duke energy guia do cliente

202
Guia do Cliente Livre

Upload: danlorena

Post on 12-Jul-2016

227 views

Category:

Documents


4 download

DESCRIPTION

Guia mercado livre

TRANSCRIPT

Page 1: Duke Energy Guia Do Cliente

Guia do Cliente Livre

Page 2: Duke Energy Guia Do Cliente

2

Page 3: Duke Energy Guia Do Cliente

2 3

Guia do Cliente Livre

Page 4: Duke Energy Guia Do Cliente

Introdução

1

Page 5: Duke Energy Guia Do Cliente

5

A compra de energia elétrica na condição de “Cliente livre” implica na possibilidade de obter contratos compatíveis com as efetivas necessidades do comprador, com as suas diretrizes de gerencia-mento de consumo e com preço estável da energia elétrica.

De qualquer forma, é indispensável que o cliente, ao tomar a deci-são de ser livre, disponha de uma estratégia na utilização da ener-gia elétrica e de adequadas informações, tanto em termos de pers-pectiva de preços como de disponibilidade.

O objetivo do GUIA DO CLIENTE LIVRE é fornecer estas informações básicas, necessárias ao processo decisório.

A presente versão do GUIA DO CLIENTE LIVRE apresenta uma visão sintética, porém abrangente, do setor brasileiro de energia elétrica, em particular em relação aos interesses dos “clientes potencial-mente livres” e dos “clientes livres”.

A apresentação de um histórico e das reformas setoriais implanta-das a partir de 1995 são consideradas de interesse para o melhor entendimento do presente momento do setor de energia elétrica.

O “GUIA DO CLIENTE LIVRE” contém informações que se destinam a apresentar uma visão básica dos assuntos tratados, expostos de forma simplificada e resumida. Recomenda-se aos interessados um aprofundamento dos conhecimentos mediante análise da regu-lamentação oficial. A DUKE ENERGY INTERNATIONAL, GERAÇÃO PARANAPANEMA S.A., não se responsabiliza pela utilização ou ci-tação das informações aqui apresentadas, sejam quais forem as finalidades das mesmas.

Page 6: Duke Energy Guia Do Cliente

Histórico do setor Elétrico

2

Page 7: Duke Energy Guia Do Cliente

2.1 As primeiras iniciativas2.2 A evolução da potência instalada2.3 Crises no setor

Page 8: Duke Energy Guia Do Cliente

8

2.1 As primeiras iniciativas

No início de 1879, D. Pedro II concedeu a Thomas Edison o privilégio de introduzir em nosso país os aparelhos e processos inventados pelo engenheiro norte-americano para a utilização da luz elétrica, que o imperador conhecera na Exposição de Filadélfia três anos antes. Era intenção de D. Pedro II que esses inventos fossem logo introduzidos no Brasil.

Ainda em 1879 foram acesas as primeiras lâmpadas visando a iluminação da Estação da Corte da Estrada de Ferro D. Pedro II, utilizando energia de um gerador localmente instalado.

Em 1881, a Diretoria Geral dos Telégrafos instalou 16 1âm¬padas e dois geradores num trecho do jardim do Campo da Aclamação (atual Pra¬ça da República), no Rio de Janeiro.

A hidrelétrica de Ribeirão do Inferno, construída em 1883, foi a primeira usina elétrica do Brasil e destinou-se ao uso privativo de uma mineradora, em Diamantina (MG).

A energia elétrica de utilidade pública foi implantada em 1883. A cidade de Campos, no Estado do Rio de Janeiro, foi a primeira a receber iluminação pública com a instalação de 39 lâmpadas, suprida por uma usina termelétrica com potência de 25kW, dotada de 3 “dínamos”.

Em 1887, foi instalado o sistema de iluminação em Porto Alegre, com suprimento por uma termelétrica de 160kW.

A primeira usina hidrelétrica para serviço público, no Brasil, foi a Marmelos-Zero construída no Rio Paraibuna, na região de Juiz de Fora (MG), com potência de 250kW, e entrou em operação em 1889.

A “São Paulo Railway Light and Power Company”, autorizada a operar no Brasil em 1899, se desenvolveu rápida e notavelmente, o mesmo acontecendo com a “Rio de Janeiro Tramway Light and

Page 9: Duke Energy Guia Do Cliente

9

Power Company”, constituída em 1904, ambas sob controle de capital canadense.

No início a energia elétrica era obtida pela Light numa usina termelétrica na rua São Caetano, com 1.000 kW de capacidade instalada.

Em setembro de 1901, a Light inaugurou a usina hidrelétrica de Parnaíba (atual Edgard de Souza) no rio Tietê, a 33 km de São Paulo, com uma capacidade inicial de 2.000 kW e logo ampliada (1903) para 4.000 kW.

Em 1908 a Light inaugurou, para atender o Rio de Janeiro, a Usina de Fontes em Piraí. Com capacidade instalada de 24 MW, a referida usina era, na ocasião, a maior usina hidrelétrica do Brasil e uma das maiores do mundo.

Em 1910 várias cidades do interior de São Paulo já contavam com serviços de energia elétrica, como: Campinas, Rio Claro, Ribeirão Preto, Araraquara, Sorocaba, Piracicaba, Botucatu, Jaú, São Manoel, Bragança Paulista, Guaratinguetá etc.

Em 1920 o número de empresas no Brasil chegava a 320.

Diante do grande crescimento da demanda, a São Paulo Light resolveu construir a usina de Cubatão (atual Henry Borden). O “Projeto da Serra” era composto da usina (no sopé da serra), de um sistema de barragens e reservatórios destinados a represar as águas dos rios Grande e das Pedras e de tubos adutores, pelos quais a água caia de uma altura de mais de 700 metros. A usina entrou em funcionamento em outubro de 1926, com 28.000 kW ins¬talados. Posteriormente a usina foi ampliada, chegando a 76.000 kW. Com as posteriores obras de retificação e reversão do rio Pinheiros a capacidade foi ampliada para 880 MW.

No período pós guerra (1945), várias empresas estatais (federais e estaduais) foram criadas para investir na expansão da geração e dos demais sistemas.

Page 10: Duke Energy Guia Do Cliente

10

2.2 A evolução da potência instalada

Em 1900, o Brasil possuía uma potência instalada de 12MW, sendo 6,5MW gerados por 6 termelétricas e 5,5MW gerados por 5 hidrelétricas.

Em 1950, a evolução da potência instalada chegou a 1.883MW, com 347MW produzidos por 987 usinas termelétricas e 16 usinas mistas, e 1.536MW gerados por 1.089 hidrelétricas. Já nesse ano, a parcela hidrelétrica representava 82% da capacidade instalada.

Em 2001, transcorridos 50 anos, a potência instalada alcançou 72.810MW constituída por 61.555MW de geração hidrelétrica (mantidos os 82%), 6.944MW de geração termelétrica e 1.966MW de geração nuclear. Adicionalmente, havia ainda 5.500MW importados de Itaipu, mais 1.150MW de outras importações.

Ao final de maio de 2015, segundo a ANEEL, o Brasil dispõe de 4.386 empreendimentos de geração em operação, totalizando 136.775,90 MW de potência fiscalizada. (a potência outorgada é de 140.838,17 MW). O total acima não inclui 7.000 MW da parte paraguaia de Itaipu.

Da capacidade instalada, 65,79% são de hidrelétricas.

2.3 Crises no setor

A primeira grande crise de energia ocorreu no período de 1924 a 1925, em São Paulo, devido à falta de chuvas, que interferiu no volume de águas do Rio Tietê, afetando a geração de energia.

Durante dez anos (1937 a 1947), a expansão da geração de energia no Brasil foi afetada pela II Guerra Mundial e, entre os anos de 1950 a 1955, a situação foi agravada pela falta de investimentos, aliada

Page 11: Duke Energy Guia Do Cliente

Tipos de Usinas em Operação

10 11

a um longo período de escassez de chuvas em toda a Região Sudeste, ocasionando racionamentos em São Paulo, Rio de Janeiro e Minas Gerais.

No início da década de 1950, com as tarifas de empresas privadas contidas, disto decorrendo adversas condições de investimentos privados para cobrir necessidade acumulada de expansão do setor elétrico, a tendência do momento político e econômico do país foi a concentração de esforços governamentais. Com a criação da Eletrobrás (Centrais Elétricas Brasileiras), em 1961, nas décadas de 1960 e 1970 houve um processo de desenvolvimento baseado

Junho de 2015

Potência Quantidade Fiscalizada (kW) % em 2015 % em 2011

Hidrelétricas Convencionais 201 84.853.838 62,04 82,20

PCHs 476 4.802.494 3,51 1,14

Mini centrais hidrelétricas 497 327.156 0,24 _

Termelétricas 2.603 38.762.681 28,34 14,00

Nucleares 2 1.990.000 1,45 2,63

Eólicas 272 6.024.549 4,4 0,03

Fotovoltáicas 317 15.179 0,01 _

TOTAL 4.368 136.775.897 100 100

Page 12: Duke Energy Guia Do Cliente

12

em iniciativas estatais sob financiamento de organismos financeiros nacionais e internacionais e de recursos de consumidores (imposto único e empréstimo compulsório).

Já no início da década de 1980, o planejamento do setor elétrico tornou-se um campo de estudos de maior complexidade.

Paralelamente, configurou-se uma nova fase de escassez de recursos financeiros, aliada aos longos períodos exigíveis para a construção e início de operações de hidrelétricas.

Praticamente todos os segmentos do setor elétrico eram de propriedade pública (federal e estadual, no caso de geração e transmissão; estadual e municipal, no caso de distribuição e comercialização), sendo que apenas 0,1% dos ativos de geração e/ou distribuição eram explorados por pequenas empresas privadas de âmbito municipal.

Entre 1970/1996, configurava-se um horizonte crítico para o setor elétrico. Profundas transformações na estrutura produtiva e no grau de urbanização do país aumentaram o consumo brasileiro de energia elétrica em taxas elevadas e bem superiores às da população. Nesse período, a taxa média de crescimento demográfico foi de cerca de 2% ao ano, enquanto o consumo de energia elétrica cresceu a uma taxa média próxima de 8% ao ano, com o consumo per capita evoluindo de 411,6 KWh para 1.723,4 KWh.

Esse crescimento foi bastante superior ao da economia que, entre 1970 e 1996, cresceu em torno de 4,5% ao ano. Evidenciava-se um risco de déficit, vinculado ao cumprimento rigoroso de um cronograma de implantação de unidades geradoras, com datas firmes de entrada em operação e que exigiriam valores de investimentos no período 1996/2000 bem superiores aos realizados nos anos anteriores.

Page 13: Duke Energy Guia Do Cliente

12 13

O setor elétrico brasileiro não dispunha dos recursos financeiros necessários para o aumento da produção, uma vez que os Governos Estaduais e Federal haviam esgotado sua capacidade de financiamento e endividamento, tornando estratégico o investimento privado e resultando na Reforma do Setor Elétrico, iniciada em 1995.

Em paralelo, a nova Constituição Federal, promulgada em 1988, passou a exigir licitações para as novas concessões e permissões de serviços públicos. A regulamentação das licitações de concessões e permissões de serviços públicos só veio a ser definida com a Lei nº 8.987 de 1995. Como consequência desta situação, os investimentos na ampliação da geração estiveram praticamente estagnados durante grande parte da década de 1990.

Na segunda metade da década de 90 e início da década de 2000, o sistema de geração (predominantemente hidrelétrico) foi operado com uma utilização intensa dos reservatórios das usinas, muitas vezes considerando-os como se fossem de regularização anual e não plurianual.

Diante do risco de uma crise de abastecimento, o Governo Federal tentou implementar uma série de medidas, todas elas mal sucedidas, com o objetivo de evitar ou pelo menos aliviar a deterioração da situação energética, dentre as quais:

n gestões da Eletrobrás, em meados de 1999, procurando identificar e contratar geração emergencial, especialmen-te usinas térmicas montadas em barcaças, visando com-pensar parte do atraso antevisto de Angra II;

n instituição do PPT - Programa Prioritário de Termoelétri-cas, apresentado como a solução para evitar uma crise de abastecimento;

Page 14: Duke Energy Guia Do Cliente

14

n realização de leilão pela ASMAE, definido pela ANEEL em 21 de dezembro de 2000, pela Resolução nº 560, visan-do contratar suprimento adicional de energia elétrica no período de 2001 a 2003, num montante de, no máximo, 2.500 MW a um preço inferior ou igual a R$ 95,41 por megawatt/hora.

O sistema passou a contar com a necessidade de que todos os anos fossem “chuvosos” para recuperar parcialmente os níveis dos reservatórios. Em 2000 admitia-se que o próximo período de chuvas deveria atingir pelo menos 80% da média histórica para que o sistema não enfrentasse problemas. Mas sabia-se que a probabilidade de ocorrência de uma vazão abaixo de 80% da média era muito alta, de quase 30%.

Em 2001, a média de chuvas no Sudeste ficou em 70% no mês de janeiro e em 64% no mês de fevereiro. No Nordeste, a média foi de 70% em janeiro e 35% em fevereiro.

Em maio de 2001 os cálculos do ONS indicaram a necessidade de redução substancial e imediata do consumo de energia elétrica no País como única forma de impedir o completo esvaziamento dos reservatórios e de assegurar a passagem pelo período seco que viria a seguir.

Diante da crise, o Governo Federal criou, em 10 de maio de 2001, a GCE - Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, sendo a ela atribuídos poderes extraordinários, inclusive o de tomar decisões imediatas, em caráter de última instância, sobre temas cuja competência pertencia ao Poder Executivo.

O governo federal optou por não impor um racionamento através de cortes de cargas setoriais ou regionais, implantando medidas que atribuíam aos consumidores a missão de reduzir os seus consumos.

Page 15: Duke Energy Guia Do Cliente

14 15

As metas de redução de consumo foram baseadas no consumo individual para os meses de maio, junho e julho do ano anterior (2000). Para forçar o atendimento das metas, o Governo estabeleceu um regime de “sobretarifa” para aqueles que ultrapassassem suas metas e de bônus para aqueles que economizassem mais.

Cada consumidor teve direito de decidir quando e como cumpriria suas metas de redução do consumo. Foram fixadas metas razoavelmente flexíveis, procurando proteger o pequeno consumidor e alguns setores produtivos.

As metas de redução de consumo foram de 20% para os consumidores residenciais com consumo superior a 100 KWh/mês e para os consumidores comerciais. Para os consumidores industriais a meta de redução foi de 20% a 25%.

As empresas que conseguiram economizar mais do que lhes fora estabelecido pela meta puderam vender seus direitos de consumir para outras empresas, criando um mercado que operou satisfatoriamente.

O racionamento, conjugado com a crise econômica da Argentina e com a crise internacional constatada na segunda metade de 2001, principalmente depois dos eventos de 11 de setembro, fez com que o crescimento do PIB, em 2001, tenha se limitado a 1,5% contra o crescimento de quase 4,5% no ano anterior.

Em 28 de fevereiro de 2002, com os reservatórios em considerável processo de recuperação, foi encerrado o racionamento. A energia economizada pelos consumidores durante o período de restrição do consumo foi superior a 38 milhões de MWh.

Com a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, em 2004, o Governo Federal procura evitar o desabastecimento do mercado de energia elétrica. Para isto o Comitê acompanha a evolução do mercado consumidor, o desenvolvimento dos programas de obras e a situação dos reservatórios de hidrelétricas.

Page 16: Duke Energy Guia Do Cliente

16

Importante destacar que o parque gerador brasileiro continua sendo predominantemente hidrelétrico. Entretanto as novas grandes usinas estão sendo construídas sem reservatórios de regularização plurianual, isto é, capazes de armazenar água nos anos chuvosos para utilizá-la nos anos secos. Tal circunstância torna o sistema cada vez mais dependente da disponibilidade de usinas termelétricas, capazes de completar as necessidades de geração em anos menos chuvosos, porém com elevados custos unitários.

A partir do segundo semestre de 2012 o sistema hidrelétrico apresentou sintomas de possível início de período seco. Em 2013 os sintomas se confirmaram e em 2014 e 2015 a baixa pluviosidade provocou uma importante redução dos níveis dos reservatórios.

A crise decorrente teve vários aspectos, atingindo especialmente os geradores hidrelétricos, as empresas distribuidoras, muitos consumidores livres e, em 2015, os consumidores cativos das distribuidoras.

Em setembro de 2012 o Governo Federal adotou uma série de medidas que objetivavam a redução de tarifas pagas pelos consumidores de energia elétrica. Isto foi feito através da Medida Provisória 579 (posteriormente convertida na Lei 12.783/13).

No citado ano de 2012 venceram vários contratos de venda de energia de geradoras para distribuidoras. Uma parte importante da energia destes contratos (mas não toda) foi substituída pelo direcionamento às distribuidoras, mediante cotas, da energia produzida pelas usinas hidrelétricas que tiveram seus contratos de concessão prorrogados em 2012.

Em decorrência da opção do MME de não realizar, em 2012, um leilão de energia de empreendimentos existentes, as distribuidoras iniciaram o ano de 2013 sem contratos suficientes para atender seus mercados.

Page 17: Duke Energy Guia Do Cliente

16 17

Em 2013 e 2014 o MME determinou a realização de leilões de venda de energia de empreendimentos existentes, sem que os mesmos completassem as necessidades de contratação das distribuidoras.

Em relação à geração, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE orientou o ONS no sentido de enfrentar a crise hídrica despachando a máxima geração termelétrica possível, independentemente dos altos custos que a mesma representava. Em consequência, o valor do PLD da CCEE passou a atingir o limite máximo definido pela ANEEL.

A insuficiência de contratos por parte das distribuidoras deixou as mesmas expostas ao mercado de curto prazo, onde os valores do PLD eram extremamente elevados. Com as tarifas efetivamente reduzidas (quase 20%) e custos muito elevados na compra de energia, as distribuidoras passaram a enfrentar sérios problemas de caixa.

O Governo Federal interveio, providenciando socorro ao caixa das distribuidoras, em 2013 e 2014, através de recursos da CDE, do Tesouro Nacional e de empréstimos bancários (tomados pela CCEE). Tais recursos financeiros deverão ser pagos, futuramente, com recursos a serem obtidos através das tarifas cobradas pelas distribuidoras.

Em 2015 o quadro financeiro foi alterado de forma importante. O PLD máximo foi substancialmente reduzido pela ANEEL. O Governo Federal, diante da necessidade do ajuste fiscal, deixou de utilizar recursos do Tesouro Nacional para o setor de energia elétrica. A necessidade de recursos da CDE foi consideravelmente elevada: de 1,22 bilhões de reais em 2013 para 18,82 bilhões em 2015. Segundo a ABRACE, o conjunto de encargos na tarifa industrial (Proinfa, ONS, P&D, TFSEE, CCC, ESS, CDE) passou de 16,30 R$/MWh em 2014 para 99,31 R$/MWh em 2015. As tarifas cobradas dos consumidores pelas distribuidoras, considerados os custos das bandeiras tarifárias, foram reajustadas em cerca de 60% em relação à 2013.

Page 18: Duke Energy Guia Do Cliente

18

Os altos valores do PLD também provocaram um importante aumento dos preços praticados no mercado de curto prazo. Os consumidores livres que tiveram seus contratos de compra com prazo vencido no período 2013/2015 passaram a enfrentar sérios problemas para negociar novos contratos.

Os geradores hidrelétricos do sudeste, do nordeste e do norte, por sua vez, viram sua produção reduzida pela situação dos reservatórios e pela decisão do Governo Federal de maximização da geração termelétrica. A energia total produzida pelos mesmos ficou abaixo da energia assegurada do conjunto. Para honrar seus contratos de venda de energia muitos destes geradores também ficaram expostos ao mercado de curto prazo, com elevados prejuízos em 2014 e 2015. Desta situação ficaram livres os geradores hidrelétricos cujas concessões foram prorrogadas em 2012, uma vez que, nos termos da Lei 12.783/13, as consequências financeiras da produção abaixo da energia assegurada foram arcadas pelas empresas distribuidoras, agravando ainda mais a pressão sobre as tarifas das mesmas.

No momento em que este texto está sendo escrito (maio de 2015) a crise setorial continua grave e, com certeza, será necessário um razoável período de tempo para a recuperação setorial.

Page 19: Duke Energy Guia Do Cliente

18 19

Page 20: Duke Energy Guia Do Cliente

As reformas implantadasdesde 1995

3

Page 21: Duke Energy Guia Do Cliente

3.1 O RE-SEB 3.2 Reformas implantadas a partir de 20033.1 O RE-SEB3.2 Reformas implantadas a partir de 2003

Page 22: Duke Energy Guia Do Cliente

22

3.1 O RE-SEB

Em 1996/1997 o Governo Federal desenvolveu o chamado “Projeto RE-SEB - Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro”, com o objetivo de redefinir o quadro institucional e legal do setor.

As várias propostas então apresentadas procuraram direcionar o setor no sentido de:

n Estimular a competitividade onde a mesma fosse viável;

n Desenvolver adequada regulamentação das atividades necessariamente monopolistas, visando à modicidade de tarifas e o equilíbrio dos contratos de concessão;

n Estimular uma crescente participação de investimentos privados;

n Desvincular as decisões relativas à “otimização energética dos sistemas” dos aspectos comerciais e dos contratos de compra e venda de energia elétrica.

n Limitar o papel do Governo ao de formulador de políticas energéticas e de regulamentar e fiscalizar as atividades delegadas.

Como atividades necessariamente monopolistas foram considerados:

n A venda de energia para consumidores de médio e pequeno porte (pelo menos numa fase inicial). São os chamados “consumidores cativos”, que devem comprar necessariamente da concessionária local de distribuição;

n O transporte de energia pelos sistemas de transmissão e distribuição.

Page 23: Duke Energy Guia Do Cliente

22 23

A competitividade deveria ser buscada com:

n Consideração da energia elétrica como uma “commodity”, buscando competição entre os agentes que não atuam em atividades que representem monopólios naturais;

n O fortalecimento da figura do “consumidor livre”;

n Garantia de livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição para todos os agentes setoriais;

n Ampla liberdade na negociação de contratos de compra e venda de energia elétrica, inclusive nas compras por parte das concessionárias de distribuição (após um período de transição);

n Desverticalização das empresas do setor em segmentos competitivos pouco regulamentados (geração e comercia-lização) e segmentos bastante regulamentados nos casos de monopólios naturais (transmissão e distribuição), de modo a evitar que atividades competitivas fossem subsi-diadas por atividades monopolísticas;

n Privatização das empresas;

n Criação de ambientes institucionais independentes: um para buscar a otimização da geração e transmissão de energia e outro para apoiar a contabilização e liquidação de operações comerciais;

n Medidas de regulação para evitar concentração e práticas anticompetitivas;

n Expansão da oferta de energia.

Page 24: Duke Energy Guia Do Cliente

24

Em termos institucionais, havia necessidade de:

n Uma entidade independente para regulação e fiscaliza-ção: ANEEL;

n Uma entidade independente, responsável pela otimização dos sistemas elétricos: ONS;

n Uma entidade independente, responsável pela contabili-zação e liquidação de operações comerciais: MAE;

n Uma entidade responsável pelo planejamento setorial indicativo.

Das propostas apresentadas no Projeto RESEB, algumas foram aceitas e implementadas, inclusive durante o desenvolvimento dos trabalhos.

Dentre as providências recomendadas e implantadas (ainda que algumas parcialmente), destaquem-se:

1. A criação da ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica.

2. A criação do MAE - Mercado Atacadista de Energia Elétrica.

3. Assinatura do Acordo do MAE.

4. Definição das Regras do MAE.

5. A criação e implantação do ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico.

6. Assinatura dos Contratos Iniciais (para o período de transição).

7. Definições do Governo em relação ao órgão responsável pelo planejamento indicativo – CCPE.

Page 25: Duke Energy Guia Do Cliente

24 25

8. Criação de empresas específicas para atividades de transmissão.

9. Instituição da figura do “agente comercializador”.

10. Novas licitações de aproveitamentos hidrelétricos realizadas exclusivamente para “produção independente”.

11. Desverticalização de várias empresas.

12. Progressiva distinção na regulamentação entre as atividades prestadas como serviço público (transmissão, distribuição e comercialização no mercado cativo1) e atividades competitivas (geração e comercialização fora do mercado cativo).

13. Eliminação gradual da Compensação de Custo de Combustível para centrais térmicas (CCC) em sistemas interligados.

14. Definição da Rede Básica para o Sul/Sudeste/ Centro-Oeste/Norte/Nordeste.

15. Definição de tarifas de transmissão e distribuição.

16. Regulamentação de acesso e uso da Rede Básica e de redes de distribuição.

17. Estabelecimento de limites para a concentração empresarial de atividades (regionais e nacionais).

1 Mercado cativo é aquele obrigatoriamente atendido pela concessionária que recebe delegação da União para o fornecimento de energia em uma determinada área geográfica.

Page 26: Duke Energy Guia Do Cliente

26

Entretanto, várias outras recomendações do projeto RESEB não foram implantadas:

n A privatização das geradoras federais ficou limitada à GE-RASUL;

n Não foi implantado o órgão de planejamento setorial suge-rido no RESEB ou outro que efetivamente desempenhasse as funções previstas;

n Não foi detalhada a proposta de instituição da figura do “comprador de última instância” como medida adicional para encorajar o desenvolvimento de projetos hidrelétri-cos;

n Não foram detalhados e tentados os esquemas especiais de licitação de concessão de hidrelétricas, que propicias-sem maior atratividade para investidores;

n O programa de implantação de usinas que propiciasse a complementação termelétrica foi atrasado e decepado;

n Não foram consideradas várias propostas relativas à regu-lação econômica;

n Não foram consideradas várias propostas relativas ao fi-nanciamento setorial.

Com a crise de abastecimento ocorrida em 2001 e diante da interrupção do programa de privatização das geradoras federais, o Governo Federal promoveu alterações do modelo institucional cuja implantação havia sido iniciada. Foram criadas exigências de leilões para a venda de energia das geradoras federais e a obrigatoriedade das concessionárias de serviço público de distribuição comprarem energia elétrica por meio de licitação, na modalidade de leilão.

Page 27: Duke Energy Guia Do Cliente

26 27

3.2 Reformas implantadas a partir de 2003

Em 2003 e 2004 o Governo Federal determinou importantes alterações institucionais e legais em relação ao funcionamento do setor de energia elétrica. As principais alterações foram introduzidas no “modelo de comercialização de energia elétrica”, com a conceituação de dois ambientes distintos: ACR (ambiente de contratação regulada) e ACL (ambiente de contratação livre).

As bases fundamentais do “novo modelo” foram:

n Distribuidoras e “consumidores livres” devem contratar previamente toda a energia necessária.

n Distribuidoras compram energia através de Leilões.

n Maior garantia de repasse dos custos de compra de ener-gia para as tarifas.

n Grandes consumidores (consumidores potencialmente li-vres) continuam com o poder de opção.

n Novas concessões de geração preferencialmente para “serviço público”, com venda assegurada da energia a ser gerada e preço predefinido nos processos de licitação.

n Resgate e aperfeiçoamento do sistema de planejamento integrado, com a criação de empresa específica: EPE - Empresa de Pesquisa Energética.

n Grande poder de decisões setoriais atribuído ao Ministério de Minas e Energia.

Após 2004, várias novas Leis alteraram o marco regulatório setorial: Lei nº 11.488/07, Lei nº 11.943/09, Lei nº 12.111 de 09/12/2009, Lei nº 12.212 de 20/01/2010, Lei nº 12.375 de 30/12/2010, Lei nº 12.385, de 3/3/2011 e Lei nº 12.431, de 27/6/2011.

Page 28: Duke Energy Guia Do Cliente

28

Dentre os vários dispositivos legais alterados, destaque-se a obrigatoriedade de pagamento pelas distribuidoras do SIN, a partir de 1 de janeiro de 2013, dos custos de geração de energia das usinas Angra 1 e 2.

Em 11 de setembro de 2012, com a Medida Provisória nº 579 (posteriormente convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013),, novas e importantes alterações foram introduzidas no marco regulatório do setor de energia elétrica.

Foram permitidas as prorrogações de concessões de geração, transmissão e distribuição.

As prorrogações de concessões de geração hidrelétrica foram condicionadas à algumas condições básicas (válidas também para concessões licitadas em decorrência da MP 579/12):

n O investimento não depreciado das usinas é indenizado pelo Governo Federal.

n A totalidade da energia gerada é destinada exclusivamente às distribuidoras, mediante esquema de cotas. Esta provi-dência reduziu a disponibilidade de energia para o merca-do livre.

n O concessionário será remunerado exclusivamente por um valor que cubra as despesas de operação e manutenção, além dos tributos e encargos setoriais.

Também as transmissoras que prorroguem suas concessões recebem indenização pelo investimento não depreciado e operam com uma receita que cubra as despesas de operação e manutenção, além dos tributos e encargos setoriais.

Page 29: Duke Energy Guia Do Cliente

28 29

A referida Lei nº 12.783/13 também alterou dispositivos relativos aos encargos setoriais:

n Redução da taxa de fiscalização da ANEEL para 0,4%.

n Eliminação da cobrança da CCC dos sistemas isolados.

n Eliminação do pagamento da RGR para as concessões de geração e transmissão prorrogadas em função da MP 579/12, para todas as concessões de distribuição e para as concessões de transmissão licitadas a partir de 12.09.2012.

Page 30: Duke Energy Guia Do Cliente

Estrutura do Setor Elétricoe Principais Agentes

4

Page 31: Duke Energy Guia Do Cliente

3.1 O RE-SEB 3.2 Reformas implantadas a partir de 20034.1 Agentes do governo 4.2 Agentes operacionais4.3 Agentes de apoio

4.1.1 CNPE - Conselho Nacional de Política Energética4.1.2 MME – Ministério de Minas e Energia4.1.3 ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica e Agências Estaduais4.1.4 CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico4.1.5 EPE – Empresa de Pesquisa Energética4.1.6 ELETROBRÁS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

4.2.1 Concessionárias de distribuição4.2.2 Produtores Independentes – PIEs4.2.3 Geradores de Serviço Público4.2.4 Empresas de transmissão4.2.5 Comercializadores

4.3.1 CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica4.3.2 ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico

Page 32: Duke Energy Guia Do Cliente

32

4.1 Agentes de governo 4.1.1 CNPE - Conselho Nacional de Política Energética

A Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997, definiu os objetivos a serem perseguidos pela política energética nacional e criou o Conselho Nacional de Política Energética - CNPE,

O Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia é um órgão de assessoramento do Presidente da República, tendo como finalidade propor ao Presidente da República, políticas nacionais e medidas específicas destinadas a:

n promover o aproveitamento racional dos recursos energé-ticos do País;

n assegurar, em função das características regionais, o su-primento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso do País;

n rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do País, considerando as fontes conven-cionais e alternativas e as tecnologias disponíveis;

n estabelecer diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás natural, do álcool, do carvão, da energia termonuclear, dos biocombustíveis, da energia solar, da energia eólica e da energia proveniente de outras fontes alternativas;

Page 33: Duke Energy Guia Do Cliente

32 33

n estabelecer diretrizes para a importação e exportação, de maneira a atender às necessidades de consumo interno de petróleo e seus derivados, biocombustíveis, gás natu-ral e condensado, e assegurar o adequado funcionamen-to do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis;

n sugerir a adoção de medidas necessárias para garantir o atendimento à demanda nacional de energia elétrica, considerando o planejamento de longo, médio e curto prazos, podendo indicar empreendimentos que devam ter prioridade de licitação e implantação, tendo em vista seu caráter estratégico e de interesse público, de forma que tais projetos venham assegurar a otimização do binômio modicidade tarifária e confiabilidade do Sistema Elétrico;

n estabelecer diretrizes para o uso de gás natural como ma-téria-prima em processos produtivos industriais, mediante a regulamentação de condições e critérios específicos, que visem a sua utilização eficiente e compatível com os mercados interno e externos;

n definir os blocos a serem objeto de concessão ou partilha de produção;

n definir a estratégia e a política de desenvolvimento econô-mico e tecnológico da indústria de petróleo, de gás natu-ral, de outros hidrocarbonetos fluidos e de biocombustí-veis, bem como da sua cadeia de suprimento;

n induzir o incremento dos índices mínimos de conteúdo lo-cal de bens e serviços, a serem observados em licitações e contratos de concessão e de partilha de produção.

Page 34: Duke Energy Guia Do Cliente

34

As políticas e diretrizes de energia devem ser formuladas de acordo com os seguintes princípios:

n preservação do interesse nacional;

n promoção do desenvolvimento sustentado, ampliação do mercado de trabalho e valorização dos recursos energé-ticos;

n proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos;

n proteção do meio ambiente e promoção da conservação de energia;

n garantia do fornecimento de derivados de petróleo em todo o território nacional, nos termos do § 2º do artigo 177 da Constituição Federal;

n incremento, em bases econômicas, da utilização do gás natural;

n identificação das soluções mais adequadas para o supri-mento de energia elétrica nas diversas regiões do País;

n utilização de fontes renováveis de energia, mediante o aproveitamento dos insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis;

n promoção da livre concorrência;

n atração de investimentos na produção de energia;

n ampliação da competitividade do País no mercado inter-nacional;

n incremento, em bases econômicas, sociais e ambientais, da participação dos biocombustíveis na matriz energética nacional;

Page 35: Duke Energy Guia Do Cliente

34 35

n garantia do fornecimento de biocombustíveis em todo o território nacional;

n incentivo à geração de energia elétrica a partir da biomas-sa e de subprodutos da produção de biocombustíveis, em razão do seu caráter limpo, renovável e complementar à fonte hidráulica;

n promoção da competitividade do País no mercado interna-cional de biocombustíveis;

n atração de investimentos em infraestrutura para transporte e estocagem de biocombustíveis;

n fomento da pesquisa e o desenvolvimento relacionados à energia renovável;

n mitigação das emissões de gases causadores de efeito estufa e de poluentes nos setores de energia e de trans-portes, inclusive com o uso de biocombustíveis.

4.1.2 MME – Ministério de Minas e Energia.

A Lei nº 10.683, de 28 de maio de 2003, art. 27, XVI, define os assuntos que constituem área de competência do Ministério de Minas e Energia - MME:

n Geologia, recursos minerais e energéticos;

n Aproveitamento da energia hidráulica;

n Mineração e metalurgia;

n Petróleo, combustível e energia elétrica, inclusive nuclear.

Page 36: Duke Energy Guia Do Cliente

36

O §2º do citado art. 27 define também como competência do MME a energização rural e a agroenergia, inclusive eletrificação rural, quando baseada em recursos vinculados ao Sistema Elétrico Nacional.

Nos termos da Lei nº 9.427/96, com as alterações introduzidas pela Lei nº 10.848/04 o Poder Concedente tem as seguintes competências em relação ao setor de energia elétrica:

1. elaborar o plano de outorgas, definir as diretrizes para os procedimentos licitatórios;

2. promover as licitações destinadas à contratação de concessionários de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos;

3. celebrar os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de energia elétrica, de concessão de uso de bem público e expedir atos autorizativos;

4. extinguir a concessão, nos casos previstos em lei e na forma prevista no contrato;

5. declarar de utilidade pública os bens necessários à execução do serviço ou obra pública, promovendo as desapropriações, diretamente ou mediante outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a responsabilidade pelas indenizações cabíveis;

6. declarar de necessidade ou utilidade pública, para fins de instituição de servidão administrativa, os bens necessários à execução de serviço ou obra pública, romovendo-a diretamente ou mediante outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a responsabilidade pelas indenizações cabíveis.

Page 37: Duke Energy Guia Do Cliente

36 37

Para os quatro primeiros itens acima descritos a ação do MME deverá ser adotada após prévia manifestação da ANEEL.

A operacionalização dos procedimentos licitatórios, a celebração de contratos e a expedição de atos autorizativos podem ser delegadas à ANEEL, assim como os atos descritos nos incisos 5 e 6.

São entidades subordinadas ao MME:

n Eletrobrás – Centrais elétricas Brasileiras S.A.

n Petrobrás - Petróleo Brasileiro S.A.

n DNPM - Departamento Nacional de Produção Mineral.

n CPRM - Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais.

n CBEE - Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial.

n EPE - Empresa de Pesquisa Energética.

4.1.3 ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica e Agências Estaduais.

A ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, foi criada pela Lei nº 9.427/96, com as finalidades básicas de regular e fiscalizar as atividades setoriais de energia elétrica, estando vinculada ao MME, sucedendo o antigo DNAEE.

As competências da ANEEL foram definidas pela referida Lei nº 9.427/96 e posteriormente alteradas pelas Leis nº 9.648/98, nº 9.649/98, nº 9.986/00, nº 10.438/02, nº 10.848/04, nº 12.783/13 e nº 13.097/15.

Page 38: Duke Energy Guia Do Cliente

38

Suas principais atribuições são:

n aprovar as regras e os procedimentos de comercialização de energia elétrica, contratada de formas regulada e livre;

n aprovar metodologias e procedimentos para otimização da operação dos sistemas interligados e isolados, para acesso aos sistemas de transmissão e distribuição e para comercialização de energia elétrica;

n declarar (quando houver delegação do MME) a utilidade pública, para fins de desapropriação ou de instituição de servidão administrativa;

n definir adicional de tarifas de uso específico das instalações de interligações internacionais para exportação e importação de energia elétrica, visando à modicidade tarifária dos usuários do sistema de transmissão ou distribuição.

n definir as tarifas das concessionárias de geração hidrelétrica que comercializarem energia no regime de cotas de que trata a Medida Provisória nº 579 de 11 de setembro de 2012.

n definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição;

n definir e arrecadar os valores relativos à compensação financeira;

n definir e arrecadar os valores relativos à compensação financeira;

n dirimir, no âmbito administrativo, as divergências entre concessionárias, permissionárias, autorizadas, produtores independentes e autoprodutores, bem como entre esses agentes e seus consumidores;

Page 39: Duke Energy Guia Do Cliente

38 39

n efetuar o controle prévio e a posteriori de atos e negócios jurídicos a serem celebrados entre concessionárias, permissionárias, autorizadas e seus controladores, suas sociedades controladas ou coligadas e outras sociedades controladas ou coligadas de controlador comum, impondo-lhes restrições à mútua constituição de direitos e obrigações, especialmente comerciais e, no limite, a abstenção do próprio ato ou contrato;

n estabelecer (em conjunto com outros órgãos da administração federal – SDE, CADE) regras para impedir a concentração econômica nos serviços e atividades de energia elétrica, zelando pela defesa da concorrência.

n estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o atendimento à totalidade do mercado de cada agente de distribuição e de comercialização de energia elétrica, bem como à carga dos consumidores liovres;

n estabelecer tarifas para o suprimento de energia elétrica realizado às concessionárias e permissionárias de distribuição, inclusive às Cooperativas de Eletrificação Rural enquadradas como permissionárias, cujos mercados próprios sejam inferiores a 500 (quinhentos) GWh/ano, e tarifas de fornecimento às Cooperativas autorizadas, considerando parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados atendidos;

n estabelecer, com vistas a propiciar concorrência efetiva entre os agentes e a impedir a concentração econômica nos serviços e atividades de energia elétrica, restrições, limites ou condições para empresas, grupos empresariais e acionistas, quanto à obtenção e transferência de concessões, permissões e autorizações, à concentração societária e à realização de negócios entre si;

Page 40: Duke Energy Guia Do Cliente

40

n fixar tarifas das empresas prestadoras de serviços públi-cos;

n fixar as multas administrativas a serem impostas aos concessionários, permissionários e autorizados de instalações e serviços de energia elétrica, observado o limite, por infração, de 2% (dois por cento) do faturamento, ou do valor estimado da energia produzida nos casos de autoprodução e produção independente, correspondente aos últimos doze meses anteriores à lavratura do auto de infração ou estimados para um período de doze meses caso o infrator não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a doze meses;

n gerir os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de energia elétrica, de concessão de uso de bem público, bem como fiscalizar, diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais, as concessões, as permissões e a prestação dos serviços de energia elétrica;

n homologar as receitas dos agentes de geração na contratação regulada e as tarifas a serem pagas pelas concessionárias, permissionárias ou autorizadas de distribuição de energia elétrica;

n implementar as políticas e diretrizes do governo federal para a exploração de energia elétrica e o aproveitamento dos potenciais de energia hidráulica;

n incentivar a competição e supervisioná-la em todos os segmentos do setor de energia elétrica;

n promover (por delegação do MME) com base no plano de outorgas e diretrizes aprovadas pelo Poder Concedente, os procedimentos licitatórios para a contratação de

Page 41: Duke Energy Guia Do Cliente

40 41

concessionárias e permissionárias de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos;

n propor os ajustes e as modificações na legislação necessários à modernização do ambiente institucional de sua atuação;

n regular os serviços de energia elétrica, expedindo os atos necessários ao cumprimento das normas estabelecidas pela legislação em vigor.

As atividades da ANEEL devem ser desenvolvidas com observância das seguintes diretrizes:

1. prevenção de potenciais conflitos, por meio de ações que estabeleçam adequado relacionamento entre agentes do setor de energia elétrica e demais agentes;

2. regulação e fiscalização realizadas com o caráter de simplicidade e pautadas na livre concorrência entre os agentes, no atendimento às necessidades dos consumidores e no pleno acesso aos serviços de energia elétrica;

3. adoção de critérios que evitem práticas anticompetitivas e de impedimento ao livre acesso aos sistemas elétricos;

4. criação de condições para a modicidade das tarifas, sem prejuízo da oferta e com ênfase na qualidade do serviço de energia elétrica;

Page 42: Duke Energy Guia Do Cliente

42

5. criação de ambiente para o setor de energia elétrica que incentive o investimento, de forma que os concessionários, permissionários e autorizados tenham asseguradas a viabilidade econômica e financeira, nos termos do respectivo contrato;

6. adoção de medidas efetivas que assegurem a oferta de energia elétrica às áreas de renda e densidade de carga baixas, urbanas e rurais, de forma a promover o desenvolvimento econômico e social e a redução das desigualdades regionais;

7. educação e informação dos agentes e demais envolvidos sobre as políticas, diretrizes e regulamentos do setor de energia elétrica;

8. promoção da execução indireta, mediante convênio, de atividades para as quais os setores públicos estaduais estejam devidamente capacitados;

9. transparência e efetividade nas relações com a sociedade;

10. realização de prévia audiência pública sempre que o processo decisório implicar afetação de direitos dos agentes econômicos do setor elétrico ou dos consumidores.

As Agências Estaduais

A Lei nº 9.427/96 autorizou a ANEEL a descentralizar suas atividades para os Estados.

As atividades delegadas são, basicamente, de fiscalização, ouvidoria e mediação entre consumidores e concessionárias, objetivando a agilização dos respectivos processos.

Page 43: Duke Energy Guia Do Cliente

42 43

Em contrapartida financeira pelo trabalho desenvolvido pelas Agências Estaduais a ANEEL repassa parte dos recursos decorrentes da arrecadação da Taxa de Fiscalização.

A ANEEL mantém convênio com 12 agências estaduais: Alagoas, Ceará, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Pará, Paraíba, Pernambuco, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina e São Paulo.

Com as alterações introduzidas pela Lei nº 12.111/2009, os antigos convênios de cooperação foram substituídos por “contrato de metas” firmado entre a Aneel e a Agência Estadual ou Distrital, o qual devem observar os seguintes parâmetros:

n controle de resultado voltado para a eficiência da gestão;

n contraprestação baseada em custos de referência;

n vinculação ao Convênio de Cooperação firmado por prazo indeterminado.

4.1.4 CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, em seu artigo 14, autorizou a constituição do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, com funções de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional.

Através do Decreto nº 5.175/2004 o referido Comitê foi constituído, devendo ser composto por quatro representantes do MME e pelos titulares da ANEEL, da ANP, da CCEE, da EPE e do ONS.

Page 44: Duke Energy Guia Do Cliente

44

O Comitê é presidido pelo Ministro de Minas e Energia e o seu Secretário-Executivo será um dos demais representantes do MME.

O principal objetivo do Comitê é o de evitar o desabastecimento do mercado de energia elétrica. Para isto deverá acompanhar a evolução do mercado consumidor, o desenvolvimento dos programas de obras, identificando, inclusive, as dificuldades e obstáculos de caráter técnico, ambiental, comercial, institucional e outros que afetem, ou possam afetar, a regularidade e a segurança de abastecimento.

O Comitê se dedica ao acompanhamento não só do mercado e do suprimento de energia elétrica como também de outros energéticos: gás natural, petróleo e seus derivados.

O CMSE tem poderes para definir diretrizes e programas de ação, podendo requisitar, dos agentes setoriais, estudos e informações.

4.1.5 EPE – Empresa de Pesquisa Energética

Com a MP nº 145 de 2003 o Presidente da República autorizou o Poder Executivo a criar a Empresa de Pesquisa Energética – EPE. A MP nº 145 foi convertida na Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004.

A EPE está vinculada ao Ministério de Minas e Energia e tem como finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Lei nº 10.847/04 define como competências da EPE:

I. realizar estudos e projeções da matriz energética brasileira;

II. elaborar e publicar o balanço energético nacional;

III. identificar e quantificar os potenciais de recursos energéticos;

Page 45: Duke Energy Guia Do Cliente

44 45

IV. dar suporte e participar das articulações relativas ao aproveitamento energético de rios compartilhados com países limítrofes;

V. realizar estudos para a determinação dos aproveitamentos ótimos dos potenciais hidráulicos;

VI. obter a licença prévia ambiental e a declaração de disponibilidade hídrica necessárias às licitações envolvendo empreendimentos de geração hidrelétrica e de transmissão de energia elétrica, selecionados pela EPE;

VII. elaborar estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de expansão da geração e transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos;

VIII. promover estudos para dar suporte ao gerenciamento da relação reserva e produção de hidrocarbonetos no Brasil, visando à auto-suficiência sustentável;

IX. promover estudos de mercado visando definir cenários de demanda e oferta de petróleo, seus derivados e produtos petroquímicos;

X. desenvolver estudos de impacto social, viabilidade técnico- econômica e socioambiental para os empreendimentos de energia elétrica e de fontes renováveis;

XI. efetuar o acompanhamento da execução de projetos e estudos de viabilidade realizados por agentes interessados e devidamente autorizados;

XII. elaborar estudos relativos ao plano diretor para o desenvolvimento da indústria de gás natural no Brasil;

XIII. desenvolver estudos para avaliar e incrementar a utilização de energia proveniente de fontes renováveis;

Page 46: Duke Energy Guia Do Cliente

46

XIV. dar suporte e participar nas articulações visando à integração energética com outros países;

XV. promover estudos e produzir informações para subsidiar planos e programas de desenvolvimento energético ambientalmente sustentável, inclusive, de eficiência energética;

XVI. promover planos de metas voltadas para a utilização racional e conservação de energia, podendo estabelecer parcerias de cooperação para este fim;

XVII. promover estudos voltados para programas de apoio para a modernização e capacitação da indústria nacional, visando maximizar a participação desta no esforço de fornecimento dos bens e equipamentos necessários para a expansão do setor energético;

XVIII. desenvolver estudos para incrementar a utilização de carvão mineral nacional; e

XIX. elaborar e publicar estudos de inventário do potencial de energia elétrica, proveniente de fontes alternativas, aplicando-se também a essas fontes o disposto no art. 28 da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996.

A EPE tem sede e foro na Capital Federal e escritório central no Rio de Janeiro com prazo indeterminado, podendo estabelecer escritórios ou dependências em outras unidades da Federação.

Page 47: Duke Energy Guia Do Cliente

46 47

4.1.6 ELETROBRÁS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

As atividades da “Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS” estão definidas na Lei nº 3.890-A, de 25 de abril de 1961, a qual vem sofrendo várias alterações nos últimos anos.

Empresa de capital aberto, a ELETROBRÁS atua como agente do Governo Brasileiro, com funções empresariais de coordenação e de integração do setor elétrico no País.

As principais atividades da empresa podem ser assim resumidas:

n Holding das concessionárias de energia elétrica sob controle federal: Companhia Hidrelétrica do São Francisco - CHESF; FURNAS Centrais Elétricas S.A.; Centrais Elétricas do Norte do Brasil - ELETRONORTE; Empresa Transmissora de Energia Elétrica do Sul do Brasil S.A. - ELETROSUL; Eletrobrás Termonuclear S.A. – ELETRONUCLEAR, Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica – CGTEE e empresas de distribuição que foram federalizadas;

n Acionista (50% das ações) da Itaipu Binacional e acionista minoritária de empresas estatais de energia elétrica sob controle de Estados;

n Administradora de diversos “fundos” constituídos por recursos da União Federal (Reserva Global de Reversão, CCC – Conta de Compensação de Combustíveis Fósseis, Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e outros);

n Administradora das operações de compra e venda de energia do PROINFA;

n Financiadora de empreendimentos públicos e privados de energia elétrica (com empréstimos e participação minoritária no capital);

Page 48: Duke Energy Guia Do Cliente

48

n Mantenedora principal do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica – CEPEL;

n Comercializadora, no Brasil, da energia elétrica produzida na usina binacional Itaipu.

A ELETROBRÁS atua, também, no relacionamento internacional, na gestão ambiental, em programas de eletrificação rural e de combate ao desperdício de energia e na distribuição através de empresas federalizadas:

n Eletrobras Amazonas Energia

n Eletrobras Distribuição Piauí

n Eletrobras Distribuição Rondônia

n Eletrobras Distribuição Acre

n Eletrobras Distribuição Alagoas

n Eletrobras Distribuição Roraima

n Celg Distribuição S.A.

4.2 Agentes operacionais

Os principais segmentos operacionais do setor de energia elétrica são:

1. Geração;

2. Transmissão;

3. Distribuição;

4. Comercialização.

Page 49: Duke Energy Guia Do Cliente

48 49

A geração abrange todas as atividades de produção de energia (usinas hidrelétricas, térmicas e outras fontes alternativas). Tais atividades podem ser de expansão ou de operação:

n Expansão - abrange as decisões de investimento em nova capacidade e as providências decorrentes, com o objetivo de assegurar o atendimento da demanda futura.

n Operação - inclui tudo o que for relacionado com a uti-lização dos recursos de geração disponíveis, visando o atendimento da demanda a cada instante.

O segmento de transmissão refere-se às atividades de transporte da energia produzida até os grandes centros de consumo. Assim como o segmento de geração, as atividades de transmissão podem ser subdivididas em operação e expansão.

O terceiro segmento físico, distribuição, encarrega-se do transporte final da energia a partir dos pontos de entrega (na rede de alta tensão) até os consumidores finais. As funções das redes de transmissão e distribuição são análogas às das rodovias interestaduais e das estradas vicinais: as primeiras fazem o transporte “por atacado” da energia ao longo de grandes distâncias e integram todo o país; as últimas fazem a distribuição “no varejo” da energia a partir das “junções” com as rodovias principais.

O último segmento, comercialização de energia, está encarregado das atividades de contratação da geração e revenda aos consumidores, sendo exercido de maneira competitiva, por conta e risco dos empreendedores, mediante autorização da ANEEL.

Page 50: Duke Energy Guia Do Cliente

50

4.2.1 Concessionárias de distribuição.

Entende-se por distribuição de energia elétrica a atividade de entregar energia, no varejo, aos consumidores finais. Este segmento engloba a atividade de instalação e manutenção de redes de distribuição bem como a comercialização de energia com consumidores cativos e potencialmente livres. O serviço é prestado no regime de concessão ou permissão por área (conjunto de municípios), na qual o agente tem o monopólio para instalar e manter sistemas de distribuição.

Até 1995, a distribuidora também era a única que podia comercializar energia na área que lhe foi concedida. Atualmente continua a deter o monopólio para determinada faixa de consumidores – consumidores cativos. Na verdade a quebra do monopólio na distribuição de energia só se deu no que tange à comercialização com consumidores potencialmente livres (grandes consumidores).

A atividade de distribuição de energia elétrica sempre foi bastante regulamentada, especialmente a partir do Decreto nº 24.643/34 – Código de Águas e do Decreto n.º 41.019/57 – Regulamento dos Serviços de Energia Elétrica.

Os detalhes da vasta regulamentação estão definidos em diversas Resoluções da ANEEL, dentre as quais deve ser destacada a Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010.

As concessionárias de distribuição têm hoje, portanto, duas funções diferentes:

n Responsabilidade pela ampliação, operação e manutenção das redes de distribuição, permitindo acesso dos interes-sados às mesmas.

n Responsabilidade pela comercialização de energia elétrica no mercado cativo.

Page 51: Duke Energy Guia Do Cliente

50 51

O “acesso às redes de distribuição” deve ser garantido por qualquer concessionária de distribuição e, para apuração adequada de custos, as empresas devem contabilizar em separado as atividades de distribuição e de comercialização.

Com os usuários das redes de distribuição são assinados os Contratos de Conexão (CCD) e de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD).

Atuando também na área de distribuição, existem as “cooperativas de eletrificação rural”, que podem operar como permissionárias de serviços públicos de energia elétrica, vendendo energia a todos os interessados na área definida pela ANEEL ou como autorizadas, fornecendo energia elétrica exclusivamente para os seus cooperados.

4.2.2 Produtores Independentes – PIEs.

Instituído através da Lei nº 9.074/95, artigo11, o “Produtor Independente de Energia Elétrica” - PIE foi definido, originalmente, como a pessoa jurídica ou o consórcio que tenha recebido concessão ou autorização do Poder Concedente, para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia gerada, por sua conta e risco.

O PIE pode vender energia para concessionário de serviço público de energia elétrica; consumidores potencialmente livres; consumidores de energia elétrica integrantes de complexo industrial ou comercial, aos quais o produtor independente também forneça vapor oriundo de processo de co-geração; conjunto de consumidores de energia elétrica, independentemente de tensão e carga, nas condições previamente ajustadas com o concessionário local de distribuição; qualquer consumidor que demonstre ao poder concedente não ter o

Page 52: Duke Energy Guia Do Cliente

52

concessionário local lhe assegurado o fornecimento no prazo de até cento e oitenta dias contado da respectiva solicitação.

O PIE hidrelétrico mantém com o Poder Concedente um “contrato de concessão de uso de bem público”, ou seja, não há, para estes casos, contrato de concessão de serviços públicos.

Em princípio, a atividade de geração do PIE deve ser desenvolvida em caráter competitivo, sem tarifas definidas pela ANEEL. A intenção do legislador foi a de que a geração e a comercialização de energia elétrica passasse a ser efetuada por um agente econômico com condições de agilidade, dinamismo e, sobretudo competitividade, tanto na geração hidrelétrica quanto termelétrica.

Com a Lei nº 9.648/98, foi tornada lícita, quando da privatização, a alteração do regime de gerador hídrico de serviços públicos de energia elétrica para o de produtor independente, por meio de outorga de concessão de uso de bem público, a título oneroso em favor da União, com cobrança de 2,5% da receita anual a ser auferida no prazo de cinco anos (art 7º). Este dispositivo legal representou uma grande alteração da política pública de geração elétrica brasileira, frustrada, entretanto, pela não continuidade do programa de privatização.

Com o advento da legislação posterior (Lei nº 10.604/02, art 3º, já revogado, Lei nº 10.848/04 e Decreto nº 5.163/04) o PIE só pode vender energia elétrica para concessionários de distribuição através de leilões, sem prejuízo da venda negociada para outros interessados.

A legislação em vigor impõe que as autorizações e concessões para produção independente sejam outorgadas às pessoas jurídicas, de forma individual ou reunidas em consórcio, ou seja, uma pessoa física não pode ser enquadrada como PIE.

Page 53: Duke Energy Guia Do Cliente

52 53

4.2.3 Geradores de Serviço Público.

As empresas chamadas de “Geradores de Serviço Público” são, fundamentalmente, concessionárias estatais, tais como CHESF, FURNAS, ELETRONORTE, CESP, CEMIG e outras, com concessões antigas. Algumas destas empresas têm contratos de concessão de usinas também na condição de Produção Independente.

A Medida Provisória nº 579 convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, permitiu a prorrogação das concessões mais antigas de hidrelétricas, desde que o concessionário aceitasse que toda a sua energia fosse rateada entre empresas distribuidoras em regime de cotas e que a receita fosse aquela pré-definida pelo Poder Concedente.

Ressalte-se que, apesar da denominação usual de “Geradores de Serviço Público”, os contratos de concessão não caracterizam “concessão para serviço público de geração”:

n Os contratos de concessão não prorrogados são caracteri-zados como “Concessão para geração de energia elétrica destinada a serviço público”

n Já os aditivos firmados em função das prorrogações de concessão ocorridas em 2012 são caracterizados como “Concessão para geração de energia elétrica destinada às concessionárias de serviço público de distribuição”.

4.2.4 Empresas de transmissão.

A transmissão de energia elétrica era atividade de empresas verticalizadas ou das empresas geradoras ou ainda das empresas de distribuição.

Page 54: Duke Energy Guia Do Cliente

54

Atualmente, as linhas de transmissão podem ser classificadas em:

n Linhas de interesse exclusivo das centrais de geração (integrantes das respectivas concessões, permissões ou autorizações). São linhas responsáveis pela conexão das usinas geradoras ao sistema de transmissão principal. Também chamadas de “sistema de transmissão associado”, pois estão sempre associadas a uma usina específica.

n Linhas de âmbito próprio do concessionário de distribuição (que fazem parte integrante da concessão de distribuição). São linhas de transmissão de propriedade das concessio-nárias de distribuição e tem por finalidade a interconexão de áreas do mercado das empresas concessionárias de distribuição.

n Linhas integrantes da rede básica dos sistemas elétricos interligados. São aquelas que tem uma ou mais das se-guintes finalidades: transmitir grandes blocos de energia, otimizar os recursos elétricos e energéticos nacionais e contribuir para a estabilidade do sistema elétrico.

n Linhas de conexão internacional.

As linhas de transmissão da rede básica funcionam na modalidade de instalações integradas aos sistemas e com regras operativas definidas pelo ONS, de forma a assegurar a otimização dos recursos eletroenergéticos existentes ou futuros. As novas concessionárias se dedicam exclusivamente à transmissão, mas ainda existem geradoras federais e empresas integradas operando sistemas de transmissão da rede básica.

As empresas de transmissão desempenham suas atividades como “Prestadoras de Serviço Público”. Nesta condição, suas receitas são predefinidas, através de contrato de concessão. A atividade é “não competitiva” e, como serviço público, bastante regulamentada.

Page 55: Duke Energy Guia Do Cliente

54 55

Uma concessionária de transmissão é proprietária dos ativos correspondentes e disponibiliza a utilização dos mesmos para o ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico. Os interessados contratam, com interveniência do ONS, a “conexão ao sistema - CCT” e com participação do ONS o “uso dos sistemas de transmissão - CUST”.

A empresa de transmissão faz a operação e manutenção do sistema de transmissão e contrata com os interessados o acesso ao sistema.

4.2.5 Comercializadores.

Além das atividades de comercialização desenvolvidas pelos produtores e pelos distribuidores, existe a figura dos comercializadores, ou seja, de empresas que, sem deter ativos físicos (redes, geradores, etc) podem comprar energia e vendê-la para consumidores livres e para empresas de distribuição.

4.3 Agentes de apoio

4.3.1 CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, foi criada para suceder o MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica.

A CCEE é abordada, com detalhes, no item 5 deste GUIA DO CONSUMIDOR LIVRE.

Page 56: Duke Energy Guia Do Cliente

56

4.3.2 ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico.

O parque gerador brasileiro é constituído principalmente por usinas hidrelétricas, instaladas em cursos d’água situados em regiões com diferentes características de pluviosidade, de clima e de hidrologia, distribuídos numa área de 8,5 milhões de km2. Estas usinas são de propriedade de várias empresas, havendo uma tendência de substancial crescimento no número dessas empresas geradoras.

O desejo e a necessidade de otimização do aproveitamento dos recursos naturais associados ao fato de várias empresas construírem e operarem usinas hidrelétricas e reservatórios que se situam em seqüência num mesmo rio ou em bacias hidrográficas, gera uma forte interdependência operativa entre estas entidades, uma vez que a geração de cada usina depende das vazões de água liberadas pelas outras usinas que se situam a montante (acima). Assim sendo, numa mesma região, em termos de disponibilidade de água, a geração de quase todas usinas são influenciadas e, simultaneamente, influenciam outras. A geração térmica, quando interligada ao sistema, auxilia a complementar e a “firmar” a energia hidrelétrica, permitindo assim uma maior confiabilidade, em face das possibilidades de ocorrências de períodos de condições hidrológicas desfavoráveis.

Considere-se adicionalmente que as usinas hidrelétricas são construídas onde as dádivas da natureza se fazem presentes, ou seja, onde existem condições de desníveis e afluências que permitam o melhor aproveitamento dos cursos d’água. Isto ocorre, grande parte das vezes, em locais distantes dos principais mercados consumidores, exigindo assim a construção e operação de um extenso e complexo sistema de transmissão. As principais linhas de transmissão, ao interligarem eletricamente as usinas situadas em diferentes bacias hidrográficas, permitem compensar a diversidade hidrológica entre tais bacias. Desta forma, a operação adequada do sistema de transmissão contribui para a integração das diversas

Page 57: Duke Energy Guia Do Cliente

56 57

empresas geradoras, auxiliando também, significativamente, na otimização do aproveitamento dos potenciais hidrelétricos.

Em função destas características faz-se necessário e recomendável a existência de uma coordenação centralizada para assegurar o atendimento dos requisitos de energia e demanda dos consumidores, com padrões de confiabilidade e qualidade adequados, minimizando os custos operativos e visando à utilização mais racional das instalações e dos recursos eletroenergéticos existentes.

As simulações de operação do sistema elétrico brasileiro demonstram que a operação integrada e otimizada das usinas representa um ganho de cerca de 25% na disponibilidade nacional de energia elétrica, quantidade esta capaz de suprir as necessidades conjuntas dos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato Grosso do Sul e Mato Grosso.

Além do ganho de energia assegurada, existem outros aspectos positivos em função da operação integrada e otimizada das usinas brasileiras, que costumam ser ressaltados pelos órgãos responsáveis pelo setor elétrico brasileiro, tais como: manutenção de reservas energéticas; manutenção de níveis adequados de confiabilidade no atendimento elétrico; minimização da geração térmica, programação da operação dos aproveitamentos em tempo real; manutenção de condições de navegabilidade nos rios; proteção de portos, pontes e outras instalações ribeirinhas; segurança do abastecimento de água de núcleos populacionais e controle de cheias.

A operação integrada e coordenada das usinas regionais foi institucionalizada através da Lei nº 5.899, de 5 de julho de 1973, que dispôs sobre a aquisição da energia produzida em Itaipu. Atualmente a regulamentação setorial determina que a operação otimizada seja coordenada, controlada e administrada pelo ONS.

Page 58: Duke Energy Guia Do Cliente

58

O ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, foi criado em decorrência da Lei nº 9.648/98, artigo 13. Trata-se de pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que opera mediante autorização da ANEEL e integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e por consumidores livres.

O ONS é responsável, também, pela garantia do livre acesso aos sistemas de transmissão e pela administração dos respectivos contratos:

n Contratos em que concessionárias de transmissão colo-cam seus sistemas a disposição do Operador.

n Contratos em que os usuários da transmissão asseguram o direito de uso da mesma.

O ONS deve desempenhar seu papel em nome de todos os interessados no setor e não pode desempenhar qualquer atividade comercial de compra e venda de energia elétrica.

Page 59: Duke Energy Guia Do Cliente

58 59

Page 60: Duke Energy Guia Do Cliente

CCEE“Um mercado de diferenças”

5

Page 61: Duke Energy Guia Do Cliente

5.1 A instituição5.2 Regras de comercialização5.3 Os registros de contratos e garantias

Page 62: Duke Energy Guia Do Cliente

62

5.1 A instituição

A existência de um Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE foi considerada como elemento fundamental do modelo setorial parcialmente implantado a partir de 1998 e tinha como objetivos básicos a promoção de competitividade na geração e a instituição de um mercado para operações de curto prazo de energia elétrica. O MAE foi instituído pela Lei nº 9.648/98 (art. 12).

Os fluxos de energia recebidos por compradores, não definidos através dos contratos bilaterais, passaram a ser considerados como compras diretas no mercado de curto prazo do MAE e liquidados aos preços deste.

Para fins de sua operacionalização, o MAE foi dividido em SUBMERCADOS, correspondentes a subdivisões do sistema interligado, com suas fronteiras definidas em função da presença e duração de restrições relevantes de transmissão. Para cada submercado passaram a ser estabelecidos preços diferenciados. Inicialmente foram definidos os Submercados Norte; Nordeste; Sul e Sudeste / Centro-Oeste.

A Lei nº 10.848/04 autorizou a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para suceder ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE.

Assim como o MAE, a nova entidade é pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que opera sob autorização do Poder Concedente e mediante regulação e fiscalização da ANEEL.

Nos termos da Lei nº 10.848/04, a CCEE é integrada por titulares de concessão, permissão ou autorização, por outros agentes vinculados aos serviços e às instalações de energia elétrica e pelos consumidores livres.

Page 63: Duke Energy Guia Do Cliente

62 63

Nos termos do Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004 que regulamentou os artigos 4º e 5º da Lei nº 10.848/04, os concessionários e autorizados de geração que possuam central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW deverão participar obrigatoriamente da CCEE. O mesmo acontece com:

n Agentes de importação ou exportação com intercâmbio igual ou maior que 50 MW;

n Agentes de distribuição com mercado igual ou superior a 500 GWh/ano;

n Agentes de distribuição com mercado menor que 500 GWh/ano, caso não adquiriram a totalidade da energia de supridor com tarifa regulada;

n Agentes de comercialização de energia elétrica, com vo-lume comercializado igual ou superior a 500 GWh/ano; e

n Consumidores livres e especiais.

As principais atribuições da CCEE são:

n Manter o registro de todos os Contratos de Comercializa-ção de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR e os con-tratos resultantes dos leilões de ajuste, da aquisição de energia proveniente de geração distribuída e respectivas alterações;

n Manter o registro dos montantes de potência e energia ob-jeto de contratos celebrados no Ambiente de Contratação Livre - ACL;

n Promover a medição e o registro de dados relativos às operações de compra e venda e outros dados inerentes aos serviços de energia elétrica;

Page 64: Duke Energy Guia Do Cliente

64

n Apurar o Preço de Liquidação de Diferenças - PLD do mer-cado de curto prazo por submercado (antigo Preço do MAE);

n Efetuar a contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados e a liquidação financeira dos valores de-correntes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo;

n Apurar o descumprimento de limites de contratação de energia elétrica e outras infrações e, quando for o caso, por delegação da ANEEL, nos termos da convenção de comercialização, aplicar as respectivas penalidades;

n Apurar os montantes e promover as ações necessárias para a realização do depósito, da custódia e da execução de garantias financeiras relativas às liquidações financei-ras do mercado de curto prazo, nos termos da convenção de comercialização; e

n Promover leilões de compra e venda de energia elétrica, caso exista delegação da ANEEL;

n Efetuar a estruturação e a gestão do Contrato de Energia de Reserva, do Contrato de Uso da Energia de Reserva e da Conta de Energia de Reserva;

n Celebrar o Contrato de Energia de Reserva - CER e o Con-trato de Uso de Energia de Reserva – CONUER;

n Promover a Liquidação Financeira da Contratação de Co-tas de Garantia Física de Energia e de Potência, de que trata a Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012, cujos custos administrativos, financeiros e tributá-rios deverão ser repassados para as concessionárias de geração signatárias dos Contratos de Cotas de Garantia Física de Energia e de Potência.

Page 65: Duke Energy Guia Do Cliente

64 65

5.2 Regras de comercialização

Nos termos da Lei nº 10.848/04 e do Decreto nº 5.163/04, competia à ANEEL instituir a “Convenção de Comercialização, as Regras e os Procedimentos de Comercialização.

O Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004 detalhou as disposições que deveriam ser tratadas na “convenção de comercialização”.

Através da Resolução Normativa nº 109, de 26 de outubro de 2004 a ANEEL instituiu a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica.

A referida “Convenção” estabelece as condições de comercialização de energia elétrica, as bases de organização, funcionamento e atribuições da CCEE e as condições para o estabelecimento das Regras e dos Procedimentos de Comercialização.

As “Regras de Comercialização” correspondem a um conjunto de formulações algébricas definidas pela ANEEL, aplicáveis à comercialização de energia elétrica na CCEE.

Já os “Procedimentos de Comercialização” formam um conjunto de normas aprovadas pela ANEEL que definem aspectos funcionais necessários para a operacionalização das Regras de Comercialização.

Page 66: Duke Energy Guia Do Cliente

66

As regras de comercialização estão atualmente divididas em “Cadernos Vermelhos”, “Cadernos Azuis” e “Cadernos Anexos”.

Cadernos Vermelhos:

n Medição Física.

n Medição Contábil.

n Garantia Física.

n Mecanismo de Realocação de Energia (MRE).

n Contratos.

n Balanço Energético.

n Tratamento das Exposições.

n Comprometimento de Usinas.

n Encargos.

n Consolidação de Resultados.

n Liquidação.

Page 67: Duke Energy Guia Do Cliente

66 67

Cadernos Azuis:

n Ajuste de Contabilização.

n Penalidades de Energia.

n Penalidade de Potência.

n Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST.

n Reajuste dos Parâmetros da Receita de Venda.

n Receita de Venda de CCEAR

n Contratação de Energia de Reserva.

n Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD).

n Votos e Contribuição Associativa.

n Penalidade de Energia de Reserva.

n Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear.

Cadernos Anexos:

n Glossário de Termos.

n Preço de Liquidação das Diferenças – PLD.

n MAC – REN 658/2015

Page 68: Duke Energy Guia Do Cliente

68

5.3 Os Registros de Contratos e Garantias

Os contratos de comercialização de energia devem ser registrados na CCEE:

n Contratos Iniciais;

n Contratos de Itaipu;

n Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR);

n Contratos de Leilões Anteriores ao Decreto nº 5.163/04;

n Contrato de Cotas.

n Outros Contratos Bilaterais.

Desde a criação do antigo MAE, os contratos firmados entre vendedores e consumidores livres eram registrados sem as informações de preços praticados, os quais sempre foram considerados confidenciais pelos contratantes.

A Portaria MME nº 455, de 2 de agosto de 2012, determinou que, a partir de 1º de julho de 2013, os contratos no ACL deveriam ser registrados com as informações de preços contratuais, cuja confidencialidade deveria ser garantida pela CCEE. A Portaria MME nº 455/2012 foi contestada judicialmente e seus efeitos estão suspensos.

Tal determinação tem como objetivo permitir à CCEE calcular e divulgar indicadores de preços praticados no ACL, com o objetivo de propiciar maior transparência e eficiência ao mercado de energia elétrica.

Page 69: Duke Energy Guia Do Cliente

68 69

Além desta determinação em relação aos preços, a referida Portaria, com as alterações introduzidas pela Portaria nº 021, de 14 de janeiro de 2014, também determinou que, a partir de 1º de novembro de 2012, os contratos firmados no ACL deveriam ser registrados na CCEE antes do início da entrega da energia:

n Até 31 de maio de 2014, com frequência mensal e os mon-tantes contratados podendo ser alterados após o registro do contrato de compra e venda, inclusive após a verifica-ção do consumo.

n Após 1º de junho de 2014, com frequência semanal e os montantes contratados e registrados podendo ser altera-dos, exclusivamente, antes do início da semana de entrega da energia.

Os Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica cujos montantes sejam definidos em função do consumo e carga do agente, denominados “contratos com mecanismos de flexibilidade”, terão os respectivos montantes ajustados pela CCEE a partir do consumo e carga verificados.

O sistema determina a posição contratual líquida de cada agente de geração e/ou de consumo: energia vendida líquida e energia líquida comprada.

Os contratos registrados na CCEE não implicam no compromisso de entrega física de energia elétrica por parte dos Agentes Vendedores. A energia pode ser entregue por outro Agente da CCEE.

A “energia total alocada” a um vendedor menos a “energia vendida líquida” corresponde à quantidade de energia vendida no “Mercado de Curto Prazo da CCEE”.

Da mesma forma, a “energia consumida” por um agente menos a “compra líquida de energia” corresponde à quantidade de energia comprada no “Mercado de Curto Prazo da CCEE”.

Page 70: Duke Energy Guia Do Cliente

70

Para a liquidação das operações liquidadas no “Mercado de Curto Prazo da CCEE” é utilizado o “Preço de Liquidação das Diferenças”. Portanto, o PLD é o preço que será praticado nas transações que não estão cobertas por contratos.

Comprador

Vendedor

CONTRATOSENERGIA RECEBIDA

CCEE

CONTRATOSENERGIA

DISPONÍVEL

CCEE

Page 71: Duke Energy Guia Do Cliente

70 71

A Resolução 03/2013 do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, de 06 de março de 2013, determinou que “a Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP desenvolva e implemente metodologia para internalização de mecanismos de aversão a risco nos programas computacionais para estudos energéticos e formação de preço, realizando os ajustes necessários nas disposições referentes ao atendimento energético, à formação de preço e aos Encargos de Serviços do Sistema”.

Com tal determinação o PLD passou a incorporar despachos de térmicas que vinham sendo feito “fora da ordem de mérito por garantia energética”. Os próprios modelos determinam o despacho das térmicas, sem necessidade de procedimentos externos.

Como consequência, os valores de PLD tendem a ser mais elevados, uma vez que o risco de déficit estará sendo considerado no próprio modelo matemático utilizado para o cálculo do referido preço.

Os Agentes da CCEE devem efetuar o aporte de Garantias Financeiras para as suas operações de compra e venda no Mercado de Curto Prazo.

A Resolução Normativa nº 622, de 19 de agosto de 2014, definiu novas regras relativas às garantias financeiras.

Nos termos da Res. 622/2014, a constituição de garantias financeiras passa a ser condição necessária à adesão e à operação dos agentes da CCEE e assegura aos agentes da CCEE a efetivação dos registros validados de contratos de compra e venda (exceto para as distribuidoras).

As garantias financeiras foram definidas como “meios executáveis extrajudicialmente, com que se assegura o cumprimento de obrigações de pagamento”.

Page 72: Duke Energy Guia Do Cliente

72

Também foram definidos:

n Agente garantidor: instituição financeira credenciada na CCEE e contratada pelo agente da CCEE, responsável pelo pagamento das obrigações do agente contratante no processo de liquidação financeira, até o montante do limite de crédito concedido,

n Limite operacional: valor, em reais, de garantia financeira contratada para cada agente da CCEE com o agente garantidor, destinado ao adimplemento das obrigações contraídas pelo agente contratante no âmbito da liquidação financeira.

n Garantias avulsas: valor, em reais, de garantia financeira a ser adicionada ao limite operacional.

As garantias financeiras devem ocorrer por meio da contratação de operação de crédito junto a algum agente garantidor credenciado, quando se tratar do limite operacional e junto a qualquer instituição financeira, aceita pelo agente de liquidação, quando se tratar de garantias avulsas.

No caso de garantias avulsas devem ser aceitos os seguintes ativos: moeda corrente nacional, títulos públicos federais, carta de fiança, quotas de fundos de investimento extramercado ou outros ativos financeiros aceitos pelo agente de liquidação em acordo com a CCEE.

Cada agente deverá definir o seu “limite operacional” para fins de constituição das garantias. A referida definição presume que o agente conhece e assume integralmente o seu risco, que sabe que a garantia de suas operações depende da definição de um limite operacional compatível com suas obrigações, que a definição de um valor menor que o recomendável caracteriza culpa ou dolo, sujeitando-o a penalidades.

Page 73: Duke Energy Guia Do Cliente

72 73

Observados os termos da REN 622/14 e de Procedimento de Comercialização específico, o “limite operacional” poderá ser alterado, para mais ou para menos, a qualquer tempo, sempre de modo que a alteração não altere a condição de exposição no processo de contabilização e liquidação em andamento.

O contrato que concede limite operacional entre agente garantidor e agente da CCEE deverá conter, dentre outras, cláusulas relativas aos procedimentos de comunicação entre ambos, prazo de vigência, condições e formas de resolução e resilição contratual, condições para alteração do limite operacional, montante contratado, obrigatoriedade de o agente garantidor prestar informações à CCEE, à ANEEL e ao Banco Central do Brasil, destinação exclusiva do limite operacional concedido à garantia das operações realizadas na CCEE.

O valor mínimo mensal do limite operacional (atualizável com base no IPCA) foi definido como:

n Para consumidores especiais: R$ 20.000,00.

n Para consumidores livres: R$ 50.000,00.

n Para comercializadores: ‘R$ 100.000,00.

n Para os demais agentes (exceto distribuidoras): R$ 10.000,00.

Os valores mínimos poderão ser alterados pela ANEEL após realização de consulta pública e com vacância mínima de seis meses para o início de vigência.

Para os novos geradores que venham a se comprometer exclusivamente com contratos regulados, a contratação de limite operacional é apenas facultada até o momento previsto em Procedimento de Comercialização específico para a operacionalização de sua adesão à CCEE.

Page 74: Duke Energy Guia Do Cliente

74

A “Garantia Avulsa” é uma faculdade oferecida aos agentes, em complemento aos seus limites operacionais. O valor da mesma poderá ser limitado a um percentual do limite operacional de cada agente, podendo ainda ser integralmente suprimido. A citada restrição pode ser estratificada em função da categoria (comercialização e geração) e do porte do agente (potência instalada, quantidades comercializadas ou quantidade de instalações).

A constituição de garantias avulsas pode ser realizada a qualquer tempo. Se realizada posteriormente à etapa de efetivação dos registros validados de contratos, não acarretará efeitos retroativos, mas poderá ser executada na liquidação corrente.

A constituição oportuna de garantias avulsas em montantes superiores ao permitido produz os efeitos adequados, porém sujeita o agente à penalidades.

Até 22 de agosto de 2015 a constituição de garantias avulsas poderá ocorrer em valores ilimitados. Após esta data valem as regras dos limites operacionais.

A cada ciclo de contabilização e liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo, a CCEE deverá verificar a condição potencial de inadimplência de cada agente vendedor ou cedente, em termos de garantias financeiras constituídas, para fins de efetivar ou não os registros validados de seus contratos de venda.

A CCEE poderá, a título informativo, divulgar a cada ciclo de contabilização e liquidação financeira do MCP, o valor da exposição financeira do agente da CCEE.

A CCEE somente promoverá a efetivação dos registros de quantidades de energia elétrica validados pelas partes se existirem as garantias financeiras correspondentes. Se não existirem garantias suficientes num determinado mês, a CCEE promoverá um ajuste nos volumes de energia elétrica associados a seus contratos de venda (ou cessão) já validados.

Page 75: Duke Energy Guia Do Cliente

74 75

O ajuste será realizado com base na insuficiência de garantia financeira (em R$) convertida em MWh. A conversão será feita com base nos montantes modulados de energia contratada e nos valores horários do PLD.

O ajuste a ser feito pela CCEE priorizará os contratos feitos no mercado livre, por ordem inversa de data da validação. Se os mesmos não forem suficientes para o ajuste, as prioridades seguintes serão: contratos decorrentes de leilão de ajuste, CCEARs decorrentes de leilão de empreendimentos de geração existentes e outros CCEARs e contratos de compra por agentes habilitados à comercialização varejista.

Os ajustes de quantidades de contratos no ambiente regulado implicam na redução proporcional dos valores a faturar pela energia contratada referente ao mês contabilizado.

Para fins de penalidades por insuficiência de lastro de energia e potência de consumidores especiais e livres, não será considerada a parcela de consumo que seja suportada pelas garantias financeiras constituídas e que decorra de montantes de compra registrados e validados, porém não efetivados pela CCEE.

Os agentes estão sujeitos a multas aplicadas pela CCEE caso não aportem as garantias financeiras suficientes para possibilitar a efetivação dos registros ou caso constituir garantias avulsas em montantes superiores ao permitido.

A multa será de 2% do valor não aportado (ou do montante de garantias avulsas que superar o valor permitido). Caso a multa não seja paga na data determinada, sobre a mesma incidirá juros de mora de 1% ao mês (calculados “pro rata die”) e atualização monetária com base no IGP-M, divulgado pela Fundação Getúlio Vargas – FGV (calculada “pro rata die”). Sem prejuízo da multa, o agente está sujeito a processo de desligamento da CCEE.

Page 76: Duke Energy Guia Do Cliente

76

Em relação aos CCEARs, a CCEE deve promover o registro dos mesmos por todo o período de suprimento. O registro deverá ser suspenso na segunda vez ao longo do período de suprimento, em que não ocorra a sua efetivação.

A suspensão de registro também se aplica ao CCEAR vinculado à usina que não estiver em operação comercial.

Confirmada a suspensão, as distribuidoras contratantes estarão expostas no Mercado de Curto Prazo.

A exposição será involuntária caso a distribuidora exerça seu direito à resolução contratual. Caso a resolução contratual se dê em até trinta dias da data de recebimento da notificação emitida pela CCEE, não há necessidade de manifestação da ANEEL. O reconhecimento pela ANEEL da exposição involuntária está condicionado à comprovação, pela distribuidora, de ter desenvolvido o máximo esforço na recontratação de energia elétrica em montantes equivalentes ao objeto do contrato resolvido.

Se a distribuidora optar pela condição de exposição voluntária, passará a ser credora junto ao agente vendedor no valor correspondente à exposição financeira, a ela atribuída no âmbito da liquidação financeira do MCP.

O registro do CCEAR não resolvido poderá ser retomado se o agente vendedor pagar os débitos relacionados à exposição financeira do MCP assumida pelas distribuidoras no período em que a energia contratada não foi contabilizada e esteja integralmente adimplente com todas as obrigações atinentes à comercialização no âmbito da CCEE.

Page 77: Duke Energy Guia Do Cliente

76 77

Page 78: Duke Energy Guia Do Cliente

Tarifas, Encargos e Tributos

6

Page 79: Duke Energy Guia Do Cliente

6.1 As tarifas praticadas no Mercado Cativo6.2 A abertura e o realinhamento tarifário6.3 Encargos e tributos setoriais

Page 80: Duke Energy Guia Do Cliente

80

6.1 As tarifas praticadas no mercado cativo

Cabe à ANEEL definir várias tarifas que são utilizadas no setor de energia elétrica:

n Tarifas aplicáveis aos consumidores cativos pelas distri-buidoras.

n Tarifas de uso dos sistemas de transmissão – TUSTs, apli-cáveis aos usuários da rede básica.

n Tarifas de uso dos sistemas de distribuição – TUSDs, apli-cáveis aos usuários das redes de distribuição.

n Tarifa Atualizada de Referência – utilizada para o cálculo da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos;

n Tarifa de Energia de Otimização – TEO – utilizada nas tran-sações de ennergia no âmbito do MRE – Mecanismo de Realocação de Energia;

As considerações que seguem são relativas às Tarifas aplicáveis aos consumidores cativos pelas empresas distribuidoras.

Até o início da década de 1980, os consumidores do grupo A dispunham exclusivamente das tarifas convencionais e pagavam o mesmo valor independentemente de consumir mais nas “horas de pico” (ou não) e de consumir mais (ou menos) em meses chuvosos ou secos.

Para o consumidor era completamente indiferente o consumo de energia elétrica durante a madrugada ou no final da tarde, assim como consumir durante qualquer mês do ano.

O maior uso dos sistemas elétricos ocorre em torno das 17 às 22 horas, variando um pouco de uma para outra região. Assim, os

Page 81: Duke Energy Guia Do Cliente

80 81

investimentos na infraestrutura elétrica devem ser feitos para atender estes valores máximos de demanda. Qualquer demanda adicional neste horário de pico (ou horário de ponta) custará, para o setor elétrico, mais do que se a mesma ocorresse em outros horários, pois implicará em necessidade de expansão.

Também ao longo do ano existem diferenças de “valor da energia elétrica”, em função da maior ou menor disponibilidade de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas e da maior ou menor utilização de geração termelétrica. Se o “valor da energia” é maior ou menor, as tarifas devem refletir tal situação.

No início da década de 1980 foram introduzidas, para os consumidores do grupo A, tarifas binômias diferenciadas, em que eram definidos mais de um preço de demanda e/ou mais de um preço de energia, denominadas “tarifas horo-sazonais”.

A estrutura tarifária horo-sazonal era caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano.

A implantação da estrutura tarifária horo-sazonal teve como objetivo estimular o consumidor a modificar o perfil de consumo e/ou demanda, reduzindo suas exigências nos horários em que o sistema está mais sobrecarregado, ou seja, para melhorar o “fator de carga” (quociente entre o valor médio e o valor máximo de uma curva de carga) e nos meses em que os reservatórios de hidrelétricas estão sendo deplecionados (esvaziados).

As tarifas horo-sazonais brasileiras eram:

n Tarifas Azuis e

n Tarifas Verdes

Page 82: Duke Energy Guia Do Cliente

82

A Tarifa Azul era uma modalidade tarifária, estruturada para aplicação de valores diferenciados de demanda de potência e consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano.

A Tarifa Verde era uma modalidade tarifária, estruturada para aplicação de um valor único de demanda de potência e de valores diferenciados de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano.

Em decorrência, as tarifas praticadas no fornecimento aos consumidores finais, em mercados cativos, passaram a ter os seguintes formatos:

n Tarifa Monômia simples - com apenas um preço de energia;

n Monômia diferenciada - mais de um preço, mas apenas de energia;

n Binômia convencional (2) - apenas um preço de demanda e um preço de energia ;

n Binômia diferenciada - mais de um preço de demanda e/ou mais de um preço de energia.

A estrutura tarifária das distribuidoras está sendo substancialmente alterada pela ANEEL. Algumas alterações já foram implantadas, outras testadas em 2014 e implantadas em 2015 e outras até o final do terceiro ciclo de revisão tarifária de cada empresa.

As disposições básicas sobre a estrutura tarifária das distribuidoras estão descritas no Procedimento de Regulação Tarifária – Submódulo 7.1, aplicáveis a partir do terceiro ciclo de revisão tarifária periódica (3CRTP) e reajustes subsequentes.

2 A tarifa binômia convencional deverá ser aplicada pelas distribuidoras somente até o termino do terceiro ciclo de revisão tarifária.

Page 83: Duke Energy Guia Do Cliente

82 83

Entende-se como “estrutura tarifária” o conjunto das várias tarifas utilizadas para fins de faturamento e capazes de produzir uma receita que reflita os custos regulatórios da empresa.

Os componentes das tarifas são: a TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) e a TE (Tarifa de Energia).

A TUSD é definida em R$/kW e em R$/MWh. A TE é definida em R$/MWh.

Os usuários do sistema de distribuição são classificados em grupos e subgrupos tarifários. Nos termos do art. 2º, da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, os grupos e subgrupos são:

Grupo A: grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição em tensão secundária, caracterizado pela tarifa binômia e subdividido nos seguintes sub-grupos:

a) subgrupo A1 tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV;

b) subgrupo A2 tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV;

c) subgrupo A3 tensão de fornecimento de 69 kV;

d) subgrupo A3a tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV;

e) subgrupo A4 tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV; e

f) subgrupo AS tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, a partir de sistema subterrâneo de distribuição.

Page 84: Duke Energy Guia Do Cliente

84

Grupo B: grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, caracterizado pela tarifa monômia e subdividido nos seguintes subgrupos:

a) subgrupo B1 – residencial;

b) subgrupo B2 – rural;

c) subgrupo B3 – demais classes; e

d) subgrupo B4 – Iluminação Pública.

A classe residencial está subdividida nas seguintes subclasses:

n Residencial;

n Residencial baixa renda;”

n Residencial baixa renda indígena;

n Residencial baixa renda quilombola;

n Residencial baixa renda benefício de prestação continuada da assistência social – BPC; e

n Residencial baixa renda multifamiliar.

Os postos tarifários são:

n Ponta: período composto por três horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, não aplicável para finais de semana e feriados.

n Intermediário: período de duas horas, sendo uma hora imediatamente anterior e outra imediatamente posterior ao posto ponta, aplicado para o Grupo B.

n Fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas nos postos ponta e intermediário.

Page 85: Duke Energy Guia Do Cliente

84 85

As modalidades tarifárias são:

n Azul: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, ca-racterizada por tarifas diferenciadas de consumo de ener-gia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia;

n Verde: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, ca-racterizada por tarifas diferenciadas de consumo de ener-gia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia, assim como de uma única tarifa de demanda de potência;

n Convencional Binômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas de consumo de ener-gia elétrica e demanda de potência, independentemente das horas de utilização do dia;

n Branca: aplicável às unidades consumidoras do grupo B, exceto os subgrupos B1 subclasse Baixa Renda e B4, ca-racterizada por tarifas diferenciadas de consumo de ener-gia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia;

n Convencional Monômia: aplicada às unidades consumido-ras do grupo B, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica, independentemente das horas de utiliza-ção do dia;

n Geração: aplicada às centrais geradoras conectadas aos sistemas de distribuição, caracterizada por tarifas de de-manda de potência, independentemente das horas de uti-lização do dia;

n Distribuição: aplicada às concessionárias ou permissioná-rias de distribuição conectadas aos sistemas de outra dis-tribuidora, caracterizada por tarifas diferenciadas de de-manda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia, e de consumo de energia elétrica;

Page 86: Duke Energy Guia Do Cliente

86

A TUSD (Tarifa de uso do sistema de distribuição) é formada por vários componentes (funções de custos):

I. TUSD TRANSPORTE – parcela da TUSD que compreende a TUSD FIO A e a TUSD FIO B, sendo:

a) TUSD FIO A – formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de propriedade de terceiros, compreendida por:

n Uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica;

n Uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica de Fronteira;

n Uso dos sistemas de distribuição de outras distribuidoras; e

n Conexão às instalações de transmissão ou de distribuição, quando aplicáveis.

b) TUSD FIO B – formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de propriedade da própria distribuidora, compreen-dida por:

n Remuneração dos ativos;

n Quota de reintegração regulatória (depreciação); e

n Custo de operação e manutenção.

II. TUSD ENCARGOS – parcela da TUSD que recupera os custos de:

n Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE;

n Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;

Page 87: Duke Energy Guia Do Cliente

86 87

n Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS;

n Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; e

n Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;

III. TUSD PERDAS – parcela da TUSD que recupera os custos regulatórios com:

n Perdas técnicas do sistema da distribuidora;

n Perdas não técnicas; e,

n Perdas de Rede Básica devido às perdas regulatórias da distribuidora.

Todos os componentes da TUSD são cobrados dos usuários do sistema de distribuição, exceto:

n Para algumas centrais geradoras que possuem uma forma específica de cálculo da TUSD.

n Para a parcela do consumo atendido por geração própria (produção independente e/ou de autoprodução), não são cobrados os componentes: Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.

n Para concessionária ou permissionária de distribuição não são cobrados os componentes: TUSD Encargos e Perdas não técnicas.

n Para a subclasse baixa renda não é cobrado o componente “Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA”.

Page 88: Duke Energy Guia Do Cliente

88

A TUSD subdivide-se em:

n I. TUSD AZUL – segmentada em dois postos tarifários ou períodos de faturamento:

a) TUSD AZUL ponta – R$/kW – definida para o posto tarifário ponta da distribuidora;

b) TUSD AZUL fora ponta – R$/kW – definida para o posto tarifário fora ponta da distribuidora; e

c) TUSD AZUL – R$/MWh – definida sem distinção horária;

n II. TUSD VERDE – segmentada em dois postos tarifários ou períodos de faturamento:

a) TUSD VERDE – R$/kW – definida igual ao valor da TUSD AZUL de fora ponta;

b) TUSD VERDE ponta – R$/MWh – definida para o posto tarifário ponta da distribuidora; e

c) TUSD VERDE fora ponta – R$/MWh – definida igual ao valor da TUSD AZUL em R$/MWh.

n III. TUSD CONVENCIONAL binômia – R$/kW e R$/MWh – definida sem distinção horária;

Page 89: Duke Energy Guia Do Cliente

88 89

n IV. TUSD BRANCA – segmentada em três postos tarifários ou períodos de faturamento:

a) TUSD BRANCA ponta – R$/MWh – definida para o posto tarifário ponta da distribuidora;

b) TUSD BRANCA intermediária – R$/MWh – definida para o posto tarifário intermediário da distribuidora; e

c) TUSD BRANCA fora ponta – R$/MWh – definida para o posto tarifário fora ponta.

V. TUSD CONVENCIONAL monômia – R$/MWh – definida sem distinção horária;

VI. TUSD DISTRIBUIÇÃO – segmentada em dois postos tarifários ou períodos de faturamento:

a) TUSD DISTRIBUIÇÃO ponta – R$/kW – definida para o posto tarifário ponta da distribuidora;

b) TUSD DISTRIBUIÇÃO fora ponta – R$/kW – definida para o posto tarifário fora ponta; e

c) TUSD DISTRIBUIÇÃO – R$/MWh – definida sem distinção horária;

n VII. TUSD GERAÇÃO – TUSDg – R$/kW – definida sem distinção horária e de subgrupo, exceto para o subgrupo A2 que possui tarifa nominal.

Page 90: Duke Energy Guia Do Cliente

90

A TE (Tarifa de Energia) também é formada por alguns componentes (funções de custos):

n I. TE ENERGIA – é a parcela da TE que recupera os custos pela compra de energia elétrica para revenda ao consumidor, incluindo os custos com energia comprada de Itaipu e de geração própria;

n II. TE ENCARGOS – é a parcela da TE que recupera os custos de:

l Encargos de Serviços de Sistema – ESS;

l Encargo de Energia de Reserva – ERR;

l Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE;

l Contribuição sobre Uso de Recursos Hídricos – CFURH.

n III. TE TRANSPORTE – é a parcela da TE que recupera os custos de transmissão relacionados à: transporte de Itaipu e na Rede Básica de Itaipu;

n IV. TE PERDAS – é a parcela da TE que recupera os custos com perdas de Rede Básica devido ao mercado de referência de energia.

A TE subdivide-se em:

n I. Horária – é segmentada em dois postos tarifários ou períodos de faturamento:

l TE ponta - R$/MWh – definida para o posto tarifário ponta da distribuidora;

l TE fora ponta - R$/MWh – definida para o posto tarifário fora ponta e intermediário da distribuidora;

Page 91: Duke Energy Guia Do Cliente

90 91

n II. TE convencional - R$/MWh – definida sem distinção horária; e

n III. TE suprimento - R$/MWh – definida sem distinção horária.

Ao definir as tarifas a ANEEL considera sempre os componentes de TUSD e de TE.

A distribuidora deve informar na fatura dos consumidores dos grupos A e B, de forma discriminada, os valores referentes à TUSD e à TE.

Na fatura de energia elétrica dos consumidores do grupo B, a distribuidora deve informar o valor correspondente à energia, ao serviço de distribuição, à transmissão, aos encargos setoriais e aos tributos. Os valores, sempre em R$, devem incluir:

n Valor da energia: soma dos valores faturados relativos à energia elétrica comprada para revenda, Perdas na Rede Básica (TE) e TUSD- Perdas.

n Valor do serviço de distribuição: valor faturado relativo a componente TUSD – Fio B.

n Valor da transmissão: soma dos valores faturados relativos ás componentes TUSD – Fio A e TE TRANSPORTE

n Valor dos encargos setoriais: soma dos valores faturados relativos ás componentes TE ENCARGOS e TUSD ENCARGOS.

Desde janeiro de 2015 está implantado, em todas as empresas distribuidoras do Sistema Interligado Nacional – SIN o “sistema de bandeiras tarifárias”, aplicado aos consumidores cativos e potencialmente livres.

Page 92: Duke Energy Guia Do Cliente

92

As bandeiras tarifárias são:

n Bandeira Tarifária Verde: indica condições favoráveis de geração de energia, não implicando acréscimo tarifário.

n Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha: indicam condi-ções menos favoráveis e críticas de geração de energia, resultando em adicionais à Tarifa de Energia - TE.

Os critérios para o cálculo dos adicionais de tarifas de energia na vigência das tarifas amarela e vermelha estão definidos no Módulo 6.8 do PRORET (Bandeiras Tarifárias).

Nos termos da Resolução Homologatória ANEEL nº 1.859, de 27 de fevereiro de 2015:

n A bandeira tarifária verde: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for inferior ao valor de 200,00 R$/MWh;

n A bandeira tarifária amarela: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a 200,00 R$/MWh e inferior ao valor-teto do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, atualmente de 388,48 R$/MWh; e

n A bandeira tarifária vermelha: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior ao valor-teto do PLD, de 388,48 R$/MWh.

Ainda nos termos da citada Resolução Homologatória nº 1.859/2015, os valores a serem adicionados à tarifa de aplicação de energia, TE, desde o dia 1º de março de 2015, são:

n Na vigência da bandeira tarifária amarela: 25,00 R$/MWh;

n Na vigência da bandeira tarifária vermelha: 55,00 R$/MWh.

Page 93: Duke Energy Guia Do Cliente

92 93

A ANEEL é responsável pelo acionamento mensal das bandeiras, com base em informações do Operador Nacional do Sistema – ONS. Em princípio, a bandeira tarifária será utilizada no mês subsequente à data de divulgação.

A receita adicional obtida pelas distribuidoras com a aplicação das bandeiras amarela e vermelha será recolhida em nome da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, diretamente à “Conta Bandeiras”. A CCEE manterá a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (Conta Bandeiras), com a finalidade específica de administrar os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias. Tais recursos serão repassados mensalmente aos agentes de distribuição, considerando os custos realizados da geração de energia por fonte termelétrica e das exposições ao mercado de curto prazo, apurados pela CCEE.

A ANEEL e as distribuidoras são responsáveis pela divulgação dos procedimentos do sistema de bandeiras, buscando orientar os consumidores quanto aos critérios de aplicação.

O adicional das bandeiras tarifárias amarela e vermelha não será aplicado ao suprimento de energia às concessionárias e permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, independente de ser ou não agente da CCEE.

A distribuidora deve explicitar na fatura do consumidor qual a bandeira vigente no período relativo ao faturamento.

Page 94: Duke Energy Guia Do Cliente

94

6.2 A abertura e o realinhamento tarifário

O Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, posteriormente alterado pelo Decreto nº 4.667, de 4 de abril de 2003, determinou a abertura e o realinhamento das tarifas.

A partir de tais dispositivos foi iniciado um processo, do qual resultam:

n a abertura das parcelas que compõem a tarifa de fornecimento de energia elétrica para efeito de informação ao consumidor final e

n o realinhamento da tarifa de fornecimento para eliminação gradual do subsídio cruzado entre classes de consumidores (processo já concluído).

A abertura das tarifas significa “abrir” as informações sobre os valores de cada parcela que compõe a “fatura” de energia elétrica, mostrando:

n o valor pago pela energia elétrica consumida (tarifa de energia);

n o valor pago pelo uso do sistema de distribuição e transmissão (tarifa de uso ou tarifa “fio”) e

n outros elementos de custo que compõem as tarifas.

A abertura das tarifas também facilita ao consumidor potencialmente livre uma melhor avaliação da oportunidade de optar por ser, efetivamente, consumidor livre. Ao comparar o quanto paga pela energia com o que poderia pagar em caso de opção, o consumidor sabe que os demais encargos tarifários de uso do sistema de distribuição serão iguais.

Page 95: Duke Energy Guia Do Cliente

94 95

6.3 Encargos e tributos setoriais

Os principais encargos setoriais são:

n RGR - Reserva Global de Reversão.

n Compensação financeira pelo uso de recursos hídricos.

n Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica.

n Aplicação em Pesquisa e Desenvolvimento.

n Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.

n PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de EE.

n Encargos de Serviços de Sistema.

n Encargos de Energia de Reserva – EER.

A RGR, em decorrência do disposto na Lei nº 12.783/13, é paga atualmente só pelas concessões de usinas hidrelétricas que poderiam ser prorrogadas em 2012 mas não o fizeram e pelas concessões de transmissão licitadas antes de 12.09.2012.

A Compensação financeira pelo uso de recursos hídricos é paga pelos geradores hidrelétricos, exceto as mini e pequenas centrais hidrelétricas.

A taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica é paga por todos os agentes setoriais. A alíquota foi reduzida de 0,5% para 0,4 % pela Lei nº 12.783/13.

A aplicação em Pesquisa e Desenvolvimento, decorrente da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, é obrigatória para as empresas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. A alíquota é de um por cento da receita operacional líquida. Estão dispensadas da referida aplicação asa usinas eólica, solar, biomassa, pequenas centrais hidrelétricas e cogeração qualificada.

Page 96: Duke Energy Guia Do Cliente

96

Os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE são provenientes das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multas aplicadas pela Aneel a concessionárias, permissionárias e autorizadas, e dos créditos da União de que tratam os arts. 17 e 18 da Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012.

Os custos do PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – são pagos por todas as classes de consumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Interligado Nacional, proporcionalmente ao consumo verificado, exceto os consumidores beneficiados pela Tarifa Social de Energia Elétrica, integrante da Subclasse Residencial Baixa Renda.

Os Encargos de Serviços de Sistema, cobrados através da CCEE destinam-se a recuperação dos custos (R$/MWh) envolvidos na manutenção da segurança e da estabilidade do sistema e que não estão considerados no cálculo do PLD.

Os Encargos de Energia de Reserva – EER são pagos pelos usuários finais de energia elétrica do SIN, de modo proporcional à parcela da carga do agente no SIN.

Page 97: Duke Energy Guia Do Cliente

96 97

Além dos “subsídios cruzados”, difíceis de serem percebidos pelo consumidor menos informado, existem vários outros subsídios explícitos, pagos pelos consumidores:

n Subsídios para consumidores dos sistemas isolados – CCC dos sistemas isolados (CDE).

n Subsídios para a geração a carvão – CDE.

n Subsídios para a geração com fontes alternativas – PROINFA e CDE.

n Subsídios para Consumidores de Baixa Renda - CDE

n Subsídios para a universalização – CDE.

n Subsídios para transporte da energia de PCHs, eólicas e outras – vários.

n Subsídios para as regiões Norte e Nordeste – vários.

Além destes encargos, o consumidor final é onerado com alguns tributos:

n ICMS sobre a energia elétrica.

n PIS E COFINS.

Page 98: Duke Energy Guia Do Cliente

A comercialização de Energia

7

Page 99: Duke Energy Guia Do Cliente

7.1 Mercado Regulado e Mercado Livre7.2 Compra de energia por Consumidores Cativos7.3 Compra de energia por Consumidores Livres7.4 Compra de energia por Consumidores Especiais7.5 A cessãu de energia e potência por Cliente Livre7.6 O consumidor Parcialmente Livre7.7 Vantagens de comprar energia como “Cliente Livre”

Page 100: Duke Energy Guia Do Cliente

100

7.1 Mercado regulado e mercado livre

A comercialização de energia elétrica deve ser entendida dentro de vários contextos:

n Venda para consumidores finais no mercado cativo.

n Venda para consumidores finais no mercado livre.

n Venda para outros agentes – concessionários, permissio-nários e autorizados.

Para cada uma das circunstâncias acima apontadas existem regras diferentes, a serem observadas pelos agentes.

As regras para comercialização de energia foram substancialmente alteradas pelos dois últimos Governos.

O Decreto nº 5.163/04 define:

Art. 1º - §2º Para fins de comercialização de energia elétrica, entende-se como:

I - Ambiente de Contratação Regulada - ACR o segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica entre agentes vendedores e agentes de distribuição, precedidas de licitação, ressalva-dos os casos previstos em lei, conforme regras e procedi-mentos de comercialização específicos;

II - Ambiente de Contratação Livre - ACL o segmento do mer-cado no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica, objeto de contratos bilaterais livremen-te negociados, conforme regras e procedimentos de co-mercialização específicos;

Page 101: Duke Energy Guia Do Cliente

100 101

Ainda nos termos do Decreto nº 5.163/04:

X. “consumidor livre” é aquele que, atendido em qualquer ten-são, tenha exercido a opção de compra de energia elétri-ca, conforme as condições previstas nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; e

XI. “consumidor potencialmente livre” é aquele que, a despei-to de cumprir as condições previstas no art. 15 da Lei nº 9.074, de 1995, é atendido de forma regulada.

Portanto, o “consumidor potencialmente livre” é aquele que está legalmente habilitado a exercer a opção de comprar energia elétrica de qualquer fornecedor.

Nos termos dos artigos 15 e 16 da Lei nº 9.074/95, podem exercer a opção (respeitados os contratos de fornecimento vigentes) os consumidores com carga igual ou superior a 3.000 kW, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV ou em qualquer nível de tensão no caso de novos consumidores (ligados após 8 de julho de 1995).

7.2 Compra de energia por consumidores cativos

A comercialização de energia no “mercado cativo” é feita nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, e de outros dispositivos complementares.

As concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica estão obrigadas a, nos termos regulamentares, atender todos os interessados, localizados em sua área de concessão.

Page 102: Duke Energy Guia Do Cliente

102

Nos termos do Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, os consumidores do Grupo “A”, das concessionárias ou permissionárias de serviço público de geração ou de distribuição de energia elétrica deverão celebrar contratos distintos para a conexão, uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e compra de energia elétrica.

7.3 Compra de energia por consumidores livres

O chamado “mercado livre” de energia elétrica passou a existir a partir do advento da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, que definiu a possibilidade de exercício de opção de compra por parte de consumidores que atendem determinadas condições.

Com a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, o mercado de livre negociação foi ampliado para todas as operações de compra e venda de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados, observadas as disposições relativas ao período de transição (contratos iniciais).

A Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, excluiu as compras das concessionárias de serviço público de distribuição do mercado de livre negociação, ao determinar (art. 2º) que as mesmas somente poderiam estabelecer contratos de compra de energia elétrica por meio de licitação, na modalidade de leilão, ou por meio dos leilões públicos previstos no art. 27 da Lei nº 10.438, de 2002.

A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, consolidou tal situação definindo que as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição de energia elétrica deveriam submeter-se à “contratação regulada”, com os processos de licitação conduzidos pelo próprio governo.

Page 103: Duke Energy Guia Do Cliente

102 103

Assim, o “mercado livre” (ou ambiente de contratação livre) está atualmente limitado às operações de compra e venda de energia elétrica envolvendo os agentes concessionários e autorizados de geração, comercializadores e importadores de energia elétrica e os consumidores livres (ou potencialmente livres).

No “mercado livre” as relações comerciais podem ser livremente negociadas e contratadas, mas devem estar consolidadas em contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica, com estabelecimento, entre outras condições, de prazos e volumes.

Se o contrato do “consumidor potencialmente livre” não tem prazo determinado, pode o mesmo exercer a opção mediante informação de sua decisão ao agente de distribuição que o atende. Porém, algumas restrições estão impostas:

n O início da entrega de energia pelo novo vendedor só po-derá ocorrer no ano subseqüente ao da informação da opção (exceto se a concessionária aceitar a redução de tal prazo) e

n A informação da opção deve ser apresentada à concessio-nária de distribuição em até 75 dias antes da data prevista para a realização de um dos leilões de energia elétrica pro-veniente de empreendimento de geração existente (exceto se o contrato de fornecimento dispuser expressamente em contrário).

O consumidor que exerce a opção de compra pode voltar à condição de “consumidor cativo”, devendo para isto comunicar à concessionária de distribuição local com um prazo de antecedência de cinco anos, prazo este que pode ser desconsiderado por decisão da concessionária.

Page 104: Duke Energy Guia Do Cliente

104

A opção exercida por um consumidor poderá corresponder a toda a sua necessidade ou a uma parte dela. De qualquer forma, exercida a opção (total ou parcial) o consumidor deverá garantir o atendimento a 100% de suas cargas, em termos de energia e potência, por intermédio de geração própria ou de contratos registrados na CCEE, ficando sujeito a penalidade pelo descumprimento dessa obrigação.

A opção de compra de energia elétrica pelo consumidor potencialmente livre pode ser exercida junto aos vários agentes vendedores, dentre estes a concessionária ou permissionária de distribuição responsável pela área geográfica.

De certa forma equiparam-se aos consumidores livres e estão incluídos no “mercado livre” aqueles consumidores ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, quando adquirirem energia de PCH, de usinas com potência igual ou inferior a 1 MW e de geração com base em fontes solar, eólica, biomassa (com potência instalada menor ou igual a 30 MW), nos termos do §5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Os referidos consumidores (“assemelhados” aos consumidores livres) também deverão ser agentes da CCEE.

A decisão de compra de energia no ACL e a eventual decisão de voltar ao ACR implicam na assunção da responsabilidade pelo ressarcimento de eventuais prejuízos causados pelo seu posterior descumprimento.

A compra de energia na condição de consumidor livre implica na possibilidade de obter contratos compatíveis com as efetivas necessidades do comprador, com as suas diretrizes de gerenciamento de consumo e com preço estável da energia elétrica.

A Resolução Normativa ANEEL nº 376/2009 define regras para a contratação de energia elétrica, no âmbito do Sistema Interligado Nacional – SIN, por Consumidor Livre.

Page 105: Duke Energy Guia Do Cliente

104 105

7.4 Compra de Energia po Consumidores Especiais

A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, no artigo 26 § 5º permite a venda de energia dos chamados “geradores incentivados” aos “consumidores especiais”.

São geradores incentivados as usinas hidrelétricas com capacidade instalada igual ou inferior a 50 MW e as que geram energia elétrica com base em fontes solar, eólica, biomassa, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 50 MW.

São “consumidores especiais” aqueles que, isoladamente ou reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, tenham carga maior ou igual a 500 kW e que compram energia de geradores incentivados.

A comercialização de energia em referência está regulada pela Resolução Normativa nº 247 de 21 de dezembro de 2006.

O atendimento ao “conjunto de unidades consumidoras, reunidas por comunhão de interesses de fato ou de direito” fica condicionado a:

n Localização das unidades consumidoras em áreas contíguas ou

n Possuírem as unidades consumidoras o mesmo CNPJ, mesmo não estando em áreas contíguas.

A comprovação da carga (maior ou igual a 500 kW) deverá ser feita com base na demanda contratada com um período mínimo de doze meses (soma das demandas contratadas no caso do conjunto de unidades consumidoras).

Page 106: Duke Energy Guia Do Cliente

106

A compra e venda da energia elétrica em pauta serão feitas através de um “Contrato de Compra de Energia Incentivada – CCEI”, com cláusulas e preços livremente negociados. A venda da energia produzida por “Agentes Geradores Incentivados” poderá ser feita por intermédio de comercializadores autorizados pela ANEEL.

No caso de “conjunto de unidades consumidoras”, deverão as mesmas manifestar seu compromisso de solidariedade, indicar o seu representante legal junto ao vendedor e à concessionária e declarar estar ciente de que a falta de pagamento de qualquer comprador poderá implicar interrupção do serviço para todos.

Para cumprimento de seus contratos de venda, em caso de indisponibilidade de geração própria, os geradores incentivados poderão comprar energia de terceiros (de qualquer fonte), limitadas tais compras a 49% da sua própria garantia física. A superação de tal limite (49%) implica na perda dos incentivos.

Os “consumidores especiais” deverão firmar com as distribuidoras locais ou transmissoras, os CCDs (Contratos de Conexão ao Sistema de Distribuição) ou CCTs (Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão) e os contratos de uso (CUSD ou CUST).

Referidos consumidores deverão implantar o “Sistema de Medição para Faturamento – SMF” e estarão sujeitos a penalidades caso não o façam. A medição poderá ser unificada para o conjunto de unidades consumidoras, desde que estejam localizadas em áreas contíguas.

Tanto o “Agente Gerador Incentivado” como o “Consumidor Especial” deverão participar da CCEE, podendo ser representados por outros agentes para efeito de contabilização e liquidação.

Page 107: Duke Energy Guia Do Cliente

106 107

7.5 A cessão de Energia e Potência por Cliente Livre

A Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, criou a possibilidade de consumidores livres e especiais cederem montantes de energia e potência por eles contratados, sem prejuízo dos direitos e obrigações determinados nos contratos originais:

Art. 25. Os consumidores enquadrados nos arts. 15 e 16 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995, e aqueles alcançados pelo disposto no § 5o do art. 26 da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, poderão ceder, a preços livremente negociados, montantes de energia elétrica e de potência que sejam objeto de contratos de compra e venda registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, conforme diretrizes e condicionantes do Ministério de Minas e Energia e regulamentação da Aneel.

Parágrafo único. A cessão de que trata o caput deste artigo não alterará os direitos e obrigações estabelecidos entre os vendedores e os compradores nos contratos originais de compra e venda de energia.

O MME, através da Portaria nº 185, de 4 de junho de 2013, alterada pela Portaria MME nº 21, de 14 de janeiro de 2014, definiu as diretrizes para a referida cessão, a qual pode ser praticada desde 1º de junho de 2014.

A Cessão deverá ocorrer mediante negociações bilaterais, ser formalizada por meio de “Contrato de Cessão” e ser registrada e validada na CCEE.

Os contratos originais de compra e venda deverão estar previamente registrados e validados na CCEE e a cessão deve ter sido limitada à quantidade e ao prazo final do contrato original.

O tema foi objeto de regulação pela ANEEL através da Resolução Normativa no 611, de 8 de abril de 2014.

Page 108: Duke Energy Guia Do Cliente

108

7.6 O Consumidor Parcialmente Livre

A Resolução Normativa ANEEL nº 376/2009 criou a figura do “Consumidor Parcialmente Livre” e determinou que o mesmo firme o CCEAL (Contrato de Compra de Energia no Ambiente de Contratação Livre) e o CCER (Contrato de Compra de Energia Regulada), (além do Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD ou de Transmissão – CCT e do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD ou de Transmissão – CUST).

O “Consumidor Parcialmente Livre” é aquele que compra parte de suas necessidades de energia elétrica no mercado livre e outra parte da distribuidora local, nas mesmas condições reguladas aplicáveis a consumidores cativos, inclusive tarifas e prazos.

O CCER deve dispor sobre o montante de energia elétrica contratada, discretizado em períodos mensais para todo o período de fornecimento do contrato. Caso o referido período seja superior a 12 meses, deve ser permitida a revisão dos valores mensais de energia elétrica contratada a cada período de 12 meses, observadas as disposições de Regras e Procedimentos de Comercialização aplicáveis ao registro desses valores.

O contrato deve prever que, caso o Consumidor Parcialmente Livre necessite acréscimo do montante de energia elétrica associado ao CCER deverá receber tratamento semelhante aos casos de retorno de Consumidor Livre ao ACR. Na hipótese de solicitação de redução do montante de energia elétrica associado ao CCER, deverá receber tratamento semelhante aos casos de migração de Consumidor Potencialmente Livre para o ACL.

Page 109: Duke Energy Guia Do Cliente

108 109

Se após a comunicação o consumidor desistir de migrar para a condição de “consumidor livre” e estiver sem contrato de compra de energia, a distribuidora poderá atendê-lo, porém cobrará do mesmo a diferença, se positiva, entre o Preço de Liquidação de Diferenças – PLD médio mensal publicado pela CCEE e o custo médio de aquisição de energia elétrica pela concessionária local. Tal situação deverá perdurar até que novo contrato (CCER) seja firmado e entre em vigência.

Existe também a hipótese contrária, ou seja, o consumidor livre informa que pretende voltar à condição de “consumidor cativo”, assina o CCER (Contrato de Compra de Energia Regulada) e posteriormente desiste deste contrato antes do mesmo entrar em vigência.

Neste caso, deverá pagar à distribuidora uma multa rescisória, calculada com base na expectativa de faturamento associado ao CCER no período de um ano.

Na hipótese de um “Consumidor Parcialmente Livre”, responsável por unidade consumidora conectada à Rede Básica, ficar inadimplente no CCER, sendo essa inadimplência caracterizada pelo não pagamento integral de mais de uma fatura mensal em um período de 12 meses consecutivos, a distribuidora local ficará autorizada a não registrar, na CCEE, os montantes de energia elétrica contratada até a quitação total dos débitos.

Page 110: Duke Energy Guia Do Cliente

110

7.7 Vantagens de comprar energia como “Cliente Livre”

As principais vantagens de um consumidor ao se tornar “consumidor livre” são:

n Possibilidade de negociar livremente o preço de energia elétrica;

n Segurança contratual em relação à variação de preços;

n Possibilidade de negociar a compra com flexibilidade de ajustes;

n Possibilidade de negociar a compra de um “produto” ade-quado às suas condições específicas (prazos, sazonalida-des etc.);

n Possibilidade de escolha entre vários tipos de contratos oferecidos pelos vendedores;

n Possibilidade de contratar outros serviços paralelos – re-presentação na CCEE, estudos de racionalização de con-sumo, assessoria nos contatos com transmissores/distri-buidores.

De qualquer forma, é indispensável que o consumidor, ao tomar a decisão de ser livre, disponha de uma estratégia na utilização da energia elétrica e de adequadas informações, tanto em termos de perspectiva de preços como de disponibilidade.

Page 111: Duke Energy Guia Do Cliente

110 111

Page 112: Duke Energy Guia Do Cliente

Direitos e Obrigaçõesde um Cliente Livre

8

Page 113: Duke Energy Guia Do Cliente

8.1 A garantia do fornecimento8.2 O direito de livre acesso: Sistemas de transmissão e distribuição8.3 O retorno do mercado cativo8.4 A obrigatoriedade de ser agente da 8.5 A obrigatoriedade de contratar a totalidade da energia8.6 As garantias de pagamentos

Page 114: Duke Energy Guia Do Cliente

114

8.1 A garantia do fornecimento

A garantia de fornecimento de energia é obtida pelo consumidor livre mediante o registro na CCEE do(s) seu(s) contratos(s) de compra e venda de energia. Uma vez que um contrato está regularmente registrado na CCEE, o direito do comprador de receber a energia está assegurado, mesmo que o vendedor, por qualquer razão, não disponibilize a energia no sistema elétrico. Numa circunstância como esta, haverá uma operação a ser liquidada pelo vendedor, no âmbito da CEEE, sem necessidade de qualquer participação do comprador.

Se o comprador – cliente livre - receber energia sem respaldo de um contrato de compra e venda registrado na CCEE, então estará o mesmo sujeito a liquidação da energia recebida ao “preço de liquidação de diferenças” da CCEE, além de eventuais penalidades por falta de “lastro contratual” (contratos para 100% da energia necessária).

8.2 O direito de livre acesso: sistemas de transmissão e distribuição

A Lei nº 9.074/95 assegura aos consumidores livres o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionários e permissionários de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido.

Page 115: Duke Energy Guia Do Cliente

114 115

8.3 O retorno ao mercado cativo

Nos termos da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, o consumidor livre pode voltar à condição de consumidor cativo. Para isto deve informar à distribuidora local, com antecedência mínima de cinco anos.

A distribuidora, caso seja conveniente, pode negociar a redução do referido prazo.

O retorno ao mercado cativo dos “consumidores especiais” segue a mesma regra.

8.4 A obrigatoriedade de ser agente da CCEE

Os consumidores livres devem ser agentes da CCEE, podendo ser representados, para efeito de contabilização e liquidação, por outros agentes dessa Câmara.

Os custos operacionais da CCEE são rateados entre todos os agentes participantes, proporcionalmente aos volumes de energia elétrica transacionados.

Salvo expressa previsão legal ou regulamentar em contrário, os consumidores livres estão sujeitos ao pagamento de todos os tributos e encargos devidos pelos demais consumidores. A ANEEL pode determinar que os encargos, taxas e contribuições setoriais sejam pagos no momento da liquidação das transações no mercado de curto prazo da CCEE.

Page 116: Duke Energy Guia Do Cliente

116

8.5 A obrigatoriedade de contratar a totalidade da energia.

O consumidor livre está obrigado a garantir o atendimento à totalidade de sua carga, mediante contratação com um ou mais fornecedores (ou mediante geração própria), mesmo que parte da energia comprada ocorra na condição de consumidor cativo.

A não existência de contratos garantindo o atendimento à totalidade de sua carga pode sujeitar o consumidor livre a penalidades.

8.6 As garantias de pagamentos

Os contratos de compra e venda de energia no mercado livre costumam ter cláusula específica de garantia de pagamento da energia comprada.

A garantia oferecida pelos compradores pode ser:

n Títulos do Tesouro Nacional.

n Carta de Fiança Bancária.

n Contrato de Constituição de Garantia.

Page 117: Duke Energy Guia Do Cliente

116 117

Page 118: Duke Energy Guia Do Cliente

O acesso e uso dos Sistemas deTransmissão e Distribuição

9

Page 119: Duke Energy Guia Do Cliente

9.1 Regulamentação básica9.2 Contratos a serem firmados pelo Consumidor Livre9.3 Tarifas a serem pagas pelo Cliente Livre9.4 Encargos setoriais a serem pagos

Page 120: Duke Energy Guia Do Cliente

120

9.1 Regulamentação básica

O “Livre Acesso” dos consumidores livres aos sistemas de transmissão e distribuição foi assegurado pela Lei nº 9.074/95.

As regras são diferentes para o acesso aos sistemas de transmissão e distribuição.

Transmissão

Resolução Normativa ANEEL nº 281, de 01/10/1999, pelo Decreto nº 5.597, de 28/11/2005 e pelo Módulo 3 dos Procedimentos de Rede do ONS.

A Resolução ANEEL nº 399, de 13 de abril de 2010 define normas também para a contratação do uso do sistema de transmissão em caráter permanente, flexível e temporário e as formas de cálculo dos encargos correspondentes.

Entende-se por “conexão” o conjunto de instalações e de equipamentos que objetivem interligar as instalações de um interessado até o ponto de conexão.

O interessado pode formular uma “Consulta de Acesso” ou uma “Solicitação de Acesso”.

A “Consulta de Acesso” é informal e não gera quaisquer compromissos formais entre as partes. A consulta deve ser utilizada quando o interessado ainda tem pendências, como dúvidas sobre o melhor ponto de conexão ou pendências na assinatura do contrato de concessão (ou ato autorizativo).

Na formulação da “Solicitação de Acesso” o processo é formal e implica em custos para a realização de estudos de integração do empreendimento à Rede Básica, custos estes de responsabilidade do interessado.

Page 121: Duke Energy Guia Do Cliente

120 121

A solicitação de acesso à Rede Básica deve ser encaminhada ao ONS ou à concessionária de transmissão proprietária da linha ou subestação no ponto de conexão desejado. A solicitação de acesso às instalações que não compõem a Rede Básica deve ser encaminhada à concessionária proprietária da linha ou subestação a ser acessada.

As solicitações devem estar acompanhadas dos dados e informações necessárias à avaliação técnica do acesso solicitado.

O consumidor livre deverá:

n Efetuar os estudos, projetos e a execução das instalações de uso exclusivo e custear ou executar a conexão com o sistema elétrico da concessionária ou permissionária onde será feito o acesso;

n Observar o disposto nos Procedimentos de Rede e nos Procedimentos de Distribuição (conforme o caso).

O ONS é responsável (no caso de rede básica) pela emissão do “Parecer de Acesso”, documento que consolida e estabelece as condições de acesso, ou seja, aquelas condições relacionadas às ampliações e reforços necessários de modo a poder atender o acesso solicitado, os prazos necessários para a implantação, as limitações constatadas, os requisitos técnicos relativos à medição, proteção, tele-supervisão, relacionamento operacional etc.

O ONS tem um prazo de trinta dias para se manifestar. Se houver necessidade de reforços nos sistemas de transmissão para atendimento ao acesso solicitado, o prazo de que trata este artigo será de cento e vinte dias. Os mesmos prazos valem para as transmissoras em relação às conexões.

Os custos referentes à implantação, operação e manutenção das instalações de conexão fazem parte de negociações bilaterais entre o Agente e a concessionária de transmissão envolvida e são de responsabilidade do acessante.

Page 122: Duke Energy Guia Do Cliente

122

O interessado tem um prazo de até noventa dias após definidas as condições de acesso para a celebração dos contratos necessários.

Se houver necessidade de implantar obras na rede básica para viabilizar o acesso (reforços e ampliações), as mesmas devem ser submetidas pelo ONS à ANEEL e, se aprovadas, devem ser desenvolvidas pelo concessionário de transmissão.

As obras relativas à conexão propriamente ditas são de responsabilidade financeira do acessante.

Nos termos da Resolução ANEEL nº 281/99, os equipamentos de medição, necessários à conexão, serão de responsabilidade financeira do Consumidor livre.

Os encargos de conexão são devidos por todos os usuários da rede e são objeto de negociação entre as partes, devendo cobrir os custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão.

O Decreto nº 5.597, de 28 de novembro de 2005, ao regulamentar o acesso de consumidores livres às redes de transmissão de energia elétrica criou novos condicionantes.

Page 123: Duke Energy Guia Do Cliente

122 123

O acesso de consumidores atendidos em tensão igual ou superior a 230 kV à rede básica de transmissão de energia elétrica deverá ser efetuado pelas seguintes formas:

a) Atendimento por intermédio do concessionário local de distribuição de energia elétrica;

b) Atendimento por intermédio do concessionário de trans-missão de energia elétrica, nos termos do §2o do art. 4o do Decreto no 41.019, de 26 de fevereiro de 1957,- forne-cimento direto através de linhas de transmissão. Necessi-ta autorização prévia da ANEEL.

c) Mediante construção das instalações necessárias para o acesso diretamente pelo próprio consumidor. Necessita autorização prévia da ANEEL.

Os acesos, para atendimento exclusivo de um único consumidor, deverão ser precedidos de:

n Parecer de acesso emitido pelo ONS.

n Portaria do MME, fundamentada em parecer técnico.

Os acessos que dependem da ANEEL somente serão autorizados nos seguintes casos:

n Ligação de nova unidade consumidora não conectada ante-riormente, desde que seja tecnicamente compatível com o nível de tensão igual ou superior a 230 kV, nos termos do que dispuser a portaria do MME ou

n Alteração da forma de conexão de unidade consumidora já atendida em tensão inferior a 230 kV, em decorrência de aumento de carga; ou necessidade de melhoria de quali-dade, devidamente demonstrada pelo consumidor interes-sado e reconhecida pela ANEEL.

Page 124: Duke Energy Guia Do Cliente

124

As instalações de transmissão para uso exclusivo de um consumidor ou de um agente poderão ser acessadas por outro agente ou consumidor interessado que atenda às condições legais e à regulação expedida pela ANEEL, a qual deverá dispor sobre:

n As condições gerais de acesso, de acordo com estudos técnicos aprovados pelo ONS;

n O ressarcimento a quem promoveu, às suas custas, a construção da obra de uso exclusivo;

n A incorporação à rede básica da rede de transmissão de uso comum, mediante doação; e

n A remuneração do agente de transmissão que incorporar a rede de transmissão de uso comum.

A autorização para consumidores já conectados à rede de distribuição somente será dada após a homologação pela ANEEL de contrato, a ser celebrado entre o consumidor e seu respectivo agente de distribuição. Através do referido contrato, o consumidor assume o compromisso de:

n Ressarcir o agente de distribuição dos investimentos espe-cíficos feitos na rede de distribuição para atendimento ao consumidor, descontada a depreciação contábil;

n Quitar o valor referente aos Encargos de Serviços de Siste-ma - ESS e o saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA, das parcelas relati-vas ao respectivo consumidor no período em que utilizou a rede de distribuição; e

n Quando cabível, pagamento, ao agente de distribuição, dos encargos relativos à Recomposição Tarifária Extraordi-nária - RTE, de que trata o art. 4º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, conforme regulação da ANEEL.

Page 125: Duke Energy Guia Do Cliente

124 125

As disposições do Decreto nº 5.597/05 são aplicáveis também ao livre acesso de autoprodutor para a conexão de suas unidades de produção e de consumo aos sistemas de transmissão e distribuição.

Distribuição

Para acesso ao sistema de distribuição, o consumidor livre deverá solicitá-lo à concessionária ou permissionária de distribuição que atende a sua área geográfica.

As condições do acesso e as tarifas devem:

n assegurar tratamento não discriminatório aos usuários;

n assegurar a cobertura de custos compatíveis com custos-padrão;

n estimular novos investimentos na expansão dos sistemas elétricos;

n induzir a utilização racional dos sistemas elétricos;

n minimizar os custos de ampliação ou utilização dos sistemas elétricos.

O livre acesso aos sistemas de distribuição está regulado através da Resolução Normativa nº 506 de 04 de setembro de 2012.

As regras estão detalhadamente explicadas nos PRODIST - Procedimentos de distribuição:

n Módulo 3 - Acesso aos sistemas de distribuição;

n Cartilha de Acesso ao Sistema de Distribuição.

Page 126: Duke Energy Guia Do Cliente

126

Em termos de formalização de processo, as seguintes etapas são desenvolvidas:

n Consulta de Acesso,

n Informação de Acesso,

n Solicitação de Acesso,

n Parecer de Acesso, e

n Assinatura de contratos – CUSD e CCD.

A “consulta de acesso” é formulada pelo interessado para obter informações técnicas que subsidiem os estudos pertinentes ao acesso.

A “informação de acesso” é a resposta formal, sem custo, da distribuidora à consulta de acesso e deve ser apresentada no prazo máximo de sessenta dias.

A “solicitação de acesso” é um requerimento formal do interessado no acesso. Se a carga é igual ou superior a 3 MW, a solicitação de acesso deve ser feita com antecedência mínima de doze meses da data pretendida para o acesso.

O “parecer de acesso” é o documento formal da distribuidora definindo as condições de acesso (conexão e uso) e os respectivos requisitos técnicos.

Os requisitantes do acesso ao sistema de distribuição devem encaminhar suas solicitações acompanhadas dos dados e informações necessárias à avaliação técnica do acesso solicitado.

Page 127: Duke Energy Guia Do Cliente

126 127

São deveres da concessionária (art. 3º da Resolução nº 506/12):

n Obedecer ao disposto nos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRO-DIST;

n Propiciar o relacionamento comercial com o acessante, re-lativamente ao uso do sistema de distribuição e à conexão em instalações de sua propriedade, prestando as informa-ções necessárias ao interessado no acesso;

n Efetuar estudos, projetos e implantação das instalações de sua responsabilidade necessárias à conexão a depender do tipo de acessante;

n Disponibilizar ao acessante informações e dados atualiza-dos do seu sistema elétrico necessários à elaboração dos estudos de responsabilidade do acessante;

n Celebrar o Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD com todos os acessantes do sistema de distribui-ção e faturar os encargos de uso decorrentes;

n Celebrar o Contrato de Conexão às Instalações de Distri-buição – CCD com os acessantes do sistema de distribui-ção que venham a se conectar a instalações de sua pro-priedade e faturar os encargos de conexão decorrentes; e

n Contratar o acesso ao sistema de transmissão de forma a assegurar o atendimento à demanda dos acessantes do sistema de distribuição, incluindo a demanda relativa aos seus consumidores cativos.

Page 128: Duke Energy Guia Do Cliente

128

Já os usuários dos sistemas de distribuição devem (art. 4º):

n Obedecer ao disposto no PRODIST;

n Efetuar estudos, projetos e implantação das instalações de sua responsabilidade necessárias à conexão;

n Disponibilizar à acessada informações e dados atualizados do seu empreendimento necessários à elaboração dos es-tudos de responsabilidade da acessada; e

n Celebrar os contratos de conexão e de uso do sistema de distribuição;

Quando o acesso é feito em instalações de outra área de concessão, os usuários deverão firmar o Contrato de Uso do Sistema de Distribuição com a concessionária ou permissionária de distribuição responsável pela área e o de conexão com a proprietária da instalação.

Os encargos de conexão ao sistema de distribuição são de responsabilidade dos usuários e devem cobrir os custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão. As instalações de conexão podem ter seu projeto e execução contratados com a distribuidora ou com empresa de livre escolha do usuário.

O sistema de medição para o faturamento de energia elétrica, necessário à conexão de unidade consumidora, será instalado pela distribuidora mas a responsabilidade financeira é do consumidor livre.

O acesso ao sistema de distribuição deve ser regido pelos “Procedimentos de Distribuição”, pelos contratos celebrados entre as partes e pelas normas e padrões específicos de cada concessionária ou permissionária.

Page 129: Duke Energy Guia Do Cliente

128 129

As vigências do CUSD e do CCD devem ser equivalentes. O prazo de vigência inicial deve ser de 12 meses. Os contratos devem ser prorrogados automaticamente por prazos sucessivos de 12 meses, desde que o acessante não se manifeste formalmente em contrário à prorrogação com antecedência mínima de centro e oitenta dias em relação ao término de cada vigência. Estes prazos podem ser estabelecidos, desde que haja acordo entre acessada e acessante.

O acessante pode solicitar a rescisão contratual do CUSD e do CCD, a seu critério, desde que formalize seu pedido com antecedência mínima de 180 dias.

O CUSD e o CCD devem contemplar as cláusulas mínimas estabelecidas no PRODIST.

O “encargo de conexão” deve ser calculado com base em custos associados às instalações de responsabilidade do acessante, os quais são definidos de acordo com a regulamentação relativa a cada tipo de acessante.

Os valores das tarifas de uso dos sistemas de distribuição (TUSD) são propostos pelas concessionárias ou permissionárias e aprovados pela ANEEL, de acordo com os encargos associados ao serviço, incorporando o uso dos sistemas de transmissão, nos casos aplicáveis a unidades consumidoras.

É considerado “acesso temporário” o uso, por tempo determinado, de capacidade remanescente em instalações dos sistemas. Pode ser adotado por produtores independentes de energia elétrica e autoprodutores que não possuam contrato de venda de energia elétrica (ou que a disponibilização da energia contratada ainda não tenha iniciado) e que não possuam Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD (ou que a data inicial de contratação do uso do sistema ainda não tenha ocorrido).

O agente interessado deve solicitar o acesso temporário com antecedência mínima de 60 dias e deve receber a resposta à solicitação em, no máximo, 30 dias.

Page 130: Duke Energy Guia Do Cliente

130

9.2 Contratos a serem firmados pelo Consumidor Livre

O “consumidor livre” deve firmar contratos de:

n Compra e venda de energia elétrica.

n Conexão ao sistema elétrico de transmissão (CCT) ou de distribuição (CCD).

n Uso do sistema de transmissão (CUST) ou de distribuição (CUSD).

n Contratos de constituição de garantias.

CCT - Contratos de conexão ao sistema de transmissão.

Estes contratos são assinados entre as transmissoras e os usuários da rede de transmissão, com interveniência do ONS.

Constitui objeto do CCT o estabelecimento das condições, procedimentos, responsabilidades técnico-operacionais e comerciais que irão regular a conexão do usuário com a Rede Básica, através dos pontos de conexão de propriedade do usuário e da própria transmissora.

Nestes contratos estarão estabelecidas as condições técnicas e econômicas da conexão, como, por exemplo, quais obras deverão ser realizadas, recursos envolvidos, prazos, a quem pertencerão os ativos vinculados à conexão e quem fará a manutenção dos mesmos.

As partes se submetem aos Procedimentos de Rede, elaborados pelo ONS e aprovados pela ANEEL e eventuais mudanças nestes procedimentos ensejarão revisões do CCT.

Os contratantes se comprometem a avaliar permanentemente as condições operativas dos pontos de conexão, identificando as adequações que se fizerem necessárias.

Page 131: Duke Energy Guia Do Cliente

130 131

Se as adequações dos pontos de conexão de propriedade do usuário envolverem a substituição parcial de equipamentos, deverá a mesma ser realizada com investimentos do usuário e por ele executadas.

Se as adequações dos pontos de conexão envolverem a substituição total de pontos de conexão, serão consideradas como uma nova conexão, sendo objeto de um novo CCT.

O acesso aos pontos de conexão é garantido tanto para a transmissora quanto para o usuário, inclusive em relação aos equipamentos de medição.

Os encargos de conexão, estabelecidos através de negociação entre as partes, são pagos mensalmente pelo usuário à transmissora e o valor é definido no CCT.

Os encargos de conexão estão sujeitos a reajustes (pela variação do IGPM) ou a revisões nas hipóteses de:

n Comprovado impacto da variação dos custos de operação e manutenção dos pontos de conexão; e

n Criação de novos tributos, ou a alteração ou extinção dos existentes, quando comprovado seu impacto sobre os custos.

O atraso de pagamento pelo usuário sujeita o mesmo à execução da garantia contratada e, após concordância do ONS, à abertura elétrica da conexão pela transmissora.

Os procedimentos detalhados para o relacionamento técnico-operacional referentes aos pontos de conexão são estabelecidos em “Acordo Operativo” anexo ao CCT. O Acordo Operativo descreve e define as atribuições e responsabilidades e estabelece os procedimentos necessários ao relacionamento operacional entre as partes.

Page 132: Duke Energy Guia Do Cliente

132

Os contratantes se comprometem a respeitar a capacidade operativa das instalações de conexão e dos pontos de conexão, conforme valores especificados no Acordo Operativo.

CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão

O CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - é firmado pelo ONS em seu próprio nome, por todas as empresas transmissoras (representadas pelo ONS) e pelo usuário dos serviços de transmissão.

O objeto do contrato é de estabelecer os termos e as condições para:

n O uso da “rede básica” pelo usuário, com a prestação dos serviços de transmissão pelas concessionárias de transmissão ao usuário;

n A prestação pelo ONS dos serviços de coordenação e controle da operação dos sistemas e

n A prestação pelo ONS dos serviços de cobrança e da liquidação dos encargos de uso da transmissão.

No contrato são definidos os valores de MUST – “Montantes de Uso do Sistema de Transmissão”, para os períodos de ponta e fora de ponta de cada ano de vigência do contrato.

O usuário pagará mensalmente os “encargos de uso da transmissão”, os encargos que decorram de eventuais ultrapassagens do montante de uso e os encargos que decorram de eventuais sobrecargas.

Page 133: Duke Energy Guia Do Cliente

132 133

Os pagamentos são feitos:

n às concessionárias de transmissão pela prestação dos serviços de transmissão, por eventuais ultrapassagens do montante de uso contratado e por eventuais sobrecargas em suas instalações e equipamentos;

n ao ONS pelos serviços por ele prestados.

Os consumidores livres devem ainda pagar à concessionária de transmissão a parcela correspondente aos encargos setoriais (quotas da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e de custeio do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA).

Os documentos de cobrança são emitidos pelas concessionárias de transmissão e pelo ONS com base nas apurações de valores realizadas pelo ONS (Módulo 15 dos Procedimentos de rede).

Como garantia de pagamento dos encargos sob sua responsabilidade, o usuário pode optar por:

n Firmar um CCG - Contrato de Constituição de Garantia ou

n Apresentar uma “Carta de Fiança Bancária”.

Se o Mecanismo de Garantia previsto no CCG for utilizado 3 vezes consecutivas ou 5 vezes alternadas num período de 12 meses, o usuário estará obrigado a apresentar, em 15 dias, uma Carta de Fiança Bancária, no valor equivalente a 2 (dois) meses de seus débitos mensais.

O usuário consumidor livre está sujeito ao corte do fornecimento caso deixe de liquidar os pagamentos devidos e os Mecanismos de Garantia se mostrem ineficazes.

Page 134: Duke Energy Guia Do Cliente

134

CCD - Contrato de conexão ao sistema de distribuição.

O CCD deverá ser firmado pelo consumidor livre ou especial quando desejar uma conexão elétrica com o sistema através de concessionária ou permissionária de distribuição.

Os Contratos de Conexão às Instalações de Distribuição são razoavelmente semelhantes aos CCTs e devem estabelecer as condições gerais do serviço a ser prestado, bem como as condições comerciais a serem observadas, dispondo, no mínimo, sobre:

n Data de conexão do acessante;

n A obrigatoriedade da observância aos Procedimentos de Dis-tribuição;

n A obrigatoriedade da observância à legislação específica e às normas e padrões técnicos de caráter geral da conces-sionária ou permissionária proprietária das instalações;

n A descrição detalhada dos pontos de conexão e das insta-lações de conexão, incluindo o conjunto de equipamentos necessários para a interligação elétrica das instalações do usuário ao sistema de distribuição, com seus respectivos valores de encargos;

n A capacidade de demanda da conexão;

n As responsabilidades por danos materiais diretos causados a equipamentos elétricos de propriedade de consumidores finais da DISTRIBUIDORA, em caso de perturbações nas Ins-talações de Conexão;

n A definição dos locais e dos procedimentos para medição e informação de dados;

n Os índices de qualidade relativos às instalações de conexão;

n As penalidades pelo não atendimento dos índices de qualida-de relativos às instalações de conexão.

Page 135: Duke Energy Guia Do Cliente

134 135

Os encargos de conexão, pagos pelos usuários, serão objeto de negociação entre as partes e deverão cobrir os custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão.

As instalações de conexão poderão ter seu projeto e execução contratados com empresa de livre escolha do usuário, inclusive a própria concessionária, observadas as normas técnicas e padrões da concessionária e os requisitos do usuário.

CUSD - Contrato de uso dos sistemas de distribuição.

Os contratos de uso do sistema de distribuição devem ser firmados por consumidores livres ou especiais ligados à rede de distribuição.

Os Contratos de Uso dos Sistemas de Distribuição estabelecem as condições gerais do serviço a ser prestado, bem como as condições técnicas e comerciais a serem observadas. Devem dispor, no mínimo, sobre:

n a obrigatoriedade da observância dos Procedimentos de Dis-tribuição;

n a obrigatoriedade da observância da legislação específica e das normas e padrões técnicos de caráter geral da conces-sionária ou permissionária proprietária das instalações;

n os montantes de uso dos sistemas de distribuição contra-tados nos horários de ponta e fora de ponta, bem como as condições e antecedência mínima para a solicitação de alteração dos valores de uso contratados;

n a definição dos locais e dos procedimentos para medição e informação de dados;

Page 136: Duke Energy Guia Do Cliente

136

n os índices de qualidade relativos aos serviços de distribuição a serem prestados;

n as penalidades pelo não atendimento dos índices de qualida-de relativos aos serviços de distribuição a serem prestados.

Estes contratos deverão ser assinados entre os usuários e as concessionárias de distribuição às quais se conectam. Tais contratos são regidos pelos Procedimentos de Distribuição da ANEEL e tem por objetivo regular os direitos e obrigações referentes ao uso da rede elétrica para atendimento das necessidades de demanda de um usuário localizado na área de concessão de uma determinada distribuidora.

Estes contratos estabelecem as bases para prestação de serviços no sistema de distribuição de cada concessionária, permitindo a esta disponibilizar a um determinado usuário, no ponto de conexão, os valores de demanda referentes a cada ciclo de faturamento. Entende-se esta disponibilidade tanto para a demanda no horário de ponta (dp) como para o horário fora de ponta (dfp).

No CUSD são estabelecidas as seguintes obrigações e direitos:

n Encargos do uso (TUSD);

n Condições de faturamento e pagamento;

n Medição;

n Encargos Moratórios;

n Garantias do Pagamento dos Encargos;

n Solução de Controvérsias;

n Prazo e aditamentos.

Page 137: Duke Energy Guia Do Cliente

136 137

Importante ressaltar, em relação aos contratos firmados por consumidores livres, que são de responsabilidade dos mesmos as perdas elétricas incorridas no sistema de transmissão, desde o “ponto de entrega” definido com o vendedor da energia elétrica.

No caso de usuário do sistema de distribuição, as perdas deste sistema já estão incluídas nas próprias tarifas de uso dos sistemas (TUSD).

9.3 Tarifas a serem pagas pelo Cliente Livre

O cliente livre conectado ao sistema de transmissão paga a TUST, enquanto aquele conectado ao sistema de distribuição paga a TUSD.

A TUST – Tarifa de uso do sistema de transmissão - resulta do rateio entre os usuários da transmissão, de alguns valores específicos:

n A receita anual permitida de todas as empresas de transmissão;

n Os serviços prestados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e

n Encargos setoriais.

Em princípio, metade da receita global deve ser paga pelos geradores e importadores (que colocam energia no sistema) e a outra metade deve ser paga pelas distribuidoras, exportadoras e consumidores livres (que retiram energia do sistema).

Esta condição não era válida para os custos das transmissoras que prorrogaram os prazos de suas concessões em decorrência da MP nº 579/2012. Ao regular o tema, a ANEEL, através da Resolução

Page 138: Duke Energy Guia Do Cliente

138

Normativa nº 523, de 17 de dezembro de 2012, determinou que, no cálculo extraordinário das TUSTs, em decorrência da redução das RAPs das concessões prorrogadas em 2012, toda esta redução de custos deveria ser alocada exclusivamente para o segmento consumo da Rede Básica.

Posteriormente, através da Resolução Normativa n° 559, de 27 de junho de 2013 a ANEEL revogou a Resolução Normativa nº 523/2012 e definiu que o rateio inicial dos encargos de uso do sistema de transmissão será feito na proporção de 50% (cinquenta por cento) para o segmento geração e 50% (cinquenta por cento) para o segmento consumo.

Existem:

n TUSTs para geradores: definidas para os pontos do siste-ma (nós) em que a energia é colocada no mesmo.

n TUSTs para carga: definidas para distribuidores, consumi-dores livres e importadores, calculadas em função do local em que a energia é retirada do sistema.

A Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST é constituída por dois componentes:

n I. TUSTRB: aplicável a todos os usuários do SIN; e

n II. TUSTFR: aplicável apenas à concessionária ou permis-sionária de distribuição que utilize transformadores de po-tência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as respectivas conexões e demais equipamentos ligados ao terciário ou que se conecte às linhas de trans-missão, barramentos, transformadores de potência e equi-pamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica.

Page 139: Duke Energy Guia Do Cliente

138 139

A TUSD – Tarifa de uso do sistema de distribuição: é aplicável ao uso dos sistemas de distribuição de energia elétrica e é formada por vários componentes específicos.

Os custos de uma distribuidora que são cobertos pela TUSD são:

n Remuneração dos ativos de distribuição;

n Quota de reintegração dos ativos (depreciação);

n Custo operacional;

n Custo relativo ao pagamento da TUSTRB;

n Custo relativo ao pagamento da TUSTFR;

n Custo com a conexão às instalações da Rede Básica;

n Custo com o uso da rede de distribuição de outras concessionárias;

n Perdas elétricas na Rede Básica, referentes às perdas técnicas e não técnicas;

n Perdas técnicas na distribuição;

n Perdas não técnicas na distribuição;

n Contribuição para o ONS;

n Conta de Desenvolvimento Energético – CDE;

n Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;

n Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;

n Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e para Eficiência Energética.

Page 140: Duke Energy Guia Do Cliente

140

A TUSD para consumidor livre ligado em tensão igual ou superior a 230 kV passou a ser estabelecida de acordo com a “metodologia nodal”, em função do ponto de conexão. Ou seja, serão cobrados, além dos encargos setoriais, os custos que efetivamente são incorridos para atender aquele consumidor específico. Se a conexão ocorrer por meio de ativos de propriedade de empresa de distribuição, a tarifa associada ao contrato de uso dos sistemas de distribuição, a ser aplicada pela distribuidora, incluirá os seguintes componentes:

n TUSD – CDE;

n TUSD – PROINFA;

n TUSD – Perdas não técnicas; e

n TUSTRB definida para o ponto de conexão.

Para estes casos, o encargo de conexão aos sistemas, definido em R$, será composto pelo custo associado aos seguintes itens:

n Remuneração dos ativos utilizados na conexão;

n Quota de reintegração dos ativos em decorrência da depreciação;

n Operação e manutenção dos ativos de conexão;

n Quota da Reserva Global de Reversão – RGR;

n Pesquisa e desenvolvimento – P&D e Eficiência Energética; e

n Taxa de Fiscalização de Serviços de Eletricidade – TFSEE.

Page 141: Duke Energy Guia Do Cliente

140 141

9.4 Encargos setoriais a serem pagos

Salvo expressa previsão legal ou regulamentar em contrário, os consumidores livres estão sujeitos ao pagamento de todos os tributos e encargos devidos pelos demais consumidores.

Alguns encargos setoriais, por serem de responsabilidade de geradores, já estão “embutidos” nos preços de venda da energia elétrica pelos mesmos. Exemplos: RGR - Reserva Global de Reversão de geradores, Compensação financeira pelo uso de recursos hídricos, Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica de geradores, “Contribuição” para Desenvolvimento Tecnológico por geradores.

Alguns destes encargos, além de outros, são devidos também por transmissoras, distribuidoras e consumidores.

A cobrança destes encargos pode ocorrer:

n Através da TUST.

n Através da TUSD.

n No momento da liquidação das transações no mercado de curto prazo da CCEE.

Estes encargos são, basicamente:

n Perdas não técnicas (comerciais);

n Contribuição para o ONS;

n Conta de Desenvolvimento Energético – CDE;

n Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;

Page 142: Duke Energy Guia Do Cliente

142

n Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;

n Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e para Eficiência Energética.

n Encargos de Serviços de Sistema.

As TUSDs pagas por consumidores livres e especiais já incluem todos estes encargos (exceto os Encargos de Serviços de Sistema, pagos pelos consumidores livres e especiais no esquema de liquidação da CCEE).

Já os consumidores livres e especiais usuários da rede básica de transmissão pagam componentes de encargos adicionais às TUSTs. São as parcelas de encargos setoriais rateados entre os consumidores do SIN, independentemente de participarem ou não do mercado cativo:

n Quotas do rateio da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE e

n Quotas do custeio do PROINFA.

Os consumidores livres devem pagar as quotas citadas, proporcionalmente aos seus consumos efetivos.

Além dos encargos adicionais às TUSTs, os consumidores livres e especiais usuários da rede básica de transmissão pagam os Encargos de Serviços de Sistema no esquema de contabilização e liquidação da CCEE.

Page 143: Duke Energy Guia Do Cliente

142 143

Page 144: Duke Energy Guia Do Cliente

Confiabilidade do Sistema Elétrico

10

Page 145: Duke Energy Guia Do Cliente

10.1 Usinas Hidrelétricas10.2 O mecanismo de realocação de energia - MRE10.3 A expansão de capacidade10.4 O risco de faltar energia elétrica

Page 146: Duke Energy Guia Do Cliente

146

10.1 Usinas hidrelétricas

A geração de energia elétrica é predominantemente de usinas hidrelétricas. Apesar da crescente participação de outras fontes (termelétrica, eólica, PCH, Biomassa etc), esta predominância deverá continuar ocorrendo por várias décadas.

Por essa razão, a disponibilidade (e consequentemente o custo) da energia elétrica depende fundamentalmente da ocorrência de chuvas, para que sejam mantidos os níveis de armazenamento dos reservatórios e, assim, durante os períodos de seca, haja água suficiente para produzir a energia necessária ao atendimento do mercado. Devido às suas características geoclimáticas e proporções continentais, o Brasil possui no seu território várias bacias hidrográficas, com diferentes regimes de chuvas.

Dessa forma, enquanto numa determinada região o maior volume de chuvas ocorre no verão, em outra, as chuvas podem ser mais intensas no inverno. Assim sendo, é teoricamente possível (e economicamente recomendável) operar o sistema elétrico de forma a otimizar a produção de energia, em função das características complementares entre as bacias hidrográficas. Em outras palavras, quando estão ocorrendo chuvas em grande quantidade numa certa região, as usinas hidrelétricas dessa região “exportam” parte de sua produção para as regiões que se encontram no período “seco”. Quando a situação das chuvas se inverte, o fluxo de energia também é revertido e a região, antes “exportadora”, passa a “importar” energia necessária para seu mercado.

Entretanto, diante das dificuldades cada vez maiores nos processos de licenciamentos ambientais (e nas ações judiciais), o setor de energia elétrica tem adotado, nos novos aproveitamentos hidrelétricos, uma postura estratégica de busca de “eficiência ambiental” em prejuízo da “eficiência energética”.

As novas usinas hidrelétricas estão sendo dimensionadas com uma preocupação, cada vez maior, de otimizar a relação “capacidade

Page 147: Duke Energy Guia Do Cliente

146 147

instalada/área inundada” em prejuízo de uma otimização energética. A “otimização ambiental” implica em construir usinas a fio d’água, com pouca área inundada e sem capacidade de regularização plurianual das vazões. A regularização é plurianual quando o ciclo de enchimento e esvaziamento da represa permite uma compensação das variações de hidraulicidade em ciclos de vários anos de duração.

Os novos grandes aproveitamentos em construção (UHEs Santo Antônio, Jirau, Belo Monte) tiveram suas concepções iniciais completamente revistas, de modo a inundar a menor área possível, com a conseqüente redução de possibilidade de armazenar energia.

Um sistema hidrelétrico com menor “capacidade de regularização de vazões” implica na necessidade de intensa complementação por outras fontes de geração, geralmente com custos unitários mais elevados (termelétricas, eólicas, nucleares etc).

Assim, na medida em que o Brasil passa a depender intensamente de usinas a fio d’água, a eventual ocorrência de um período de severa estiagem implica na necessidade de aumento substancial de geração termelétrica (com altos custos) e na probabilidade maior de racionamento.

10.2 O Mecanismo de Realocação de Energia - MRE

Com o intuito de permitir a reformulação do mercado de energia elétrica brasileiro sem o risco de descontinuidades operacionais ou comerciais, foi concebido o Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. O MRE atribui a cada usina uma energia assegurada, repartindo-se normalmente a produção acima desses montantes entre as usinas que estiveram produzindo menos que sua energia assegurada. Quando há sobras generalizadas (ou seja, quando o sistema todo produz mais que sua energia assegurada total), os geradores recebem uma quota da sobra (energia secundária) do sistema.

Page 148: Duke Energy Guia Do Cliente

148

Com o advento da MP nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013), os riscos e os resultados do MRE das usinas cujas concessões tiveram seus prazos prorrogados, passaram a ser das distribuidoras que recebem as correspondentes cotas de energia.

Determinação da energia assegurada de cada gerador

Despacho otimizado pelo ONS: alguns geradores (1 e 2 ) geram abaixo da energia assegurada, outros (3) geram acima.

Geração abaixo da assegurada

Geração acima da assegurada

Gerador 1 Gerador 2 Gerador 3

Gerador 1 Gerador 2 Gerador 3

Page 149: Duke Energy Guia Do Cliente

148 149

Energia gerada acima da assegurada é usada para compensar quem gerou abaixo. Depois de compensada a energia assegurada, poderá sobrar a energia secundária.

A energia secundária é dívida entre os geradores, na proporção direta de seus montantes de energia assegurada.

Gerador 1 Gerador 2 Gerador 3

Gerador 1 Gerador 2 Gerador 3

Page 150: Duke Energy Guia Do Cliente

150

10.3 A expansão de capacidade

A geração de energia predominantemente hidrelétrica no Brasil decorreu de vários fatores estratégicos. Dentre eles, os principais foram a existência de um grande potencial hídrico no país e a não disponibilidade, naquela época, de combustíveis fósseis em quantidade e qualidade suficientes para fazer frente às necessidades de energia elétrica do mercado brasileiro. Nos últimos 40 anos, vários dos principais recursos hídricos foram todos aproveitados e hoje não existem mais recursos hídricos de médio e grande portes, próximos aos principais centros de consumo, em quantidade compatível com o crescimento da demanda.

Como consequência natural, as alternativas para aumento da produção são: a instalação de usinas termelétricas movidas a combustível fóssil (principalmente o gás natural), a construção de usinas hidrelétricas em distâncias cada vez maiores dos centros de consumo (com elevados custos ambientais e custos de transmissão), a co-geração (ambas já em desenvolvimento), a utilização de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e outras fontes alternativas e a construção de usinas nucleares.

Qualquer que seja a principal opção adotada para aumentar a produção de energia elétrica e garantir o atendimento às necessidades da economia do país é necessário ter consciência que o custo marginal da energia elétrica tende a ser crescente, ou seja, que a produção de uma nova unidade de energia custa mais do que custou produzir a última unidade de energia consumida. É nesse momento que os agentes de mercado deverão encontrar maneiras para gerenciar a energia das diversas formas de produção e utilizar os novos mecanismos contratuais/financeiros, para garantir, com isso, preços competitivos.

Page 151: Duke Energy Guia Do Cliente

150 151

10.4 O risco de faltar energia elétrica

O Brasil é uma das maiores economias do planeta, apresentando um mercado de energia de grande porte e que apresenta a tendência de elevadas taxas de crescimento. Em que pese as recentes crises na economia mundial, o histórico mostra que o aumento de consumo de apenas um ano significa uma produção adicional de energia elétrica do tamanho de todo o mercado de um país como o Chile. Com isso, investimentos de vários bilhões de dólares são necessários a cada ano, para aumentar a capacidade de produção e transmissão de energia elétrica.

O complexo sistema brasileiro de geração e transmissão de energia elétrica é operado de modo a otimizar o binômio custos e segurança (minimizar os custos e maximizar a segurança).

Com a geração predominantemente hidrelétrica, o risco de faltar energia elétrica está diretamente vinculado às precipitações pluviométricas e à disponibilidade de outras fontes de geração, especialmente termelétricas.

Em princípio, nenhuma categoria de agentes deve ser privilegiada, no caso da ocorrência de racionamentos ou desligamentos do sistema (exceto os casos especiais de questões associadas à saúde e à segurança pública que merecem atenção especial). Pode-se dizer, genericamente, que cada consumidor de energia elétrica corre o mesmo risco de ficar sem energia em relação a qualquer outro consumidor, independentemente de seu porte ou localização.

Page 152: Duke Energy Guia Do Cliente

152

Conforme o art. 22 da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004:

n Art. 22. Ocorrendo a decretação de racionamento de ener-gia elétrica pelo Poder Concedente em uma região, todos os contratos por quantidade de energia do ambiente de contratação regulada, registrados na CCEE, cujos compra-dores estejam localizados nessa região, deverão ter seus volumes ajustados na mesma proporção da redução de consumo verificado.

Parágrafo único. As regras de contabilização da CCEE poderão prever tratamento específico para situações de restrição compulsória de consumo, visando a limi-tar seus impactos sobre as regiões não submetidas ao racionamento.

Page 153: Duke Energy Guia Do Cliente

152 153

Page 154: Duke Energy Guia Do Cliente

Eficiência Enegética

11

Page 155: Duke Energy Guia Do Cliente
Page 156: Duke Energy Guia Do Cliente

156

A atividade de busca de eficiência energética consiste em melhorar a relação entre a quantidade de energia utilizada numa atividade e aquela disponibilizada para a mesma. Deve ser perseguida desde as transformações de energia de fontes primárias até a sua utilização final.

A eficiência energética proporciona redução de custos para o usuário, além colaborar na preservação do meio ambiente e de reduzir os riscos de contingenciamentos energéticos.

O Brasil definiu através da Lei nº 10.295, de 17 de outubro de 2001, a Política Nacional de Conservação e Uso Racional de Energia. A referida Lei foi regulamentada pelo Decreto nº 4.059, de 19 de dezembro de 2001.

No setor de energia elétrica, em paralelo à inúmeras iniciativas, devem ser destacados:

n Criação do PROCEL - Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica, regulamentado por Decreto de 18 de julho de 1991.

n Criação do Selo Verde de Eficiência Energética (Selo PROCEL) por Decreto de 8 de dezembro de 1993.

n A Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, que obrigou as empresas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica a aplicar, anualmente, um percentual de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. As distribuidoras devem aplicar (até 15/12/2015) 0,50% da receita operacional líquida tanto para pesquisa e desenvolvimento como para programas de eficiência energética na oferta e no uso final da energia.

Os grandes consumidores de energia elétrica ligados às redes de distribuidoras são também estimulados a investir em eficiência energética.

Page 157: Duke Energy Guia Do Cliente

156 157

Nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, art. 61, os CCDs (Contratos de Conexão às Instalações de Distribuição) e os CUSDs (Contrato de Uso do Sistema de Distribuição) devem ter cláusula relacionada à necessidade de apresentação de projeto de eficiência energética.

Também do contrato de fornecimento celebrado com consumidor responsável por unidade consumidora do grupo A (art. 63) deve constar cláusula relativa a necessidade de apresentação de projeto de eficiência energética.

A citada Res. 414/2010 determina ainda (arts. 65 a 67) que a distribuidora está obrigada a ajustar o contrato vigente em decorrência da implementação de medidas de eficiência energética que resultem em redução da demanda de potência, ressalvado o disposto acerca do ressarcimento dos investimentos não amortizados durante a vigência do instrumento contratual.

O consumidor deve submeter previamente à distribuidora os projetos básico e executivo das medidas de eficiência energética a serem implementadas e a proposta para a revisão contratual. A distribuidora, em até 45 dias, deverá informar ao consumidor as condições para a revisão da demanda contratada.

Após a implantação do projeto, os ganhos em termos de eficiência energética deverão ser comprovados.

Um projeto de eficiência energética envolve, normalmente, a reanálise de procedimentos e o retrofit das instalações industriais e comerciais, máquinas e equipamentos.

Page 158: Duke Energy Guia Do Cliente

158

De acordo com o PDE 2023 (Plano Decenal de Expansão de Energia), uma maior eficiência energética no país pode ser alcançada com dois movimentos: o primeiro, denominado de progresso tendencial, corresponde ao aumento da eficiência em uma trajetória do tipo business-as-usual e inclui a reposição tecnológica pelo término da vida útil de equipamentos e os efeitos de programas e ações de conservação já em execução no País; o segundo, denominado progresso induzido, refere-se à instituição de programas e ações adicionais orientados para determinados setores, refletindo políticas públicas, programas e mecanismos ainda não implantados no Brasil.

O referido PDE 2023 adotou a seguinte evolução de ganhos energéticos com o aumento de eficiência:

Brasil: consumo final de energia e eficiência energética (103 tep)

Consumo 2014 2018 2023

Consumo potencial, sem conservação 255.777 310.193 370.578

Energia conservada - Setor Industrial 729 4.246 9.327

Energia conservada - Setor Transporte 346 2.683 7.150

Energia conservada - Setor Serviços 74 383 828

Energia conservada - Setor Residencial 91 876 1.571

Energia conservada – Setor Agropecuário 40 170 352

Consumo final, com conservação 254.497 301.835 351.350

Energia conservada, % 0,5% 2,7% 5,2%

Page 159: Duke Energy Guia Do Cliente

158 159

Page 160: Duke Energy Guia Do Cliente

Glossário Básico

12

Page 161: Duke Energy Guia Do Cliente
Page 162: Duke Energy Guia Do Cliente

162

ABERTURA TARIFÁRIAInformação sobre os valores de cada parcela que compõe a “fatura” de energia elétrica, mostrando: o valor pago pela energia elétrica consumida (tarifa de energia); o valor pago pelo uso do sistema de distribuição e transmissão (tarifa de uso ou tarifa “fio”) e outros elementos de custo que compõem as tarifas.

ACESSANTEAgente que utiliza as redes de transmissão ou de distribuição mediante contratos (CUST/CUSD).

AFLUÊNCIA Quantidade de água que passa em um determinado ponto durante um certo período de tempo.

AGÊNCIAS ESTADUAISÓrgãos estaduais conveniados com a ANEEL para a execução das atividades complementares de regulação, controle e fiscalização dos serviços e instalações de energia elétrica.

AGENTE DO MERCADOPessoa física ou jurídica ou empresas reunidas em consórcio, que atuem na geração, distribuição, comercialização, importação ou exportação de energia elétrica, bem como consumidores livres que participam da CCEE.

AGENTE DE COMERCIALIZAÇÃOTitular de autorização, concessão ou permissão para fins de realização de operações de compra e venda de energia elétrica.

Page 163: Duke Energy Guia Do Cliente

162 163

AGENTE DE DISTRIBUIÇÃOTitular de concessão ou permissão de serviços e instalações de distribuição para fornecer energia elétrica a consumidor final exclusivamente de forma regulada.

AGENTE DE EXPORTAÇÃOTitular de autorização para fins de exportação de energia elétrica.

AGENTE DE GERAÇÃOTitular de concessão ou autorização para fins de geração de energia elétrica, podendo fazê-lo como serviço público, autoprodução ou produção independente.

AGENTE DE IMPORTAÇÃOTitular de autorização para fins de importação de energia elétrica.

AGENTE DE TRANSMISSÃOTitular de concessão para a prestação de serviços de transmissão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional. Uma concessionária de transmissão é proprietária dos ativos correspondentes e disponibiliza a utilização dos mesmos para o ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico. Os interessados contratam, com interveniência do ONS, o uso dos sistemas de transmissão.

AGENTE VENDEDORTitular de concessão, permissão ou autorização do poder concedente para gerar, importar ou comercializar energia elétrica.

Page 164: Duke Energy Guia Do Cliente

164

ALTA TENSÃOTensão cujo valor entre fases é igual ou superior a uma tensão dada, variável de país para país. O “Instituto de Eletrotécnica e Energia”, da Universidade de São Paulo e o “Comitê Internacional de Eletrotécnica” definem alta tensão como sendo maior que 1.000 volts. Já o “National Electrical Code” (NEC) define no artigo 490.2 que alta tensão é qualquer tensão acima de 600 volts. No Brasil, de acordo com a norma NBR 14039, é toda tensão mais elevada que 36.200 volts. No setor de energia elétrica costuma-se caracterizar como “consumidor em alta tensão” aqueles classificados como “Grupo A”, ou seja, aqueles com fornecimento em tensão igual ou superior a 2.300 volts.

AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE (ACL)Segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica, objeto de contratos bilaterais livremente negociados, conforme regras e procedimentos de comercialização específicos.

AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA (ACR)Segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica entre agentes vendedores e agentes de distribuição, precedidas de licitação, ressalvados os casos previstos em lei, conforme regras e procedimentos de comercialização específicos.

ANEEL - AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICAAutarquia criada pela Lei nº 9.427/96, com as finalidades básicas de regular e fiscalizar as atividades setoriais de energia elétrica, estando vinculada ao MME, sucedendo o antigo DNAEE.

Page 165: Duke Energy Guia Do Cliente

164 165

ANO HIDROLÓGICOPeríodo de um ano (doze meses) do histórico de vazões.

ANO MÉDIOAno (fictício) cujas características hidráulicas correspondem à média de uma série coerente do maior número de anos possível. A série em que se baseia o ano médio ou normal deve ser especificada em cada caso.

ANO SECOÉ um ano baseado em critérios estatísticos, em que o curso de água tem afluências inferiores à média.

ANO ÚMIDOÉ um ano baseado em critérios estatísticos, em que o curso de água tem afluências superiores à média.

ASSEMBLÉIA GERAL DA CCEEÓrgão deliberativo superior da CCEE.

AUDITOR DO SISTEMA DE CONTABILIZAÇÃO E LIQUIDAÇÃOEmpresa independente responsável pela auditoria do Sistema de Contabilização e Liquidação da CCEE.

AUTOPRODUTORTitular de concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo, podendo vender excedentes mediante autorização da ANEEL.

BACIA HIDROGRÁFICASuperfície do terreno, medida em projeção horizontal, da qual provém efetivamente a água de um curso de água até ao ponto considerado.

Page 166: Duke Energy Guia Do Cliente

166

BAIXA TENSÃOTensão cujo valor entre fases é menor a uma tensão dada, variável de país para país. O “Instituto de Eletrotécnica e Energia”, da Universidade de São Paulo, o “Comitê Internacional de Eletrotécnica” e a norma NBR 5410 definem baixa tensão como sendo menor que 1.000 volts. No setor de energia elétrica costuma-se caracterizar como “consumidor em baixa tensão” aqueles classificados como “Grupo B”, ou seja, aqueles com fornecimento em tensão menor que 2.300 volts.

CÂMARA DE ARBITRAGEM DA CCEE Entidade destinada a estruturar, organizar e administrar processo alternativo de solução de conflitos por meio de arbitragem, mediante seleção, credenciamento, treinamento e indicação de árbitros, bem como regulamentar e criar a infra-estrutura necessária para decidir sobre os respectivos processos, nos termos desta Convenção e do Estatuto da CCEE.

CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CCEE)Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que atua sob autorização do Poder Concedente e regulação e fiscalização da ANEEL com a finalidade de viabilizar as operações de compra e venda de energia elétrica no mercado de curto prazo, efetivar a contabilização de operações e a liquidação das mesmas.

CAPACIDADE INSTALADAPotência máxima em regime contínuo para a qual a instalação foi projetada. Normalmente vem indicada nas especificações fornecidas pelo fabricante e na chapa afixada nas máquinas.

Page 167: Duke Energy Guia Do Cliente

166 167

CARGA DE BASELimite mínimo de energia consumida em qualquer horário/dia de atendimento.

CARGA DE PONTAQuantidade de energia consumida no horário de pico do atendimento: período de 3 horas consecutivas, definidas no intervalo compreendido entre 17h00 e 22h00 (normalmente, esse período se define entre 17h30 às 20h30).

CARGA INSTALADASoma das potências nominais dos equipamentos elétricos instalados na unidade consumidora, em condições de entrar em funcionamento, expressa em quilowatts (kW).

CARGA LEVEÉ aquela que ocorre no período onde são registrados os menores consumos de energia elétrica: de segunda a sábado das 24h às 7h, e aos domingos e feriados das 0h às 17h e das 22h às 24h.

CARGA MÉDIAÉ aquela que ocorre no período entre aqueles definidos como de carga leve e de carga pesada: de segunda a sábado, das 7h às 18h e das 21h às 24h e aos domingos e feriados das 17h às 22h.

CARGA PESADA É aquela que ocorre no período onde são registrados os maiores consumos de energia elétrica: de segunda a sábado, das 18h às 21h.

Page 168: Duke Energy Guia Do Cliente

168

CCD (CONTRATO DE CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO)Contrato que estabelece as condições técnicas e comerciais relativas à conexão de usuários com os Sistemas de Distribuição. Devem ser firmados pela distribuidora com geradores ligados à rede de distribuição, com consumidores livres ligados à rede de distribuição, com consumidores cativos do “Grupo A” e com outras concessionárias de distribuição interligadas à rede de distribuição.

CCT (CONTRATOS DE CONEXÃO AO SISTEMA ‘DE TRANSMISSÃO)Contratos firmados entre as transmissoras e os usuários da rede de transmissão, com interveniência do ONS, com o objetivo de estabelecer as condições, procedimentos, responsabilidades técnico-operacionais e comerciais que irão regular a conexão do usuário com a Rede Básica, através dos pontos de conexão de propriedade do usuário e da própria transmissora.

CENTRO DE GRAVIDADE“Ponto virtual” de cada submercado em que as perdas de compradores e vendedores se igualam e que é considerado o “ponto de entrega” de energia no mercado de compra e venda de energia.

CLASSES DE CONSUMODesignação de grupos de consumidores para enquadramento do fornecimento de energia elétrica realizado para unidades de consumo, classificadas como: Residencial, Industrial, Comercial, Serviços e Outras Atividades, Rural, Poder Público (fundações de direito público, autarquias, órgãos da União, Estados ou Municípios), Iluminação Pública, Serviço Público (tração elétrica, água, esgoto e saneamento), Consumo Próprio (prédios das concessionárias de serviço público de eletricidade, canteiros de obras, usinas).

Page 169: Duke Energy Guia Do Cliente

168 169

CMSE (COMITÊ DE MONITORAMENTO DO SETOR ELÉTRICO)Comitê com funções de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional.

CNPE (CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA)Vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, é um órgão de assessoramento do Presidente da República, tendo como finalidade propor ao Presidente da República, políticas nacionais e medidas específicas.

COMPENSAÇÃO FINANCEIRA PELO USODE RECURSOS HÍDRICOSA Constituição Federal de 1988, em seu art. 20, §1º, assegurou aos Estados, ao Distrito Federal e aos municípios, bem como a órgãos da administração direta da União, participação no resultado da exploração de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica ou compensação financeira por essa exploração. O valor da compensação financeira, paga por geradores hidrelétricos, corresponde a um percentual da energia produzida, valorada com base na tarifa de referência – TAR, fixada pela ANEEL.

COMPOSIÇÃO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO BRASILEIROO valor do potencial hidrelétrico brasileiro é composto pela soma da parcela estimada (remanescente + individualizada) com a inventariada. A parcela inventariada inclui usinas em diferentes níveis de estudos - inventário, viabilidade e projeto básico - além de aproveitamentos em construção e operação.

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DA CCEE Colegiado composto por membros eleitos pela Assembléia-Geral.

Page 170: Duke Energy Guia Do Cliente

170

CONSUMIDORPessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de direito, legalmente representada, que solicitar à concessionária o fornecimento de energia elétrica e assumir a responsabilidade pelo pagamento das faturas e pelas demais obrigações fixadas em normas e regulamentos da ANEEL, assim se vinculando aos contratos de fornecimento, de uso e de conexão ou de adesão, conforme cada caso.

CONSUMIDOR CATIVOConsumidor que, por não ter outra opção, adquire energia de concessionária ou permissionária a cuja rede esteja conectado e segundo tarifas regulamentadas.

CONSUMIDOR LIVRE OU CLIENTE LIVREAquele que, atendido em qualquer tensão, tenha exercido a opção de compra de energia elétrica de vendedor distinto da concessionária local de distribuição.

CONSUMIDOR POTENCIALMENTE LIVREAquele que, mesmo preenchendo as condições para exercer a opção de compra de energia junto a qualquer vendedor, continua atendido de forma regulada.

CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICAQuantidade de potência elétrica (kW) consumida num intervalo de tempo. Sua unidade básica é o kWh. Um MWh é igual a 1.000 kWh.

CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS (CCC)Fundo usado para cobrir os custos do uso de combustíveis fósseis para geração termelétrica nos sistemas isolados, também utilizado para incentivar a instalação de outras fontes de geração que propiciem a redução do consumo de combustíveis fósseis.

Page 171: Duke Energy Guia Do Cliente

170 171

CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICOConta que tem como objetivo promover o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, além de promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional, garantir recursos para atendimento à subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda, prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de modicidade tarifária, prover recursos para compensar descontos aplicados nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica, conforme regulamentação do Poder Executivo e prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica, conforme regulamentação do Poder Executivo.

CONTA DE ENERGIA ELÉTRICA DA DISTRIBUIDORADocumento apresentado mensalmente, a cada período de faturamento, à unidade consumidora, contendo além do VALOR LÍQUIDO DA FATURA DA DISTRIBUIDORA os impostos incidentes sobre o referido valor.

CONTABILIZAÇÃO DA CCEEProcesso de apropriação e registro da comercialização de energia elétrica entre os agentes que participam da CCEE e de outros custos e receitas, determinando, em intervalos temporais definidos, a situação de cada agente na condição de credor ou devedor no referido mercado.

Page 172: Duke Energy Guia Do Cliente

172

CONTRATO BILATERALDocumento comercial resultante de acordo entre agentes do Mercado, tendo por objeto estabelecer preços e volumes para as transações de compra e venda de energia elétrica em intervalos temporais determinados.

CONTRATO DE ADESÃO Instrumento contratual com cláusulas vinculadas às normas e regulamentos aprovados pela ANEEL, não podendo o conteúdo delas ser modificado pela concessionária de distribuição ou consumidor, a ser aceito ou rejeitado de forma integral.

CONTRATO DE FORNECIMENTOInstrumento contratual em que a concessionária de distribuição e o consumidor responsável por unidade consumidora do Grupo “A” ajustam as características técnicas e as condições comerciais do fornecimento de energia elétrica.

CONTRATOS DE USO E DE CONEXÃOInstrumentos contratuais em que são ajustados com as concessionárias as características técnicas e as condições de utilização do sistema elétrico local, conforme regulamentação específica. Vide CUST e CUSD.

Page 173: Duke Energy Guia Do Cliente

172 173

CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICADocumento instituído pela ANEEL, estabelecendo as condições de comercialização de energia elétrica e as bases de organização, funcionamento e atribuições da CCEE, abordando vários aspectos: governança da CCEE; participação obrigatória e facultativa na CCEE; adesão e desligamento dos Agentes da CCEE; obrigações e direitos dos Agentes da CCEE; medição; garantias financeiras; forma de solução de conflitos; diretrizes para a elaboração das Regras e dos Procedimentos de Comercialização; condições relativas à comercialização no ACR e no ACL; Processo de Contabilização e Liquidação Financeira; diretrizes para garantir a publicidade e a transparência dos dados e informações; gestão econômica-financeira e penalidades e sanções a serem impostas aos Agentes da CCEE e à própria CCEE.

CORRENTE ELÉTRICAFluxo ordenado de elétrons em uma determinada secção. A corrente contínua tem um fluxo constante, enquanto a corrente alternada tem um fluxo senoidal. Esta definição de corrente alternada implica que o fluxo de elétrons muda de direção continuamente. O fluxo de cargas elétricas ocorre em material “condutor”, mas não existe (ou é muito pequeno) nos “isolantes”.

CUSD (CONTRATO DE USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO)Contrato que estabelece as condições gerais do serviço a ser prestado pelas distribuidoras aos usuários dos Sistemas de Distribuição, bem como as condições técnicas e comerciais a serem observadas.

Page 174: Duke Energy Guia Do Cliente

174

CUST (CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO)Contrato firmado pelo ONS em seu próprio nome, por todas as empresas transmissoras (representadas pelo ONS) e pelo usuário dos serviços de transmissão, com os objetivos de estabelecer os termos e as condições para o uso da “rede básica” pelo usuário e a prestação pelo ONS dos serviços de coordenação e controle da operação dos sistemas e dos serviços de cobrança e da liquidação dos encargos de uso da transmissão.

CURVA DE AVERSÃO AO RISCOPré definição de percentuais de energia acumulada nos reservatórios de hidrelétricas, abaixo dos quais aumenta o risco de impossibilidade de suprir as cargas do sistema.

DEC - DURAÇÃO EQUIVALENTE DE INTERRUPÇÃO POR UNIDADEIntervalo de tempo que, em média, no período de observação, em cada unidade consumidora do conjunto considerado, ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.

DEMANDAMédia das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na unidade consumidora, durante um intervalo de tempo especificado.

DEMANDA CONTRATADADemanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente disponibilizada pela concessionária, no ponto de entrega, conforme valor e período de vigência fixados no contrato de fornecimento e que deverá ser integralmente paga, seja ou não utilizada durante o período de faturamento. Expressa em quilowatts (kW).

Page 175: Duke Energy Guia Do Cliente

174 175

DEMANDA CONTRATADA DE PONTA Valor da demanda contratada para o horário de ponta.

DEMANDA CONTRATADA FORA DE PONTA Valor da demanda contratada para o horário fora de ponta.

DEMANDA DE ULTRAPASSAGEM Parcela da demanda medida que excede o valor da demanda contratada, expressa em quilowatts (kW).

DEMANDA FATURÁVEL Valor da demanda de potência ativa, identificado de acordo com os critérios estabelecidos e considerado para fins de faturamento, com aplicação da respectiva tarifa, expressa em quilowatts (kW).

DEMANDA INSTANTÂNEA Demanda requerida num determinado instante.

DEMANDA MÁXIMA DE PONTA Maior valor de demanda verificado durante o horário de ponta.

DEMANDA MÁXIMA FORA DE PONTA Maior valor de demanda verificado durante o horário fora de ponta.

DEMANDA MÉDIA Relação entre a quantidade de energia elétrica utilizada durante um período de tempo definido e esse mesmo período.

DEMANDA MEDIDA Maior demanda de potência ativa, verificada por medição, integralizada no intervalo de 15 (quinze) minutos durante o período de faturamento. Expressa em quilowatts (kW).

Page 176: Duke Energy Guia Do Cliente

176

DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (DIT) Instalações que fazem parte de concessões de empresas de transmissão e não são classificadas como rede básica.

DIC (DURAÇÃO DE INTERRUPÇÃO INDIVIDUAL POR UNIDADE)Intervalo de tempo que, no período de observação, em cada unidade consumidora, ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.

DMIC (DURAÇÃO MÁXIMA DE INTERRUPÇÃO CONTÍNUA POR UNIDADE CONSUMIDORA)

Tempo máximo de interrupção contínua, da distribuição de energia elétrica, para uma unidade consumidora qualquer.

ELETRICIDADEA eletricidade é um fenômeno físico originado por cargas elétricas estáticas ou em movimento e por sua interação.

ELETROBRÁS - CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A.Empresa de capital aberto, sob controle do Governo Brasileiro, com funções de Holding das concessionárias de energia elétrica sob controle federal; Acionista (50% das ações) da Itaipu Binacional e acionista minoritária de empresas estatais de energia elétrica sob controle de Estados; Administradora de diversos “fundos” (RGR, CCC e CDE); Administradora das operações de compra e venda de energia do PROINFA; Financiadora de empreendimentos públicos e privados de energia elétrica e Comercializadora, no Brasil, da energia elétrica produzida na usina binacional Itaipu.

Page 177: Duke Energy Guia Do Cliente

176 177

ENCARGO COM PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

Percentual da receita obrigatoriamente investido por geradores, transmissores e distribuidores em projetos de pesquisa e desenvolvimento, contribuição para o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT e contribuição para o MME (custeio de estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético e de inventário e estudos de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos).

ENERGIAEm física, energia é a capacidade de realizar trabalho e pode ser expresso de muitas formas diferentes (potencial, cinética, química etc.) No Sistema Internacional de Unidades a unidade de energia é o Joule (J), equivalente ao trabalho resultante ao exercer a força de um Newton (N) pela distância de um metro.

ENERGIA ARMAZENADAEnergia elétrica passível de ser produzida a partir de um volume de água armazenada em um reservatório.

ENERGIA ELÉTRICAÉ uma forma de energia obtida a partir da transformação de outras formas de energia (potencial, cinética, química, eólica, nuclear etc) disponibilizando uma diferença de potencial elétrico entre dois pontos, o que permite estabelecer uma corrente elétrica entre ambos. Mediante a transformação da energia elétrica é possível obter energias finais de uso direto, em forma de luz, movimento ou calor.

ENERGIA ELÉTRICA ATIVA Energia elétrica que efetivamente pode ser convertida em outra forma de energia, expressa em quilowatts-hora (kWh).

Page 178: Duke Energy Guia Do Cliente

178

ENERGIA ELÉTRICA REATIVA Energia elétrica que circula continuamente entre os diversos campos elétricos e magnéticos de um sistema de corrente alternada, sem produzir trabalho, expressa em quilovolt-ampère-reativo-hora (kvarh). Também denominada “energia magnetizante”.

ENERGIA HIDRÁULICAEnergia potencial e cinética das águas.

EPE (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA)Empresa vinculada ao Ministério de Minas e Energia e que tem como finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

ESTRUTURA TARIFÁRIAConjunto de tarifas aplicáveis aos componentes de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência de acordo com a modalidade de fornecimento.

ESTRUTURA TARIFÁRIA CONVENCIONALEstrutura caracterizada pela aplicação de tarifas de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano.

ESTRUTURA TARIFÁRIA HORÁRIA Estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia. Vide Tarifa Verde e Tarifa Azul.

Page 179: Duke Energy Guia Do Cliente

178 179

FAIXA CAPACITIVA Período diário de seis horas consecutivas, a ser definido mediante critério da Concessionária, entre 23h30 e 6h30.

FAIXA INDUTIVA Período diário complementar ao definido para a faixa capacitiva.

FATOR DE CAPACIDADERelação entre a carga própria de energia e a capacidade instalada de uma instalação ou conjunto de instalações.

FATOR DE CARGAQuociente entre a demanda média e a demanda máxima da unidade consumidora, ocorridas no mesmo intervalo de tempo especificado.

FATOR DE DEMANDAQuociente entre a demanda máxima num intervalo de tempo especificado e a carga instalada na unidade consumidora.

FATOR DE POTÊNCIAQuociente entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada da soma dos quadrados das energias elétricas ativa e reativa, consumidas num mesmo período especificado.

FATOR DE POTÊNCIA MÍNIMO DIÁRIO Menor valor do fator de potência verificado no período de 0h e 24h, diariamente.

FATURA DE ENERGIA ELÉTRICA NO MERCADO CATIVODocumento que apresenta a quantia total que deve ser paga pela prestação do serviço público de energia elétrica, referente a um período especificado, discriminando as parcelas correspondentes.

Page 180: Duke Energy Guia Do Cliente

180

FEC (FREQÜÊNCIA EQUIVALENTE DE INTERRUPÇÃO POR UNIDADE)Número de interrupções ocorridas, em média, no período de observação, em cada unidade consumidora do conjunto considerado.

FIC (FREQÜÊNCIA DE INTERRUPÇÃO INDIVIDUAL POR UNIDADE)Número de interrupções ocorridas, no período de observação, em cada unidade consumidora.

GERAÇÃO DISTRIBUÍDAUsinas geradoras de energia elétrica com instalações conectadas diretamente nas redes de distribuição.

GRUPO “A” Grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em tensão inferior a 2,3 kV a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturadas com a estruturação tarifária binômia.

GRUPO “B” Grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em tensão superior a 2,3 kV e excepcionalmente faturadas neste Grupo com a estruturação tarifária monômia.

HORÁRIO DE PONTA Período definido pela concessionária e composto por 3 (três) horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos e feriados, considerando as características do seu sistema elétrico.

Page 181: Duke Energy Guia Do Cliente

180 181

HORÁRIO INTERMEDIÁRIO Período de duas horas, sendo uma hora imediatamente anterior e outra imediatamente posterior ao posto ponta, aplicado para o Grupo B.

HORÁRIO FORA DE PONTA Período composto pelo conjunto das horas diárias complementares àquelas definidas no horário de ponta.

ICMS Tributo de competência dos Governos Estaduais e do Distrito Federal, previsto no parágrafo 3º do artigo 155 da Constituição Federal. O ICMS é cobrado de forma diferenciada na conta de energia elétrica no território brasileiro. Cada Estado da Federação definiu valores de alíquotas que são aplicados às diferentes classes de consumidores. A energia elétrica está sujeita a incidência do ICMS por ser considerada uma mercadoria.

ILUMINAÇÃO PÚBLICA Serviço que tem por objetivo prover iluminação aos logradouros públicos no período noturno ou nos escurecimentos diurnos ocasionais e também aos locais que necessitam de iluminação permanente.

INDICADOR DE CONTINUIDADE Representação quantificável do desempenho de um sistema elétrico, utilizada para a mensuração da continuidade apurada e análise comparativa com os padrões estabelecidos.

ÍNDICE DE MODULAÇÃO DE CONSUMO O índice de modulação de consumo é o quociente entre o consumo nos horários de ponta e consumo total.

Page 182: Duke Energy Guia Do Cliente

182

INSTALAÇÃO ELÉTRICAConjunto de obras de engenharia civil, edifícios, máquinas, aparelhos, linhas e acessórios que servem para a produção, conversão, transformação, transporte, distribuição e utilização de energia elétrica.

INSTALAÇÕES DE UTILIZAÇÃO DO ACESSANTEInstalações elétricas de propriedade e responsabilidade do acessante para a utilização da energia elétrica.

LINHAConjunto de condutores, isoladores e acessórios, usado para o transporte ou distribuição de eletricidade.

LINHA DE DISTRIBUIÇÃOConjunto de condutores e equipamentos elétricos utilizados para a distribuição da energia elétrica aos consumidores finais, operando com baixas tensões.

LINHA DE TRANSMISSÃOConjunto de equipamentos elétricos (torres, isoladores, cabos condutores, cabos pára-raios etc) utilizados para o transporte de energia elétrica entre os centros geradores e os centro consumidores e para a interligação e otimização dos sistemas. A tensão de transmissão deve obedecer à padronização para os equipamentos de alta tensão do Sistema Interligado.

LIQUIDAÇÃOProcesso de compensação financeira dos débitos e créditos contabilizados no âmbito da CCEE e de pagamentos efetivados pelos agentes.

Page 183: Duke Energy Guia Do Cliente

182 183

LIVRE ACESSODireito assegurado a todos os agentes setoriais de se conectarem e utilizarem os sistemas de distribuição e transmissão de concessionários e permissionários de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido.

MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA – MREInstrumento de mitigação de risco hidrológico que objetiva compartilhar, entre todos os geradores hidrelétricos, o risco de otimização hidrológica, promovendo também uma simetria entre os encargos assumidos pelos geradores, uma vez que a ordem de operação é definida pelo despacho centralizado.

MEDIDAS DE CORRENTEA unidade de intensidade de corrente elétrica, no Sistema Internacional, é o “ampère” (A) e o instrumento para medir intensidades de corrente elétrica denomina-se “amperímetro”.

MEDIDAS DE FREQÜÊNCIAHertz = Hz

MEDIDAS DE POTÊNCIAWatt = WKilowatt = kW (1.000 X 1 W)Megawatt = MW (1.000.000 X 1 W)Gigawatt = GW (1.000.000.000 X 1 W)

Page 184: Duke Energy Guia Do Cliente

184

MEDIDAS DE POTÊNCIA POR UNIDADE DE TEMPO - ENERGIA kWh: consumo ou produção de 1 kW durante 1 hora MWh: consumo ou produção de 1 MW durante 1 hora GWh: consumo ou produção de 1 GW durante 1 hora kWmês: consumo ou produção de 1 kW durante 1 mês MWmês: consumo ou produção de 1 MW durante 1 mês GWmês: consumo ou produção de 1 GW durante 1 mês kWano: consumo ou produção de 1 kW durante 1 ano MWano: consumo ou produção de 1 MW durante 1 ano GWano: consumo ou produção de 1 GW durante 1 ano

MEDIDAS DE TENSÃO Volt: V Kilovolt: kV (1.000 X 1V)

MEGAWATT (MW)Vide MEDIDAS DE POTÊNCIA.

MERCADO DE CURTO PRAZOSegmento do mercado administrado pela CCEE, onde são apuradas as diferenças entre as quantidades de energia contratadas e as quantidades de energia utilizadas ou disponibilizadas (mercado de diferenças). Para os vendedores é considerada a diferença entre as quantidades de energia disponibilizadas no sistema e a energia vendida através de contratos. Para os compradores é considerada a diferença entre as quantidades de energia utilizadas (retiradas do sistema) e a energia comprada através de contratos.

MERCADO LIVREVide AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE (ACL)

MERCADO REGULADOVide Ambiente de Contratação Regulada (ACR)

Page 185: Duke Energy Guia Do Cliente

184 185

METAS DE CONTINUIDADE Padrões estabelecidos pela ANEEL, para os indicadores de continuidade, a serem respeitados mensalmente, trimestralmente e anualmente, para períodos preestabelecidos.

MME (MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA)Ministério cuja competência abrange as áreas de geologia, recursos minerais e energéticos; aproveitamento da energia hidráulica; mineração e metalurgia e petróleo, combustível e energia elétrica, inclusive nuclear.

MODALIDADES TARIFÁRIAS Vide ESTRUTURA TARIFÁRIA.

ONS (OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO)Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que opera mediante autorização da ANEEL. Responsável pala coordenação e controle da operação de geração e da transmissão de energia elétrica do SIN, deve também garantir o livre acesso aos sistemas de transmissão e administrar os respectivos contratos.

PADRÃO DE CONTINUIDADE Valor limite de um indicador de continuidade, aprovado pela ANEEL e utilizado para a análise comparativa com os indicadores de continuidade apurados.

PEDIDO DE FORNECIMENTO Ato voluntário do interessado que solicita ser atendido pela concessionária de distribuição, visando a prestação de serviço público de fornecimento de energia elétrica, vinculando-se às condições regulamentares dos contratos respectivos.

Page 186: Duke Energy Guia Do Cliente

186

PENALIDADESSistema ou conjunto de regras e de sanções estipulado no âmbito da ANEEL e da CCEE. As regras de penalidades aplicáveis pela CCEE são homologadas pela ANEEL e são aplicáveis aos agentes em caso de inobservância ou descumprimento da CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO e dos PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO.

PERDAS ELÉTRICAS (TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS)As perdas nos sistemas elétricos correspondem à diferença entre a energia que é produzida e a energia que é faturada aos consumidores. Podem ser “perdas técnicas” ou “perdas não técnicas”. As “perdas técnicas” correspondem à quantidade de energia elétrica dissipada entre os pontos de geração e de consumo em decorrência de fenômenos físicos. As “perdas não técnicas” são apuradas pela diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas e decorrem de furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição etc.

PERÍODO HIDROLÓGICO CRÍTICO OU PERÍODO CRÍTICOPeríodo de alguns anos secos consecutivos, em que o armazenamento de água do sistema vai de seu nível de armazenamento máximo ao seu armazenamento mínimo, sem reenchimentos parciais ou totais. É um período de alguns anos em que saída de água do sistema é maior que a entrada, em função da escassez de chuvas.

PERÍODO SECOPeríodo de 7 (sete) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de maio a novembro.

Page 187: Duke Energy Guia Do Cliente

186 187

PERÍODO ÚMIDOPeríodo de 5 (cinco) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte.

PICO DE DEMANDA (MW)Máxima demanda instantânea requerida num intervalo de tempo (dia, mês, ano, etc.).

PODER CONCEDENTE O Poder Concedente, no caso da energia elétrica, é a União Federal.

PONTO DE CONEXÃO DO USUÁRIO Equipamentos destinados a estabelecer a conexão elétrica entre as instalações da acessada e do acessante.

PONTO DE ENTREGA DE EMPRESA DISTRIBUIDORAPonto de conexão do sistema elétrico da concessionária com as instalações elétricas da unidade consumidora, caracterizando-se como o limite de responsabilidade do fornecimento.

POTÊNCIA Quantidade de energia elétrica solicitada na unidade de tempo expressa em quilowatts (kW).

POTÊNCIA APARENTE OU TOTALResultado da soma vetorial da potência ativa (W), (parcela efetivamente transformada em potência mecânica, térmica e luminosa) com a potência reativa (Var), (parcela transformada em campo magnético necessário ao funcionamento de equipamentos como motores, transformadores e reatores). Numericamente corresponde à raiz quadrada da soma dos quadrados das energias elétricas ativa e reativa, consumidas num mesmo período especificado.

Page 188: Duke Energy Guia Do Cliente

188

POTÊNCIA DE MÍNIMO TÉCNICOA mais baixa potência com que uma central pode funcionar em condições técnicas corretas.

POTÊNCIA DISPONIBILIZADA Potência que o sistema elétrico da concessionária deve dispor para atender às instalações elétricas da unidade consumidora, segundo os critérios estabelecidos na Resolução ANEEL 414/2010 e configurada nos seguintes parâmetros: a) unidade consumidora do Grupo “A”: a demanda contratada,

expressa em quilowatts (kW); b) unidade consumidora do Grupo “B”: a potência em kVA,

resultante da multiplicação da capacidade nominal ou regulada, de condução de corrente elétrica do equipamento de proteção geral da unidade consumidora pela tensão nominal, observado no caso de fornecimento trifásico, o fator específico referente ao número de fases.

POTÊNCIA ELÉTRICAÉ a quantidade de energia elétrica consumida numa unidade de tempo. Na corrente alternada (CA) a média de potência elétrica é uma função da tensão, da corrente e do fator de potência. A potência ativa corresponde a P = I x V x cos w, onde I é a intensidade de corrente alternada, V é o valor eficaz da tensão e w é o ângulo de fase ou defasagem entre a tensão e a corrente (cos w é o “fator de potência”).

POTÊNCIA ELÉTRICA DISPONÍVELPotência elétrica máxima que, em cada momento e em um determinado período, pode ser obtida na central ou no grupo gerador, na situação real em que se encontra nesse momento, sem considerar as possibilidades de colocação da energia elétrica que seria produzida.

Page 189: Duke Energy Guia Do Cliente

188 189

POTÊNCIA ELÉTRICA MÁXIMA POSSÍVELMaior potência elétrica que pode ser obtida em uma central ou em um grupo gerador, durante um tempo determinado de funcionamento, supondo em estado de bom funcionamento a totalidade das suas instalações e em condições ótimas de alimentação (combustível ou água).

POTÊNCIA INSTALADA EM CONSUMIDORSoma das potências nominais de equipamentos elétricos de mesma espécie, instalados na unidade consumidora e em condições de entrar em funcionamento.

POTÊNCIA NOMINAL (CAPACIDADE INSTALADA)Potência máxima em regime contínuo para a qual a instalação foi projetada. Normalmente vem indicada nas especificações fornecidas pelo fabricante e na chapa afixada nas máquinas.

POTÊNCIA ÚTILPotência elétrica na saída da central geradora.

PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DE DIFERENÇAS - PLDPreço praticado nas compras no mercado de curto prazo, isto é, aquelas compras não cobertas por contratos Bilaterais. Da mesma forma, é o preço praticado nas vendas no mercado de curto prazo, isto é, aquelas vendas não cobertas por contratos Bilaterais. O PLD é apurado com base no Custo Marginal de Operação (CMO) e para o seu cálculo a CCEE utiliza os mesmos dados de entrada e os mesmos modelos computacionais utilizados pelo ONS, sem considerar, entretanto, as eventuais restrições de transmissão internas aos submercados e as unidades geradoras térmicas em teste.

Page 190: Duke Energy Guia Do Cliente

190

PREÇO MÉDIO DE ENERGIA ELÉTRICAÉ a média dos preços praticados (ou a serem praticados) num determinado período de tempo. O “preço médio” resultante de um leilão, por exemplo, corresponde à média ponderada dos preços com que os vendedores venceram a disputa. O preço médio de um consumidor ao longo de um ano corresponde a média ponderada dos preços médios mensais, ou ainda, o custo anual da energia elétrica dividido pela energia consumida. A estimativa de “preço médio” na aplicação de uma tarifa horo-sazonal deve ser feita a partir do quociente entre o que seria uma “fatura simulada” e o correspondente consumo.

PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃOConjunto de normas aprovadas pela ANEEL que definem aspectos funcionais necessários para a operacionalização das Regras de Comercialização.

PROCEDIMENTOS DE REDEConjunto de regras elaboradas pelo ONS e aprovadas pela ANEEL, definindo procedimentos e requisitos técnicos para o planejamento e otimização dos sistemas de geração e de transmissão do SIN, para o acesso e uso da rede básica, além de responsabilidades dos vários agentes e do próprio ONS.

PRODUTOR INDEPENDENTEInstituído através da Lei nº 9.074/95 o PIE é definido como a pessoa jurídica ou o consórcio que tenha recebido concessão ou autorização do Poder Concedente, para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia gerada, por sua conta e risco, não estando sujeito à tarifas definidas pelo Poder Concedente.

Page 191: Duke Energy Guia Do Cliente

190 191

PROINFA (PROGRAMA DE INCENTIVO ÀS FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA ELÉTRICA)

Programa criado através da Lei nº 10.438/02 com o objetivo de aumentar a participação da energia elétrica produzida por empreendimentos de Produtores Independentes Autônomos, concebidos com base em fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, no Sistema Elétrico Interligado Nacional. Aos produtores é garantida a venda da energia para a ELETROBRÁS, com a garantia de um preço mínimo subsidiado.

QUALIDADE DE SERVIÇO DE UMA REDE ELÉTRICAGrau de conformidade com cláusulas regulatórias e contratuais entre distribuidor e consumidor, para uma entrega de energia elétrica num período de tempo determinado. Os elementos a considerar para determinar a qualidade de serviço referem-se ao tempo de não-fornecimento programado ou ocasional; ao respeito de condições de alimentação admissíveis relativas à queda de tensão máxima aceitável; ao vazio de tensão e ao nível das harmônicas de uma rede de corrente alternada. As cláusulas contratuais de um fornecimento de energia elétrica e, conseqüentemente, a qualidade de serviço requerida, podem variar conforme a natureza dos aparelhos elétricos alimentados.

RAMAL DE LIGAÇÃO Conjunto de condutores e acessórios instalados entre o ponto de derivação da rede da concessionária e o ponto de entrega.

Page 192: Duke Energy Guia Do Cliente

192

REALINHAMENTO TARIFÁRIOAlteração gradual (de 2003 a 2007) da estrutura tarifária, de modo a eliminar os subsídios cruzados entre classes de consumidores. Do realinhamento das tarifas de fornecimento está resultando uma elevação nas tarifas para os consumidores em mais alta tensão e uma redução proporcional para os consumidores em mais baixa tensão.

RECEITA ANUAL PERMITIDAÉ a receita assegurada das empresas de transmissão, independente da utilização maior ou menor de suas instalações, as quais são colocadas à disposição do ONS e dos usuários. É recebida através da TUST – tarifa de uso do sistema de transmissão.

REDE BÁSICA Conjunto de linhas de transmissão e de subestações, de propriedade de concessionárias de transmissão, em tensão igual ou superior a 230 kV e que integram o Sistema Interligado Nacional – SIN.

REDE DE DISTRIBUIÇÃORede destinada à distribuição de energia elétrica no interior de uma região delimitada. Conjunto de linhas, transformadores e outros equipamentos utilizados para distribuição de energia elétrica aos consumidores finais.

REDE ELÉTRICAConjunto de linhas e outros equipamentos ou instalações elétricas, ligados entre si, permitindo o “movimento de energia elétrica”.

REDES DE TRANSMISSÃOConjunto de linhas de transmissão e subestações utilizadas para o transporte de energia.

Page 193: Duke Energy Guia Do Cliente

192 193

REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃOConjunto de formulações algébricas aprovadas pela ANEEL para serem aplicadas pela CCEE e que tratam basicamente de: Definições e interpretações; Preço de liquidação das diferenças; Determinação da geração e consumo de energia; Contratos; Energias asseguradas; Excedente financeiro; Encargos de serviços do sistema; Consolidação dos resultados; Ajuste de contabilização e recontabilização; Liquidação; Penalidades e Governança.

REGULAÇÃO PRIMÁRIAModificação da potência da turbina pelo seu regulador, em função da velocidade de rotação (freqüência).

RELIGAÇÃO Procedimento efetuado pela concessionária com o objetivo de restabelecer o fornecimento à unidade consumidora, por solicitação do mesmo consumidor responsável pelo fato que motivou a suspensão.

REPARTIDOR DE CARGAS (DESPACHO)Órgão cuja função é comandar a entrada e a saída em serviço dos grupos e das centrais geradoras, repartindo as cargas entre as mesmas. Em geral, comanda igualmente a interligação das redes diretamente interessadas.

REPRESA/RESERVATÓRIOGrande depósito de água formado artificialmente, fechando um vale mediante diques ou barragens e no qual se armazenam as águas de um rio com o objetivo de as utilizar na regularização de caudais, na irrigação, no abastecimento de água, na produção de energia elétrica etc.

Page 194: Duke Energy Guia Do Cliente

194

RESERVA GLOBAL DE REVERSÃOFundo financeiro mantido por quotas anuais pagas pelos prestadores de serviço público e cuja finalidade original era a de prover recursos para indenização aos investidores quando da ocorrência da “reversão de bens para a União”. Atualmente os recursos da RGR são utilizados para a concessão de vários financiamentos específicos (inclusive de programas de eletrificação rural) e para o desenvolvimento, pela ELETROBRÁS, de programa de fomento específico para a utilização de equipamentos, de uso individual e coletivo, destinados à transformação de energia solar em energia elétrica.

RESERVATÓRIO DE REGULARIZAÇÃO PLURIANUALA regularização é plurianual quando o ciclo de enchimento e esvaziamento da represa permite uma compensação das variações de hidraulicidade em ciclos de vários anos de duração, ou seja, pode guardar água nos anos chuvosos para utilizar nos anos secos.

RESERVATÓRIO DE REGULARIZAÇÃO ANUALA regularização é anual quando o ciclo de enchimento e esvaziamento da represa é anual e permite uma compensação das variações de hidraulicidade dos meses do ano.

RESTABELECIMENTO DA CONTINUIDADE DA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

Retorno do neutro e da tensão disponível em todas as fases, com permanência mínima de tempo igual a 1 minuto, no ponto de entrega de energia elétrica da unidade consumidora.

Page 195: Duke Energy Guia Do Cliente

194 195

SERVIÇO ESSENCIALTodo serviço ou atividade caracterizado como de fundamental importância para a sociedade, desenvolvido nas unidades consumidoras de energia elétrica, como: serviço público de tratamento de água e esgoto; processamento de gás liquefeito de petróleo; estabelecimento hospitalar público ou privado; transporte coletivo; serviço público de tratamento de lixo; serviço público de telecomunicações; centro de controle de tráfego aéreo e segurança pública.

SISTEMA DE BANDEIRAS TARIFÁRIASSistema de sinalização de custo de geração com reflexo nos valores cobrados dos consumidores finais. As bandeiras são: verde (custo de geração baixo), vermelha (custo de geração alto) e amarela (custo de geração intermediário).

SISTEMA DE CONTABILIZAÇÃO E LIQUIDAÇÃO (SCL)Sistema que compreende os processos de contabilização, conciliação e liquidação financeira, constituído de um conjunto de programas, regras e procedimentos, com os objetivos de registrar a compra e venda de energia elétrica no âmbito da CCEE, a valoração das transações não cobertas por contratos bilaterais e o gerenciamento das transferências financeiras entre os agentes da CCEE.

SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO (SMF) Conjunto de medidores, transformadores e de canais de comunicação entre os agentes e a CCEE visando a informação de dados para fins de contabilização e de faturamento.

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN)Conjunto de subestações e linhas de transmissão (230 kV ou mais) utilizado para o transporte de grandes blocos de energia elétrica e para a otimização do sistema interligado. Atende uma área de 55% do território nacional e cerca de 98% do consumo brasileiro de energia elétrica.

Page 196: Duke Energy Guia Do Cliente

196

SUBESTAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃOConjunto de equipamentos (transformadores, disjuntores, barramentos e chaves) que tem como tarefa transformar os níveis de tensão para os valores apropriados para determinado uso, elevando-os ou abaixando-os.

SUBESTAÇÃO TRANSFORMADORA COMPARTILHADA Subestação particular utilizada para fornecimento de energia elétrica simultaneamente a duas ou mais unidades consumidoras.

SUBMERCADOSSubdivisões do sistema interligado, correspondentes às áreas de mercado, para as quais a CCEE estabelecerá preços diferenciados e cujas fronteiras são definidas em função da presença e duração de restrições relevantes de transmissão.

TARIFA Valor da unidade de consumo de energia elétrica e/ou da demanda de potência, homologado pela ANEEL para a prestação de serviço público de energia elétrica.

TARIFA AZULModalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda, de acordo com as horas de utilização do dia.

TARIFA BINÔMIA Conjunto de tarifas de fornecimento constituído por preços aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa e à demanda faturável.

Page 197: Duke Energy Guia Do Cliente

196 197

TARIFA BINÔMIA CONVENCIONALConjunto de tarifas de fornecimento constituído por apenas um preço de demanda e um preço de energia;

TARIFA BINÔMIA DIFERENCIADAConjunto de tarifas de fornecimento constituído por mais de um preço de demanda e/ou mais de um preço de energia.

TARIFA DE ULTRAPASSAGEM Tarifa aplicável sobre a diferença positiva entre a demanda medida e a contratada, quando exceder os limites estabelecidos.

TARIFA MONÔMIA Tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por preços aplicáveis unicamente ao consumo de energia elétrica ativa.

TARIFA MONÔMIA DIFERENCIADATarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por mais de um preço, mas apenas de energia.

TARIFA MONÔMIA SIMPLESTarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por apenas um preço de energia.

TARIFA VERDEModalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia, assim como de uma única tarifa de demanda de potência.

Page 198: Duke Energy Guia Do Cliente

198

TAXA DE FISCALIZAÇÃO DE SERVIÇOS DE ELETRICIDADE (TFSEE)Devida anualmente e paga em duodécimos por todos os titulares de concessões, permissões ou autorizações, envolvidos com geração, transporte, distribuição ou comercialização de energia elétrica, destinando-se ao custeio das atividades da ANEEL e de agências conveniadas.

TENSÃO DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICANível de tensão em que a unidade consumidora é atendida. São classificadas pela concessionária em Grupo A (Grupo alta tensão - A1, A2, A3a, A4 e As e Grupo B (Grupo baixa tensão). A sua unidade de medida é o Volt (V).

TENSÃO NOMINALValor de tensão especificado pelo fabricante, sob o qual o equipamento opera em condições ideais.

TENSÃO PRIMÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária com valores padronizados iguais ou superiores a 2,3 kV.

TENSÃO SECUNDÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária com valores padronizados inferiores a 2,3 kV.

TRANSFORMADORESEquipamentos estáticos de indução eletromagnética, utilizados para elevar ou baixar a tensão elétrica (voltagem).

Page 199: Duke Energy Guia Do Cliente

198 199

TUSD - TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃOAplicável ao uso dos sistemas de distribuição de energia elétrica e formada por vários componentes específicos de custos da distribuidora: remuneração dos ativos; depreciação; custo operacional; custo relativo ao pagamento da TUST; custo com a conexão às instalações da Rede Básica, perdas elétricas na Rede Básica, referentes às perdas técnicas e não técnicas; perdas na distribuição e diversos encargos.

TUST (TARIFA DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO)Resulta do rateio entre os usuários da transmissão, de alguns valores específicos: a receita anual permitida de todas as empresas de transmissão e os serviços prestados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Metade da receita global deve ser paga pelos geradores e importadores (que colocam energia no sistema) e a outra metade deve ser paga pelas distribuidoras, exportadoras e consumidores livres (que retiram energia do sistema). Os consumidores livres pagam também alguns encargos setoriais.

UNIDADE CONSUMIDORAConjunto de instalações e equipamentos elétricos caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em um só ponto de entrega, com medição individualizada e correspondente a um único consumidor.

USINA TÉRMICA CLÁSSICAInstalação na qual a energia química, contida em combustíveis fósseis, sólidos, líquidos ou gasosos, é convertida em energia elétrica.

Page 200: Duke Energy Guia Do Cliente

200

USINA A FIO D’ÁGUAUsina hidrelétrica que não conta com reservatório de regularização, aproveitando o curso d’água diretamente.

VALOR LÍQUIDO DA FATURA DA DISTRIBUIDORAValor em moeda corrente resultante da aplicação das respectivas tarifas de fornecimento, sem incidência de imposto, sobre os componentes de consumo de energia elétrica ativa, de demanda de potência ativa, de uso do sistema, de consumo de energia elétrica e demanda de potência reativas excedentes.

VALOR MÍNIMO FATURÁVEL PELA DISTRIBUIDORAValor referente ao custo de disponibilidade do sistema elétrico, aplicável ao faturamento de unidades consumidoras do Grupo “B”, de acordo com os limites fixados por tipo de ligação.

VOLT (V)Unidade de medida de diferença de potencial elétrico.

Page 201: Duke Energy Guia Do Cliente

201

Iniciativa e ProduçãoDuke Energy International Geração Paranapanema S. A.

Diretoria ComercialAv. Nações Unidas, 12.901 - Torre Norte - 30º andar

CEP: 04578-910 - São Paulo - SPTel.: (5511) 5501-3400

Pesquisa e Elaboração de TextoVilson Daniel Christofari

DesenvolvimentoGerência de Comercialização

www.duke-energy.com.br

2015

Page 202: Duke Energy Guia Do Cliente

www.duke-energy.com.br