo de redistribuir as cargas para manter os níveis de regulação de tensão e de perdas atuais; - Comprometimento dos cronogramas das obras de expansão e melhoria já previstas para os sistemas de distribuição primária que devem ser reformuladas em função da necessidade de rearranjo dos circuitos e de criação de novos pela redução da tensão nominal de distribuição; - Elevação e transgressão dos indicadores de continuidade de fornecimento com reflexos nas pesquisas de avaliação da qualidade percebida pelo consumidor; - Aumento de tarifas; - Consequente aumento dos custos dos equipamentos, materiais e também de mão-de-obra pela obrigatoriedade de padronização de tensão para todos os sistemas elétricos existentes das distribuidoras em curto prazo. II.2. Padronização da tensão 13,8 kV nas redes de 11,4 kV Principais Impactos: Em subestações: - No caso de ser efetivada após a padronização da tensão de 24,2 kV para 13,8 kV somente 1 transformador de força deve ser substituído, com primário na



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tensão nominal de 69 kV e equipado com comutador sob carga, secundário em 11,4 kV, ventilação forçada e proteção própria, potência 10/12,5MVA na SE São Roque; - Substituição de 48 pára-raios 9 kV, 10 kA instalados na barras; - Substituição de 48 TP’s relação 6900/115 volts, classe 15 kV, com secundários para medição e proteção, uso interno; - Realização de novos estudos de proteção com a alteração dos níveis de curto circuito e correntes de carga para nova parametrização de relés; - Substituição dos transformadores de força de 5 subestações rebaixadoras de 24,2 para 11,4 kV existentes, caso não se efetive a padronização da tensão de 24,2 kV, com potências 10 MVA (2), 7,5 MVA (1), 5 MVA (1) e 4 MVA (1); Nas redes de distribuição: - Substituição de parte dos transformadores de distribuição trifásicos instalados e que não possuem o tape 13,8 kV e dos monofásicos que não dispõe do tape de 7,97 kV a ser identificado em um estoque de 2.179 transformadores monofásicos e 745 trifásicos; - Substituição de 4.546 pára-raios 9 kV; - Substituição de 14 bancos de capacitores, - Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras; Nas instalações de propriedade do consumidor : - Substituição de parte dos transformadores de distribuição trifásicos instalados e que não possuem o tape 13,8 kV e dos monofásicos que não dispõe do tape de 7,97 kV a ser identificado em um estoque de 1.464 transformadores monofásicos e 1.102 trifásicos; - Substituição de 8.365 pára-raios 9 kV; - Substituição dos TP’s de medição relação 6900/115 volts, classe 15 kV, das unidades consumidoras; - Substituição de capacitores instalados na MT nas instalações internas do consumidor; - Redimensionamento de elos fusíveis e novos estudos de proteção para ajuste de relés das unidades consumidoras; - Elevação e transgressão dos indicadores de continuidade de fornecimento com reflexos nas pesquisas de avaliação da qualidade percebida pelo consumidor; - Aumento de tarifas; - Consequente aumento dos custos dos equipamentos, materiais e também de mão-de-obra pela obrigatoriedade de padronização de tensão para todos os sistemas elétricos existentes das distribuidoras em curto prazo.



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III. Conclusões Pela análise dos impactos apresentados na Nota Técnica n° 0075/2011 – SRD/ANEEL e dos seus Relatórios (Anexos), a padronização das tensões das redes de distribuição de energia elétrica deve ser realizada somente na baixa tensão, com a manutenção dos níveis de tensão das redes de distribuição secundária padronizados pelo art. 1º do Decreto n° 97.280, após estudos mais aprofundados e criteriosos sobre a matéria. Entendemos que a padronização das tensões das redes de MT conforme estabelecido no Decreto n° 97.280 trará prejuízos enormes à sociedade e ao sistema elétrico. Neste caso, visando reduzir os impactos técnicos, sociais e econômicos, sugerimos a padronização dos seguintes níveis de tensão de distribuição primária em redes públicas: 34,5, 23,1, 13,8 e 11,4 kV em redes trifásicas e 19,919, 13,337, 7,967 e 6,582 kV em redes monofásicas.

ABRADEE

Apresentamos a nossa contribuição para algumas das questões apresentadas na Consulta Pública nº 009/11 que trata da análise dos impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988 (padronização das tensões). 1. Níveis de tensão que devem ser os padronizados Considerando que o sistema elétrico de distribuição já está consolidado, e que não foram identificadas motivações que justificam a alocação de investimentos nesta finalidade, sugerimos que sejam padronizadas as tensões atualmente utilizadas pelas distribuidoras, de forma a eliminar o possível conflito existente entre os valores constantes do art. 47 do Decreto nº 41.019/57 e a realidade dos sistemas de distribuição do país. Sugerimos adicionalmente que seja proposta a revogação do art. 47 do referido decreto, deixando a cargo da ANEEL a atribuição de estabelecer as tensões a serem utilizadas pelas distribuidoras. Embora fosse desejável a existência de uma quantidade mais reduzida das tensões em utilização, entendemos que a eliminação de alguma tensão utilizada atualmente poderia ser motivada por um das seguintes razões: (i) interesse da distribuidora, buscando a otimização do seu sistema de forma a facilitar a padronização de equipamentos, materiais, operação do sistema, etc., (ii) constatação da existência de problemas na utilização da energia que justifiquem esta providência, ou (iii) por determinação da ANEEL com base na identificação de vantagens que possam ser constatadas com a padronização. Na documentação apresentada nesta Consulta ainda não foi possível constatar a existência de problemas com a utilização das tensões existentes, que justifiquem uma eventual eliminação. Da mesma forma, não existem estudos conclusivos sobre as vantagens de uma padronização mais restrita das tensões utilizadas. Assim sendo, neste momento, restará a possibilidade de que a própria distribuidora venha a concluir pela conveniência de eliminação de alguma tensão atualmente utilizada. 2. Utilizações das mesmas tensões padronizadas em todo território nacional É inegável a conveniência que teríamos caso as tensões fossem as mesmas em todo território nacional. No entanto, como esta padronização demandará a aplicação de recursos vultosos, somente um estudo mais aprofundado sobre os benefícios que possam ser obtidos com tal padronização poderá concluir



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sobre a conveniência de tal padronização. Enquanto não possuirmos tal avaliação, entendemos que não se justifica a uniformização das tensões utilizadas no país. Finalizando, gostaríamos de sugerir que seja avaliada a possibilidade de constituição de grupo de trabalho com a participação de representantes das distribuidoras e outras entidades envolvidas com a questão, com vistas a aprofundar os estudos e identificar recomendações para a atuação dessa Agência.

MINISTÉRIO DA FAZENDA – MF/SAE

Assunto: Consulta Pública nº 09/2011 - ANEEL, referente ao recebimento de dados e contribuições para análise dos impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, que trata da padronização das tensões. 1 - Introdução 1. Em sintonia com os princípios de eficiência e publicidade que regem a administração pública, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou o Aviso de Consulta Pública nº 09/2011 no Diário Oficial da União, de 27 de dezembro de 2011. A agência procura obter subsídios e informações adicionais para análise dos impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, que dispõe sobre a padronização das tensões no setor. 2. A Nota Técnica nº 75/2011-SRD/ANEEL, de 21/12/2011, que subsidia a consulta pública, elenca os possíveis cenários decorrentes da uniformização das tensões. Por meio dela, a agência busca contribuições para melhor analisar os impactos econômicos, sociais e técnicos da implantação da medida. 3. A Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda (Seae/MF), em consonância com o objetivo traçado pela ANEEL, e nos termos de suas atribuições legais, definidas no Decreto nº 7.482, de 16 de maio de 2011, apresenta por meio deste parecer sua manifestação à audiência pública em questão, buscando, assim, contribuir para o aprimoramento do arcabouço regulatório do setor de energia elétrica. 2 – Da Análise 4. Preliminarmente, a Seae/MF congratula a ANEEL pela iniciativa de incentivar o uso de mecanismos que ampliem a participação da sociedade na discussão das normas do setor elétrico. As agências reguladoras, como todos os agentes que atuam em dado mercado, possuem uma visão incompleta e imperfeita das matérias objeto da tomada de decisão. O aprimoramento dos canais de comunicação com a sociedade, no âmbito dos processos de audiências e consultas públicas, permite a descoberta de falhas regulatórias que, de outra forma, dificilmente seriam



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percebidas. 5. Nesse contexto, a participação social é elemento chave para dotar de maior transparência a regulação, conferindo maior legitimidade às regras editadas e contribuindo para a potencial redução de falhas regulatórias, cujos efeitos nocivos não são prontamente captados pela agência reguladora. 6. Tendo em mira o aperfeiçoamento da regulamentação proposta, esta Secretaria faz algumas sugestões sobre os tópicos a seguir apresentados, seguidas das razões que motivaram cada uma das manifestações. 2.1 – Problema Identificado, Objetivo e Instituições Impactadas 7. A diversidade nos níveis de tensões nominais de distribuição de energia elétrica atualmente existentes no país tem sido responsável por diversas ineficiências no sistema. Tais ineficiências abrangem desde o aumento no custo de equipamentos para construção de redes e transformadores até a elevação de custos sobre a indústria de aparelhos eletroeletrônicos, a qual necessita projetar dispositivos para diferenciados níveis de tensão. 8. A falta de padronização reduz, ainda, o nível de flexibilidade operativa das distribuidoras, contribuindo para a perda de qualidade do serviço ofertado, além de exigir certo nível de conhecimento por parte do consumidor, sob pena de má utilização dos aparelhos elétricos. 9. Conforme exposto na nota técnica que subsidia a consulta, o problema é antigo e a tentativa de solucioná-lo remonta a 1957, ano de publicação do Decreto nº 41.019, que buscava padronizar tensões nominais no processo de novas instalações de serviço de energia elétrica. Posteriormente, novas tentativas de padronização foram realizadas pelo Decreto nº 73.080, de 5 de novembro de 1973. 10. Finalmente, o Decreto nº 97.280/1988 estabeleceu as seguintes tensões nominais padronizadas para o sistema elétrico brasileiro: • transmissão e subtransmissão: 750; 500; 230; 138; 69; 34,5; 13,8 kV ; • distribuição primária em redes públicas: 34,5 e 13,8 kV; e • distribuição secundária em redes públicas: 380/220 e 220/127 volts, em redes trifásicas; 440/220 e 254/127 volts, em redes monofásicas. 11. Tal decreto estabeleceu a obrigatoriedade de utilização das tensões padronizadas



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nos casos de “ampliação, reforço, melhoria e reforma de redes secundárias de distribuição que envolvam a instalação de transformador”. 12. Foi prevista, ainda, a flexibilização à padronização, a ser aplicada em dois casos: (i) uso de outras tensões para “troca de transformadores por avaria ou outras necessidades operacionais, enquadráveis no orçamento de despesas operacionais”; e (ii) uso de tensões nominais de transmissão, subtransmissão ou distribuição primária de energia elétrica diferentes das acima identificadas para “reforço ou extensão de linhas ou redes já existentes, desde que técnica e economicamente justificáveis”. 13. Tendo em vista as dificuldades para implementação das medidas previstas no Decreto nº 97.280/1988, em virtude dos impactos técnicos, sociais e econômicos que sua efetiva aplicação deve trazer para o sistema, a ANEEL contratou a elaboração de estudos para subsidiar a regulamentação efetiva da matéria. 14. Conforme expõe a Nota Técnica nº 75/2011-SRD/ANEEL de 21 de dezembro de 2011, que fundamenta a consulta em comento, o estudo realizado no período de maio a dezembro de 2010 deveria abordar os seguintes aspectos: “a) Levantamento da legislação atual e sua aderência à realidade dos sistemas de distribuição; b) Levantamento dos principais níveis de tensão existentes nas redes elétricas de distribuição de energia no Brasil; c) Estudo da compatibilidade dos equipamentos de baixa tensão existentes no mercado aos diversos níveis de tensão nominal de distribuição secundária; d) Estudo dos impactos técnicos e econômicos da padronização dos níveis de tensão de distribuição; e e) Elaboração das recomendações para regulamentação da padronização das tensões nominais de distribuição de energia elétrica”. 15. O estudo concluiu que mais de 12% das unidades consumidoras conectadas à rede de baixa tensão (BT) e quase 37% das instalações ligadas à média tensão (MT) são atendidas em níveis nominais não padronizados e que a padronização das tensões seria parte da solução para os problemas identificados. 16. Portanto, o objetivo da consulta pública em análise é fazer uma avaliação da



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implementação das medidas de unificação de tensão, tendo em vista os custos incorridos vis-avis os benefícios auferidos. 17. A depender das contribuições recebidas e de sua posterior análise de custos e benefícios, a ANEEL pode considerar os seguintes cenários possíveis acerca da regulamentação da matéria: • Nenhuma padronização; • Padronização de todas as tensões previstas no decreto; • Padronização somente de alta e média tensão; • Padronização somente de baixa tensão. 18. A partir do diagnóstico resultante dos estudos contratados, a ANEEL solicita contribuições da sociedade, que podem consistir de estudos, discussões metodológicas ou análise crítica dos elementos levantados pela nota técnica, com o intuito de melhor investigar os impactos da adoção de medidas de padronização de tensões. 19. Do exposto, constata-se que o problema a ser enfrentado e o objetivo da agência com a consulta pública estão claros, o que contribui para a participação da sociedade na forma desejada pelo regulador. 20. Por fim, é oportuno destacar os agentes afetados pela medida em debate são as empresas de distribuição e transmissão de energia elétrica, os consumidores de energia elétrica e a indústria de equipamentos eletroeletrônicos. 2.2 – Opções à Padronização das Tensões 21. Conforme acima mencionado, não há ainda definição pela ANEEL de qual alternativa, dentre as quatro por ela identificadas, seria a mais adequada para a regulamentação do Decreto nº 97.280/1988, sendo este um dos objetivos da consulta pública. 22. A avaliação das alternativas disponíveis e as razões que levarão a agência a optar por uma delas integram etapa importante no processo de formatação de normas regulatórias. Nesse contexto, julga-se pertinente que a ANEEL, ao explicitar a sua preferência, apresente os motivos que a levaram a preterir as demais opções. 2.3 – Dos Possíveis Impactos ao Bem-Estar Econômico 23. A análise relativa ao bem-estar econômico envolverá, inicialmente, a avaliação dos eventuais impactos da proposição sobre a concorrência. Posteriormente, outras



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conseqüências sobre a eficiência econômica serão investigadas. 2.3.1 – Impactos à Concorrência 24. Os impactos à concorrência serão avaliados por metodologia desenvolvida pela Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico - OCDE1. A metodologia consiste de um conjunto de questões a serem verificadas na análise do impacto de políticas públicas sobre a concorrência. O impacto competitivo poderia ocorrer por meio de: i) limitação no número ou variedade de fornecedores; ii) limitação na concorrência entre empresas; e iii) diminuição do incentivo à competição. As referidas questões e seus respectivos efeitos são descritos abaixo: 1º Efeito - limitação no número ou variedade de fornecedores, provável no caso de a política proposta: i) conceder direitos exclusivos a um único fornecedor de bens ou de serviços; ii) estabelecer regimes de licenças, permissões ou autorizações como requisitos de funcionamento; iii) limitar a alguns tipos de fornecedores a capacidade para a prestação de bens ou serviços; iv) aumentar significativamente os custos de entrada ou saída no mercado; v) criar uma barreira geográfica à aptidão das empresas para fornecerem bens ou serviços, mão-de-obra ou realizarem investimentos. 2º Efeito - limitação da concorrência entre empresas, provável no caso de a política proposta: i) controlar ou influenciar substancialmente os preços de bens ou serviços; ii) limitar a liberdade dos fornecedores de publicarem ou comercializarem os seus bens ou serviços; iii) fixar normas de qualidade do produto que beneficiem apenas alguns fornecedores ou que excedam o que consumidores bem informados escolheriam; iv) aumentar significativamente o custo de produção de apenas alguns fornecedores (especialmente no caso de haver diferenciação no tratamento conferido a operadores históricos e 1 Referência: OCDE (2007). Guia de Avaliação da Concorrência. Versão 1.0. Disponível em: http://www.oecd.org/dataoecd/15/43/39680119.pdf. Acessado em 21.07.2010. a concorrentes novos). 3º Efeito - diminuir o incentivo para as empresas competirem, provável no caso de a política proposta:



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i) estabelecer um regime de autorregulamentação ou de corregulamentação; ii) exigir ou estimular a publicação de dados sobre níveis de produção, preços, vendas ou custos das empresas; iii) isentar um determinado setor industrial ou grupo de fornecedores da aplicação da legislação geral da concorrência; iv) reduzir a mobilidade dos clientes entre diferentes fornecedores de bens ou serviços por meio do aumento dos custos explícitos ou implícitos da mudança de fornecedores. 25. Apontados os elementos que podem, potencialmente, reduzir a concorrência, conclui-se que a matéria analisada pode trazer constrangimentos concorrenciais e afetar de forma diversa empresas que competem entre si e que são atendidas por distribuidoras distintas (inciso iv do 2º efeito, acima listado). Para tanto, basta que a padronização imponha custos diferenciados às prestadoras do serviço público de distribuição de energia. Ademais, parte dos consumidores terá que realizar investimentos para adequar seus equipamentos elétricos para o novo nível de tensão, o que repercute no custo das empresas. 26. Desse modo, é possível inferir que empresas que atuam no mesmo mercado relevante, mas em diferentes áreas de concessão, tenham impactos diferenciados em seus custos operacionais e que, a depender da forma como será regulamentado o decreto, o ônus imposto aos consumidores pode assumir valores distintos. 27. Ao permitir a manifestação dos agentes potencialmente afetados pela norma, o mecanismo da consulta pública opera no sentido de impor o menor custo possível aos agentes regulados, pois possibilita que o regulador, no caso a ANEEL, leve tais aspectos em consideração no processo de regulamentação do tema. 2.3.2 – Dos Impactos ao Bem-Estar Econômico 28. Seguindo as melhores práticas regulatórias, a ANEEL apresentou os aspectos positivos e negativos acerca da padronização. 29. Dentre os aspectos negativos, a agência identificou: • Aumento nos valores das tarifas; • Custos decorrentes de trocas de equipamentos por parte dos consumidores; e • Deterioração dos indicadores de continuidade devido à realização dos trabalhos de padronização.



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30. Como aspectos positivos foram pontuados: • Uso mais adequado dos equipamentos eletroeletrônicos dos consumidores; • Redução de custos de produção dos equipamentos eletroeletrônicos devido à eliminação de barreira técnica (tensões nominais do equipamento) ao livre comércio; • Ganhos de escala na produção e comércio de produtos; • Redução de custos devido à padronização de equipamentos destinados às redes; • Aumento da flexibilidade operativa nos sistemas de distribuição de energia elétrica, possivelmente diminuindo interrupções no fornecimento de energia; e • Nos casos em que a padronização se dá pela elevação da tensão para um nível padronizado superior ao nível de tensão atual, possibilidade de redução de perdas técnicas, do carregamento das linhas – com aumento da capacidade e consequente postergação de investimentos – e diminuição das quedas de tensão. 31. No que concerne ao impacto tarifário, as informações disponibilizadas pela ANEEL apontam para aumento significativo nas tarifas. No cenário em que os investimentos são distribuídos uniformemente nos quatro primeiros anos, o aumento tarifário alcançaria entre 6,4% e 21,41% em 15 concessionárias (26% do total). Nesse sentido, é de se esperar que os benefícios oriundos da padronização alcancem uma dimensão tal que possam compensar os efeitos negativos proporcionados pela medida. 32. Também é oportuno mencionar que a elevação tarifária, em virtude do eventual problema concorrencial apontado na Seção 2.3.1, pode ter repercussões distributivas. A elevação do custo para algumas empresas que atuam em mercados relevantes nacionais ou internacionais pode fazê-las deslocar suas plantas de uma região para outra. Isso teria reflexo não só na geração de emprego e renda da localidade que perde a firma, como também poderia aumentar a tarifa dos consumidores do mercado regulado. 33. Ante a possibilidade de tal impacto, seriam louváveis iniciativas da ANEEL com foco nas seguintes direções: (i) minuciosa análise da monetização dos custos e benefícios de adoção da padronização de tensões; (ii) identificação de possíveis fontes de recursos capazes de



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promover estudos adicionais e contribuir para implementação das medidas; e (iii) apresentação dos resultados das análises conduzidas pela agência em posterior audiência pública. 34. Especificamente com relação ao segundo aspecto, sugere-se a avaliação pela agência de duas opções a serem empregadas como funding para viabilizar a medida em análise. A primeira é a utilização pelas concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica de recursos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) no aprofundamento de estudos direcionados à padronização de tensões. A segunda é a viabilização de alocação de parte dos recursos que as empresas devem despender com eficiência energética em projetos de padronização de rede. Isso porque, dentre os benefícios oriundos da padronização, a agência cita o aumento da eficiência energética no uso de equipamentos eletroeletrônicos. 3 – Conclusão 35. A partir do exposto neste parecer, considerando os potenciais efeitos negativos da padronização de tensões, e no intuito de colaborar com a iniciativa da ANEEL de colher sugestões dos diversos agentes interessados no tema, esta Secretaria sugere que a agência: (i) Quando da escolha da estratégia a ser seguida, explicite os motivos que a justificaram; (ii) Considere os aspectos concorrenciais e distributivos por ocasião da definição dos cenários passíveis de implementação; (iii) Demonstre para a sociedade que os benefícios superam os possíveis aspectos negativos da medida a ser tomada; 7 (iv) Avalie a pertinência de utilização de recursos com P&D na realização dos estudos acerca dos impactos da padronização das tensões; e (v) Caso decida por qualquer cenário que implique padronização de tensões, avalie a possibilidade de utilização dos recursos a serem despendidos com eficiência energética pelas empresas.

ELEKTRO Finalmente, registramos também nossa concordância com as contribuições da Abradee, do Grupo EDP, AES Brasil e CPFL Energia.



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CPFL Energia

Considerações Gerais Para esta Consulta Pública nº 009/2012, cujo mote foi de receber dados e contribuições dos agentes e sociedade para análise dos impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988 (padronização das tensões), as distribuidoras do Grupo CPFL Energia reiteram a contribuição feita pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE. Ressalta-se ainda o fato de que a padronização do nível de tensão em todo o território brasileiro traz impactos também para as transmissoras que suprem distribuidoras com tensões não padronizadas, fabricantes de equipamentos (com cargas lineares ou não) e até mesmo geradores conectados nos sistemas de distribuição, não mencionados na nota técnica disponibilizada. Ademais, a padronização de tensão nos sistemas de distribuição de energia elétrica, traz também custos para adequação das instalações das unidades consumidoras. Neste quesito resta a dúvida em relação a quem seria atribuído o custo e responsabilidade pela adequação de instalações particulares pertencentes aos consumidores. Cabe ressaltar também que, uma vez estabelecida a regulamentação da padronização de nível de tensão, para a adequação de todo o sistema nas tensões padronizadas, seriam necessárias inúmeras intervenções com consequentes desligamentos na rede elétrica. Este fato ponderaria muito os indicadores de continuidade coletivos, DEC e FEC. Historicamente, não houve um comando legal de tal magnitude que justificaria a composição destas referidas interrupções nas metas estipuladas para estes dois indicadores. Dessa forma, atenta-se para a mudança das condições normais de operação em pleno ciclo tarifário das distribuidoras. Uma vez que o componente Qualidade (Q) do Fator X leva em consideração o desempenho da distribuidora em relação às metas de DEC e FEC estipuladas pela ANEEL, e pode trazer impactos tarifários, seria necessário um comando para expurgo nestes indicadores das interrupções oriundas das obras relativas à padronização ou alteração do conceito do componente Q. Atualmente, vários subsistemas elétricos, com tensões não padronizadas, já apresentam grande grau de flexibilização até mesmo em se tratando de distribuidoras distintas, cita-se o exemplo da Grande São Paulo. Deixar de expandir o sistema elétrico nessas tensões para aumentar a capacidade de suprimento, a flexibilidade de operação, a confiança no sistema, entre outros, e investir em uma tensão não presente nestas áreas pode trazer um custo financeiro elevadíssimo. Em atenção aos custos decorrentes das obras relativas à padronização do nível de tensão por parte das distribuidoras, seria necessário considerar valores



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diferenciados para os limites regulatórios dos Componentes Menores – COM e Custos Adicionais – CA aceitos atualmente pela ANEEL no processo de formação da Base de Remuneração Regulatória – BRR. O Grupo CPFL Energia pondera também a questão de como tratar os ativos retirados do sistema elétrico, caso a padronização vier a ser efetivada, para os bens não depreciados. Estes ainda teriam sua remuneração e, com sua retirada, os consumidores seriam onerados acima do necessário, devido ao novo investimento desnecessário no mesmo local.

LIGHT A LIGHT SESA informa que corrobora com a contribuição da ABRADEE referente a esta Consulta Pública e entende que seria, sem dúvidas, a melhor opção para o setor e para a sociedade.

Eletropaulo

Introdução Em 27 de dezembro de 2011, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (“SRD”) da ANEEL, instaurou o processo da Consulta Pública nº 009/2011 que tem por objetivo receber dados e contribuições para análise dos impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988 (padronização das tensões). Em consonância com a agenda regulatória da SRD do ano de 2010, a ANEEL solicitou informações através do Ofício Circular nº 0014-2010-SRDANEEL para realização da avaliação dos impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16/12/1988, relativo à restrição de utilização de tensões diferentes daqueles estabelecidas no artigo 47 do Decreto nº 41.019, de 26/02/1957. Em resposta ao referido Ofício Circular a AES Eletropaulo e a AES Sul apresentaram os custos estimados para a realização das adequações necessárias à substituição de transformadores e das obras em redes de transmissão e distribuição pertencentes à distribuidora. No presente documento, a AES Brasil, tendo em vista a extrema relevância para as empresas distribuidoras de energia elétrica do país e com o propósito de que sejam analisados os aspectos técnicos e operacionais do atendimento aos consumidores, bem como os impactos tarifários decorrentes, apresenta sua contribuição acerca dos questionamentos apresentados pela SRD/ANEEL na Nota Técnica nº. 075/2011 e discorre sobre o tema na



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tentativa de estimular as discussões e propositar a obtenção de maiores subsídios que contribuam na apresentação de propostas alternativas à ANEEL. Vale ressaltar que durante esta fase de consulta pública, o Grupo AES Brasil se reserva o direito de, sempre que julgar necessário, reavaliar conceitos, complementando e/ou retificando a argumentação aqui contida. A seguir, apresentamos as principais considerações acerca da contribuição: Pontos adicionais para discussão • Implicações tarifárias (Método para reconhecimento dos investimentos) Considerando as premissas adotadas no Anexo II da Nota Técnica nº. 075/2011 – SRD/ANEEL (Relatório Analítico dos Impactos Econômicos da Padronização das Tensões Nominais) se verifica que: Não foi considerado na “receita requerida” o valor referente aos custos estimados para adequação das instalações dos consumidores (4ª coluna da tabela 3), o qual representa aproximadamente 60% (sessenta por cento) do valor da “receita requerida”; Não foram realizados estudos que apontem qual será o custo estimado para adequar as instalações das transmissoras de energia elétrica e das instalações de interesse restrito (Centrais Geradoras) de modo que estes também não estão sendo considerados na “receita requerida” das distribuidoras; Não foram realizados estudos que apontem qual o custo estimado referente às adequações indiretas, tais como, uso de geradores que impedem a parada de produção, ou infraestrutura necessária para remanejamento de linhas de grandes clientes, tais como o Metrô de São Paulo; A premissa adotada na alínea “j” do subitem 1.1 do item 1, prevê que os ativos a serem substituídos serão considerados 100% depreciados, desprezando o valor residual contábil do ativo caso a empresa não



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possua bens de massa 100% depreciados. Esta “perda” não está sendo considerada na composição da “receita requerida”; Para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica – 3CRTP foi considerado apenas 2 (dois) anos de depreciação conforme procedimento estabelecido na alínea “f” do item 1.2 • Implicações jurídicas e/ou regulatórias Impactos junto ao Ministério Público: Áreas em que, por determinação do Ministério Público, a distribuidora ficou impossibilitada de realizar obras (extensão de redes monofásicas para trifásicas, novas ligações ou quaisquer adequações); Processos Judiciais – Liminares e Ações de perdas e danos: Nos casos de adequação de tensão outrora realizados, verificou-se que alguns consumidores ingressaram com ações judiciais requerendo o ressarcimento decorrente de prejuízos causados pela perda de produção por paradas de máquinas, pelos custos oriundos das adequações nas instalações internas ou que ingressam com liminares impedindo a execução de obras para adequação das redes de distribuição; Impacto regulatório: Necessidade de definição quanto à responsabilidade pelas adequações nas instalações internas das unidades consumidoras. REN nº. 414/10 – Art. 27, inciso I “Obrigatoriedade: a) Observância, na unidade consumidora, das normas e padrões disponibilizados pela distribuidora (...) b) instalação, pelo interessado, quando exigido pela distribuidora, em locais apropriados de livre e fácil acesso, de caixas, quadros, painéis (...)

CEMIG

1) Introdução: O art. 1º do Decreto no 97.280, de 16 de dezembro de 1988, alterou o inciso III e o § 2º do art. 47 do Decreto no 47.019, de 26 de fevereiro de 1957, estabelecendo as seguintes tensões nominais padronizadas: - transmissão e subtransmissão: 750; 500; 230; 138; 69; 34,5; 13,8 kV



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- distribuição primária em redes públicas: 34,5 e 13,8 kV - distribuição secundária em redes públicas: 380/220 e 220/127 volts, em redes trifásicas; 440/220 e 254/127 volts, em redes monofásicas- A ANEEL através da Consulta Pública 009/2012, disponibilizou as constatações preliminares sobre os eventuais impactos da aplicação do Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, mostrando os possíveis cenários para padronização das tensões de distribuição de energia elétrica no Brasil, no sentido de buscar, por meio desta CP dados e contribuições dos agentes quanto aos impactos econômicos, sociais e técnicos da eventual uniformização das tensões. Entretanto, como a própria agência apresenta através da Nota Técnica 075/2011, não existem estudos conclusivos a respeito dos problemas com o uso de algumas tensões não padronizadas, bem como sobre as vantagens de uma padronização restrita às tensões estabelecidas pelo Decreto. A Cemig D entende que tendo em vista que o Sistema Elétrico já se encontra consolidado, e que a alocação de investimentos vultosos necessita de estudos mais consolidados além de prazo para a adequação do setor; apresenta como sugestão que sejam padronizadas também as tensões atualmente utilizadas, eliminando o conflito existente entre os níveis de tensão constantes no art. 47 do Decreto nº 41.019/57 e a realidade dos sistemas de distribuição do país. Adicionalmente, a eliminação de alguma tensão poderia ser motivada por interesse da distribuidora, buscando a otimização de seu sistema de forma a facilitar a padronização de equipamentos, materiais, operação do sistema, etc.; ou pela constatação da existência de problemas na no fornecimento e utilização da energia; 2) Dados da Cemig Em complementação às informações da Cemig D, apresentadas pela ANEEL no Anexo I da NT 075/2011, é importante mencionar outras instalações da Cemig em tensões diferentes das tensões padronizadas pelo Decreto. nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, quais sejam: LTs Ipatinga 1 – UHE Salto Grande e Ipatinga 1 – Ipatinga 2 161 kV que interligam instalações de Geração à Transmissão e Distribuição neste nível de



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tensão, instalações essas que possuem plano de modernização, contemplando a mudança do nível de tensão dos equipamentos correlatos para o nível de 138 kV, seja em G, T, e D, devido ao programa de modernização da Usina de Salto Grande. 1.967 Km de Linhas de Transmissão da Cemig GT em 345 kV, bem como instalações de Geração em 345, 300 e 289 kV (detalhados nas tabelas 1, 2, e 3).



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2.1 – Níveis de tensão de distribuição primária em redes públicas A Cemig D possui uma extensa rede de distribuição em tensão de 22 kV na região de Juiz de Fora, envolvendo ativos de Geração, Transmissão e Distribuição, esses últimos em escala significativa. PCHs em média tensão: · Anil – 34,5 kV;



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· Joasal – 23 kV; · Marmelos – 23 kV; · Martins – 34,5 kV; · Paciência – 23 kV; · Salto de Moraes – 33 kV; 2.2 – Níveis de tensão de distribuição secundária em redes públicas A Cemig D possui 609.000 transformadores monofásicos em tensões de 240/120 V. 3) Comentários 1) A alteração das tensões de distribuições para adequação ao Decreto nº 97.280, de 16 de dezembro de 1988, implicará em investimentos na troca de ativos tanto em usinas hidrelétricas, como em subestações de transmissão e de distribuição, além de LTs e redes de distribuição em várias regiões do estado de Minas Gerais. Tais investimentos serão significativos e a forma de sua realização, bem como de sua remuneração deverão ser equacionadas satisfatoriamente antes de qualquer ação a ser tomada pela ANEEL; 2) Observa-se que poderá ocorrer colapso no setor de energia durante a realização das substituições dos níveis de tensão, por falta de mão de obra e equipamentos e necessidade de aplicação de técnicas de engenharia adequadas ao grande volume de obras desta demanda – projeto, construção, operação e manutenção; 3) Associado a isto, existem vários programas em andamento, tais como obras para copa do mundo, melhoria e modernização da transmissão, obras para o PDD, novas licitação e novos acessantes. 4) Observa-se também a possibilidade de existência de instalações em níveis de tensão com dificuldades técnicas de operação e manutenção, segurança, qualidade, perdas e outros aspectos, onde seria interessante a análise e execução de ações pertinentes, de forma individual e que atenderiam à padronização da tensão ensejada. 5) Não fica muito claro como tratar as tensões de Geração, ou seja, as tensões da bobina dos geradores, tais como 2,2 kV; 4,65 kV; 6,6 kV, 16,5 kV, etc.



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Conclusão Diante do atual cenário nacional, fica cada vez mais evidente a inviabilidade da implantação de projetos em grande escala tais como seriam as obras para a padronização das tensões. A busca da eficiência deve prevalecer, e questões tais como segurança e confiabilidade devem estar atreladas às justificativas de tais investimentos. Além disto, é sabido que existem questões prementes a serem implementadas em médio e longo prazo no setor elétrico de distribuição, transmissão e geração. Neste contexto, verifica-se que o momento atual é de reformas estruturais para atender ao suprimento e à Copa de 2014, ensejando investimentos significativos para os próximos anos. Desta forma, a Cemig reitera sua posição para que sejam analisadas e padronizadas as tensões em uso no sistema elétrico nacional. Bem como, para sedimentar as discussões e fundamentar as mudanças propostas no decreto, sejam criados grupos técnicos de pesquisa, com o envolvimento de vários segmentos do setor elétrico.

EDP

3. CONSIDERAÇÕES FINAIS Em função das contribuições anteriores, fica claro que o assunto requer uma avaliação cuidadosa do Poder Público e do Regulador de tal maneira a garantir o princípio constitucional da administração pública da razoabilidade, proporcionalidade e, neste caso, principalmente da supremacia do interesse público. A legislação deve proporcionar mais benefícios do que custos à sociedade. Com relação à avaliação dos benefícios citados, cabe salientar que é necessário considerá-los no contexto da sociedade como um todo, e não somente os custos afetos à distribuidora e refletidos na tarifa. Cabe lembrar que o impacto ocorre também para os geradores conectados aos sistemas com tensões não padronizadas, para as transmissoras que suprem as distribuidoras com tensões não padronizadas e também para os fabricantes de equipamentos (eletrônicos, eletrodomésticos, etc.), cujos



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custos de readequação e de produção serão também impactados. Do ponto de vista técnico, é evidente que se trata de um problema de otimização de alocação de recursos, ou seja, em que medida se deve adequar os ativos de distribuição, transmissão e geração em contrapartida com a adequação das instalações dos consumidores e equipamentos consumidores de energia elétrica. A partir desta análise de confrontação dos benefícios e custos globais para a sociedade, caso seja constatada uma falha de mercado, pode-se estabelecer uma política pública específica para direcionar as decisões dos agentes em direção ao ótimo global. Fica evidente que, um eventual plano em massa para alteração das tensões nominais do sistema constituirá um caso fortuito, cuja motivação seria baseada por força de um regulamento superveniente às condições normais de investimento das concessionárias. Portanto, as interrupções decorrentes das obras para alteração da tensão devem ser expurgadas na apuração dos indicadores de continuidade. Com relação à legislação tarifária, será necessário também considerar valores diferenciados para os limites regulatórios dos Componentes Menores – COM e Custos Adicionais – CA aceitos pela ANEEL no processo de formação da Base de Remuneração Regulatória – BRR. No caso de uma eventual necessidade de alteração das instalações do consumidor (em particular, daqueles atualmente atendidos em 88 kV), os custos para adequação de suas instalações devem ser de responsabilidade integral do consumidor. Por outro lado, apesar do Decreto determinar a padronização da tensão de fornecimento somente das unidades consumidoras, os geradores conectados em sistemas com tensão não padronizada serão impactados por conseguinte. Nestes casos, considerando que as condições iniciais para a sua constituição como agente gerador e conexão ao sistema elétrico ocorreu na tensão disponível à época, entendemos que todo



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eventual custo de alteração em suas instalações não deve ser de responsabilidade dos mesmos. Finalmente, registramos também nossa concordância com a contribuição da ABRADEE.

agÊncia nacional de energia elÉtrica - aneel.gov.br · sobre a eventual alegação de prejuízos...

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