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Fl. 10 da Nota Técnica no 262/2016-SRM-SRD/ANEEL, de 2/12/2016

ANEXO II - Encerramento da Audiência Pública no 41/2016 Relatório de Análise de Contribuições

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

ITEM 01

PROPOSTA SUBMETIDA À AUDIÊNCIA PÚBLICA:

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA No , DE DE DE 2016

Estabelece procedimentos e requisitos atinentes ao Sistema de Medição para Faturamento - SMF para unidades conectadas a distribuidoras.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o que consta do Processo no 48500.005303/2013-37, resolve:

ENTIDADE: CONTRIBUIÇÃO: JUSTIFICATIVA:

REPLACECONSULTORIA

Concentrar em uma única resolução todos os proceidmentos e padrões referentes ao SMF e à sua adequação na migração. Hoje esse assunto é tratado nos Procedimentos de Rede, PRODIST, Ren nº 688/2015, Ren nº714/2016, Ren nº 376/2009, além da Ren nº 414/2010. A dispersão aumenta risco de entendimentos conflitantes

AVALIAÇÃO ANEEL:

Aceita Não Aceita Parcialmente Aceita Não Considerada Já Prevista




MOTIVAÇÃO:

A minuta submetida à AP já consolida parte das normas, revogando as Resoluções Normativas 688, de 1o de dezembro de 2015, e 718, de 17 de maio de 2016. Com a revisão futura dos Procedimentos de Distribuição, toda a disciplina atinente à medição na distribuição lá será inserida, restando aos Procedimentos de Rede apenas a disciplina atinente à transmissão.

ITEM 02


Art. 1o Estabelecer procedimentos e requisitos atinentes ao Sistema de Medição para Faturamento - SMF aplicáveis a instalações, conectadas a distribuidoras, de:

I - consumidores especiais;

II - consumidores livres; e

III - centrais geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.


João Ferreira Barreto

Art. 1o Estabelecer procedimentos e requisitos atinentes ao Sistema de Medição para Faturamento - SMF aplicáveis a instalações, conectadas a distribuidoras, de: I - consumidores especiais; II - consumidores livres; e




III - centrais geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Não houve modificação ao texto.

ITEM 03


Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras.

§ 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se:

I - Os prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e

II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes.

§ 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se:




I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e

II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis.

§ 4o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.


COMERC

Art. 2º Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1º Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1º, o projeto será realizado pela distribuidora, observando-se os prazos máximos a seguir fixados: I – 10 (dez) dias úteis, quando a distribuidora requerer ao consumidor informações necessárias ao projeto sobre os equipamentos e instalações de suas subestações, contados a partir da data de entrega das referidas informações pelo consumidor à distribuidora; II – 15 (quinze) dias úteis, nas demais situações, contados a partir da data da celebração do termo de pactuação dos procedimentos e prazos atinentes à implantação ou adequação do SMF de que trata o § 2º do art. 5º; III – A responsabilidade do consumidor enviar as informações de que trata o inciso I deve constar no termo de pactuação dos procedimentos e prazos atinentes à

A implantação do Sistema de Medição para Faturamento – SMF ou adequação do sistema de medição existente aos padrões do citado SMF requerem uma série de atividades. É importante ressaltar que o SMF constitui um dos requisitos indispensáveis à migração de consumidores ao Ambiente de Contratação Livre – ACL. O Submódulo 12.2 dos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS estabelece que o agente responsável pelo SMF (distribuidora – no caso de consumidores) é o responsável por elaborar o projeto do SMF, porém não estabelece um prazo para essa atividade. O prazo que consta nos Procedimentos de Rede é“ durante o tempo de elaboração do projeto”. Para a montagem do SMF, o Submódulo 12.2 não estabelece uma data limite para que o agente responsável pelo SMF (distribuidora – no caso de consumidores) execute a montagem. O prazo que consta nos Procedimentos de Rede é“ durante a montagem”. O Submódulo 12.2 também não estabelece uma data limite para que o agente responsável pelo SMF (distribuidora – no caso de




implantação ou adequação do SMF a que alude o § 2º do art. 5º. § 2º Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1º, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se o prazo máximo a seguir fixado: I - 10 (dez) dias úteis, contados a partir do término de montagem dos equipamentos do SMF; II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes que, obrigatoriamente, deve constar no termo de pactuação dos procedimentos e prazos atinentes à implantação ou adequação do SMF a que alude o § 2º do art. 5º. § 3º Nos casos a que alude o inciso III do art. 1º, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis.

consumidores) realize o "Comissionamento". O prazo que consta nos Procedimentos de Rede é “sem data limite”. A minuta de Resolução Normativa anexa à Nota Técnica nº 157/2016-SEM-SRD/ANEEL propõe aprimoramentos nos procedimentos e dispositivos normativos atinentes ao SMF. Desta maneira, está sendo estabelecido um prazo máximo para a distribuidora elaborar o projeto, o comissionamento e respectivo relatório. Entretanto, estabelecer um prazo sem definir o marco a partir do qual será realizada a contagem do prazo, tende a tornar a medida inócua. A partir de tais considerações, estão sendo propostas alterações na redação, de forma a realizar a contagem do prazo atrelada à conclusão da respectiva atividade precedente. Adicionalmente, está sendo proposto um prazo máximo para a distribuidora realizar a montagem do SMF.




§ 4º A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes. Art. 2º-A A distribuidora deve efetuar a montagem dos equipamentos do SMF aplicáveis a instalações de consumidores, observando o prazo máximo de 45 (quarenta e cinco) dias úteis, contados a partir do término do projeto do SMF.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Foi compreendida e é válida a preocupação em que procedimentos e prazos sejam tratados de forma objetiva e pactuados de forma expressa. Nesse sentido, foram feitos ajustes à minuta de resolução. Contudo, é necessário não tornar o procedimento absolutamente hermético, com todos os prazos internos definidos em norma. Isso geraria uma enorme dificuldade de gestão pelas distribuidoras e também pelos acessantes. Tanto é verdade que, quando a contribuição trata do envio de informações pelo consumidor, não foi proposto um prazo interno correspondente. É natural que cada agente (distribuidoras, consumidores, geradores e comercializadores) busque maximizar seu retorno e bem estar, contudo uma ponderação entre todos esses interesses é indispensável. Todos os prazos deverão constar do Termo de Pactuação.


CELESC

Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se:

Atualmente há uma expressiva quantidade de consumidores migrando para o ACL, nas mais diferentes regiões do estado, sendo que são comissionados mais de um consumidor por dia. A confecção do relatório de Comissionamento demanda tempo e é através deste relatório que são inseridos os dados para o cadastro no SCDE, em




I - Os prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até cinco dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes. § 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até cinco dias úteis. § 4o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.

função desta necessidade o prazo para o cadastro deveria ser ampliado para 5 (cinco) dias úteis.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:





COPEL

Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, o gerador (agente de medição) deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes. § 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis.

Adequação de texto O inciso II, do § 2º, do Art 2º versa sobre responsabilidades atinentes às centrais geradoras. Aparentemente houve equívoco na redação, pois o texto atribui às distribuidoras uma atividade que compete ao gerador (agente responsável pelo SMF). O cadastro do ponto de medição no SCDE é responsabilidade do agente de medição, que no caso das centrais geradoras é o próprio gerador, ou seu representante perante a CCEE.




§ 4o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:


COPEL

Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes.

Adequar numeração dos parágrafos. Na minuta inexiste o § 3º, pulando do § 2º para o § 4º. Inclusão de texto (§ 4º). Uma vez que as especificações técnicas dos equipamentos de medição dos consumidores do ACL passam a ser equiparadas aos consumidores do ACR, a proposta visa estender tal tratamento à manutenção periódica preventiva, que passaria a ser regida pela REN 414/2010, a qual remete aos critérios estabelecidos na legislação metrológica vigente




§ 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis. § 4o 3º A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes. § 4º Os padrões de aferição e a verificação periódica dos equipamentos de medição que se refere o caput passam a ser aqueles exigidos às demais unidades consumidoras cativas da distribuidora.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:


REPLACECONSULTORIA Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento

Há necessidade de fixar referência para contagem de prazos para possibilitar a migração nos 180 dias previstos, dada a possibilidade de imprevistos e atrasos no processo




referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos O prazo máximo para realização do projeto é de dez dias úteis a partir da celebração do termo de pactuação e do relatório é são, cada um, de dez dias úteis a partir do comissionamento; e II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes. § 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis. § 4o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.




AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Já previsto no art. 5o.


CELESC

Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1º Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1º, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se: I – A distribuidora deverá solicitar a emissão do Parecer de Localização do Ponto de Medição para Faturamento à CCEE em até cinco dias úteis após o fornecimento pelo consumidor dos documentos e informações necessárias à elaboração do projeto do SMF; II – O projeto do SMF deverá ser concluído em até dez dias úteis após a emissão pela CCEE do Parecer de Localização do Ponto de Medição para Faturamento; III – Após a conclusão do comissionamento, a distribuidora deverá elaborar o respectivo relatório em até dez dias úteis; e IV – Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia –

O prazo para realização do projeto do SMF deve ser contado a partir da emissão pela CCEE do Parecer de Localização do Ponto de Medição para Faturamento, uma vez que o respectivo documento faz parte do projeto do SMF. Solicita-se o prazo de 5 dias úteis para envio da solicitação do cadastro do ponto no SCDE, uma vez que a CCEE possui o mesmo prazo para a análise desta solicitação, conforme item 3.21 do PdC 1.2.




SCDE em até cinco dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes. § 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis. § 4o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Com ajustes de redação.


CCEE


Art. 2o §1º Inciso II Os prazos para a solicitação do cadastro do ponto de medição no SCDE estão relacionados no submódulo dos PdCs 1.2 – Cadastro do Agente, e devem observar o mês para o qual o consumidor deseje




§ 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE, em conformidade com os prazos dos Procedimentos de Comercialização vigentes, observando-se o mês de entrada em operação para a comercialização de energia no âmbito da CCEE. em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes. § 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, , com exceção dos casos de usina em operação de teste, a distribuidora deverá, em até 2 dias úteis, comunicar ao gerador sobre tal aprovação, devendo este, por sua vez, solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE, em conformidade com os prazos dos Procedimentos de Comercialização vigentes em até dois dias úteis.

a migração ao ACL, ou ainda, a inclusão do cadastro de um novo ponto de medição. Conforme previsto no Módulo 12 dos Procedimentos de Rede e Módulo 5 do PRODIST o gerador é responsável pelas atividades pertinentes ao sistema de medição, inclusive pelo cadastro do ponto de medição no SCDE. Art. 2o §2º Inciso II Os prazos para a solicitação do cadastro do ponto de medição no SCDE estão relacionados no submódulo dos PdCs 1.2 – Cadastro do Agente. Inclusão - Art. 2o §3º É válido mencionar que as demais atividades relacionadas ao cadastro do ponto de medição estão dispostas nos Procedimentos de Comercialização. Art. 2o §4º Alteração da redação visando deixar claro que a coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF, para centrais geradoras não despachadas nem programadas estão estabelecidas no respectivo módulo de medição do PRODIST.




Inclusão de parágrafo § 3° As demais atividades atinentes ao cadastro do ponto de medição devem seguir o rito estabelecido nos Procedimentos de Comercialização vigentes. § 4o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF, para os casos de que trata o art. 1º, devem ser realizadas conforme o módulo 5 – Sistemas de Medição dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Foi referido o PdC, mas ele não esgota os prazos, de modo que é necessário conciliá-los. Contudo, deverá ser aceita medição parcial do mês civil inicial. Ajustada a referência ao gerador. Foram aceitos os outros ajustes. Art. 2o §4º O PRODIST trata brevemente de usinas que não comercializam na CCEE. Não Aceita.





CEMIG

Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes. § 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora central geradora deverá solicitar o cadastro do cadastrar o ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis. § 4o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.

O responsável pelo cadastro da medição é o dono da medição que, no caso, é a própria central geradora. Essa é a responsável também pela manutenção, operação, comunicação, etc. Além disso, a distribuidora não possui acesso para o cadastro da medição do gerador no SCDE. Como o gerador é o responsável pelo SMF, a CEMIG entende que o cadastro do ponto de medição deveria ser de responsabilidade do gerador.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:





AES

Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1º Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1º, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, em consonância com as etapas a seguir: I – A distribuidora deverá solicitar a emissão do Parecer de Localização do Ponto de Medição para Faturamento à CCEE, no máximo, em cinco dias úteis após o recebimento dos documentos e informações necessários à elaboração do projeto do SMF pelo consumidor; II – O projeto do SMF deverá ser concluído, no máximo, em dez dias úteis, após a emissão do Parecer de Localização do Ponto de Medição para Faturamento, pela CCEE; III – A data para a realização do comissionamento do SMF deverá ser programada pelo consumidor , desde que previamente acordada com a distribuidora; IV – Após a realização do comissionamento, a distribuidora deverá elaborar o respectivo relatório em, no máximo, dez dias úteis; e V – Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do(s) ponto(s) de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia – SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes. § 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e

A AES Brasil propõe maior detalhamento das etapas a serem percorridas pela distribuidora e consumidores, a fim de que seja possível a elaboração do projeto, comissionamento e o respectivo relatório. Entende-se que a proposta da ANEEL trata a questão em um nível mais macro, dando margem a ineficiências processuais que poderão impactar significativamente os prazos a serem atendidos pelas distribuidoras, por questões não atreladas às mesmas. Adicionalmente, no que diz respeito ao pedido à CCEE da localização do ponto de medição, frisa-se que tal informação é fundamental para o inicio da elaboração do projeto pela distribuidora. Na prática, verifica-se que tais informações são repassadas pela CCEE com frequentes atrasos, muitas vezes atrelados à questões inerentes ao próprio consumidor. Portanto, o que se busca sensibilizar o regulador é que o prazo para elaboração do projeto pela distribuidora somente seja iniciado a partir da obtenção de tais informações.




II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis. § 4o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Aceita, porém com ajustes de forma e redação.


ABRACEEL

Art. 2º Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1º Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes.

1) Correção da sequência do último parágrafo – correto é 3º e não 4º como está na minuta. 2) A Abraceel reforça a necessidade da observância do prazo máximo de dez dias úteis para realização das atividades que tratam o §1º do Art.2º. Tem-se observado muitos problemas de atraso na adequação do SMF por responsabilidade das distribuidoras, justamente por não existirem prazos definidos em cada etapa da adequação. Os prazos trazem maior segurança regulatória para os consumidores que buscam a migração para o ACL, além de dar previsibilidade adequada às empresas que irão fornecer contratos de energia a estes consumidores




§ 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis. § 3ºA coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Termo de Pactuação dos procedimentos e prazos atinentes à implantação ou adequação do SMF deverá observar a solicitação do parecer de localização à CCEE, o eventual envio de informações pelo consumidor, a elaboração e aprovação de projeto de medição, aquisição e montagem dos equipamentos, estabelecimento da forma de coleta dos dados de medição pela CCEE, comissionamento e cadastro dos pontos de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE, em conformidade com os Procedimentos de Comercialização.


LIGHT


Comentário: a solicitação de cadastro do ponto de medição no SCDE é feita pelo Agente de Medição, considerando tratar-se de informações técnicas referentes ao Sistema de Medição para Faturamento. No caso do item II do § 2º do artigo 2º o Agente de Medição é o Agente de Geração. A Distribuidora é somente o Agente




§ 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se: II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, o Agente de Medição a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes.

Conectado neste tipo de processo, não tendo acesso para efetuar a solicitação de cadastro no ambiente do Agente de Medição.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:


NEOENERGIA

Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se: I - Para consumidores especiais, Oos prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis, sendo que quando a solicitação partir de unidades consumidoras reunidas por comunhão de interesses ou de direito cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, os prazos máximos são, para cada unidade consumidora, dez dias úteis, e o prazo total igual à soma dos prazos de todas as unidades consumidoras;

Analisando os procedimentos e requisitos ao SMF é fato que, para casos envolvendo consumidores especiais, temos um grupo de unidades consumidoras para composição do agrupamento que demandará a necessidade de elaboração de vários projetos distintos. Nessa situação, o prazo de 10 dias úteis é desproporcional ao montante de projetos que precisam ser elaborados. Recomendamos que o prazo seja de 10 dias úteis para cada unidade consumidora que compõe o agrupamento, e que o prazo total, seja o prazo cumulativo de todas unidades consumidoras. Faz-se necessário para efetuar a validação do projeto e selagem dos quadros, garantindo a entrada no sistema da distribuidora de forma correta.




II - Para consumidores livres, os prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II III - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes. § 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis. § 3o Nos casos a que alude o inciso III do Art. 1º, o comissionamento deve ser realizado em conjunto com a Distribuidora. § 4o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Considerando que a comunhão usualmente será composta por unidades consumidoras contratadas com vigências distintas, a contribuição não merece acolhimento. Não são tantas unidades que migram ao mesmo tempo. Ademais, prazos podem ser pactuados diversamente desde em comum acordo com os interessados, o que acolhe perfeitamente eventuais casos excepcionais.





CPFL

Art. 2o Fica dispensado o envio e a aprovação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS dos projetos de SMF e respectivos relatórios de comissionamento referentes às conexões à rede de distribuidoras. § 1o Nos casos a que aludem os incisos I e II do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pela distribuidora, observando-se:. I - Os prazos máximos para realização do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a conclusão do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis, salvo acordo diverso entre as partes, conforme definido Procedimento de Comercialização. § 2o Nos casos a que alude o inciso III do art. 1o, o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão realizados pelo gerador e submetidos à aprovação da distribuidora, observando-se: I - Os prazos máximos para aprovação do projeto e do relatório são, cada um, de dez dias úteis; e II - Após a aprovação do relatório de comissionamento, a distribuidora deverá solicitar o cadastro do ponto de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE em até dois dias úteis. § 3o A coordenação de prazos e a supervisão da manutenção do SMF deixam de ser realizados pelo ONS, remanescendo as demais obrigações correspondentes.

A responsabilidade de elaborar o projeto, o comissionamento e o respectivo relatório serão da distribuidora para os casos de consumidores livres e especiais, e por conseguinte, entende-se que estes sejam realizados de forma que o cadastro do ponto de medição no SCDE ocorra dentro do prazo previsto nos Procedimento de Comercialização.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

O PdC não possui os prazos internos cuja supressão ora se recomenda.




ITEM 04


Art. 3o Desde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão.

§ 1o Os padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade.

§ 2o Sem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas:

I - a alimentação auxiliar dos medidores; e

II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput.

§ 3o É permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

§ 4o O custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação.

§ 5o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.


COMERC Art. 3º Desde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões

De forma geral, as distribuidoras possibilitam às unidades consumidoras do grupo A, com demanda até 300 kW, a adoção de padrão de entrada de energia elétrica do tipo “simplificado”, ou seja,




técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1º Os padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2º Sem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3º É permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4º Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

o fornecimento de energia elétrica é realizado em tensão primária, contudo os equipamentos do sistema de medição encontram-se instalados na tensão secundária. Essa situação está prevista no art. 94 da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010. O Módulo 5 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, dentre diversos objetivos, estabelece os requisitos mínimos para medição das grandezas elétricas do sistema de distribuição aplicáveis ao faturamento, à qualidade da energia elétrica, ao planejamento da expansão e à operação do sistema de distribuição. A tabela 1 da Seção 5.2 do Módulo 5 (revisão 4) do PRODIST estabelece as características mínimas para os Sistema de Medição. Para acessantes dos subgrupos A3a e A4, o medidor deve ser eletrônico com medição em 2 quadrantes (código ME 2Q). O item 4.1.2 da Seção 5.2 do Módulo 5 (revisão 4) do PRODIST estabelece os requisitos dos medidores eletrônicos de energia elétrica para conexão de acessantes do Grupo A. O subsitem 4.1.2.1 estabelece que as condições e características construtivas do referido medidor devem atender a regulamentação metrológica pertinente do INMETRO. A Portaria INMETRO nº 587, de 05 de novembro de 2012, em seu art. 1º aprova o Regulamento Técnico Metrológico – RTM para medidores de energia elétrica ativa e/ou reativa, monofásicos e polifásicos, inclusive os recondicionados. O Regulamento Técnico Metrológico – RTM a que se refere a Portaria INMETRO n.º 587, de 05 de novembro de 2012, estabelece




as condições mínimas a serem observadas na apreciação técnica de modelos, na verificação inicial, na verificação após reparos e na verificação por solicitação do usuário/proprietário, a que se sujeitam os medidores eletrônicos de energia elétrica ativa e/ou reativa, monofásicos e polifásicos, e índices de classe D (0,2 %), C (0,5 %), B (1,0 %), A (2,0 %). O item 5 do RTM estabelece as prescrições técnicas dos medidores eletrônicos. O subitem 5.8 estabelece que “um modelo pode assumir diferentes valores de ke”, sendo Ke a constante eletrônica que representa a quantidade de energia que define a unidade básica armazenada, cujo valor deve ser expresso em Wh/pulso ou em varh/pulso. Desta maneira, fica evidenciado que o medidor de energia elétrica a ser empregado em acessante do subgrupo A3a ou A4 deve ser do tipo eletrônico, e conforme estabelece o RTM tais medidores devem poder assumir diferentes valores de Ke que é a constante a ser ajustada para compensar as perdas elétricas correspondentes ao transformador de potência. A partir de tais considerações, o § 4º deve ser suprimido, pois o medidor de energia elétrica empregado em sistema de medição instalado no secundário do transformador possui as mesmas características do medidor de energia elétrica utilizado em sistema de medição instalado no ponto de conexão com a rede de distribuição.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:




As considerações técnicas estão totalmente equivocadas. Essa constante não substitui o algoritmo de compensação de perdas. Aliás, uma grande parte dos medidores compatíveis com o SCDE possui essa funcionalidade. Tal informação será divulgada no portal da CCEE.


COPEL

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 5o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

Exclusão de texto Entendemos que a utilização do algoritmo de compensação de perdas não deve ser incentivada, sob pena da exceção tornar-se a regra. Sugerimos que seja mantida a prática atual, onde o algoritmo é empregado apenas em casos excepcionais, como falta de espaço físico para adequação no primário do transformador. Ou então, alternativamente ao algoritmo no medidor, as perdas poderiam ser aplicadas pela própria CCEE (fator de perdas constante, dependendo do nível de tensão – art. 94 da ReN 414/2010), tal qual a distribuidora faz com os consumidores cativos em situações análogas. Tais perdas poderiam ser aplicadas no momento do cálculo das perdas internas da topologia do agente, rotina realizada mensalmente no processo de contabilização da CCEE. Entendemos também que a utilização seja restrita às unidades já atendidas pela distribuidora, de modo a não disseminar a pratica às novas ligações. As novas conexões deveriam ser projetadas de acordo com as regras, dispensando excepcionalidades.




AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Vide seção III.2 da Nota Técnica.


CELESC

Art. 3º Desde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1º Os padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2º Sem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3º É permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora,devendo, neste caso, acrescer aos valores medidos de energia e de demanda, ativas e reativas excedentes, os critérios de compensação de perdas definidos no artigo 94 da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010. § 4º O custo de aquisição do medidor a que alude o § 3º será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação.

Sugere-se a adoção do mesmo critério de compensação de perdas adotado atualmente nos clientes cativos, conforme prevê o artigo 94 da REN nº 414/2010. Desta forma, elimina-se a utilização de medidores com algoritmo de compensação de perdas, que acabam onerando o consumidor por ter um custo maior em relação ao medidor sem esta funcionalidade.




§ 4º Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:



REPLACECONSULTORIA

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão , inclusive para as unidades atendidas no subgrupo AS. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a

a) Especificar que os padrões cativos do AS valem na migração bastando que sejam feitas as adequações dos outros padrões b) Impedir que distribuidoras façam exigências como troca de relés, unificação de medições, adaptação do sistema de medição em decorrência de alteração das normas e padrões internos da distribuidora, exigências essas que podem adiar a migração com prejuízo ao consumidor c) A condição geral estabelecida na própria Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010 é de que o consumidor é responsável financeiramente apenas pela mídia de comunicação e pelo medidor de retaguarda opcional




distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 5o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes. § 6o Nenhuma outra exigência além das estabelecidas nesta resolução que possa protelar ou alongar o prazo de adequação do SMF poderá será feita pela distribuidora, inclusive eventual adaptação ao sistema a novos padrões e critérios decorrentes de alteração das normas internas.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Foi suprimida a necessidade de ressarcimento pelo medidor com algoritmo de compensação de perdas, pois já temos a informação de que grande parte dos medidores compatíveis com o SCDE possui tal funcionalidade. A sugestão do § 6º equivale ao § 1º, pelo que reputa-se já prevista.


CCEE

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam

Art. 3º §3º O sistema de medição instalado em Baixa Tensão não se caracteriza como exceção, sendo aceito pela CCEE, desde que seja observada a utilização de medidores que possuam o recurso de algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes (transformação). Inclusão Art. 3º §5º A CCEE entende que é de responsabilidade do agente de medição a utilização de medidores que atendam os requisitos que atendam




algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes (transformação)., conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 5º Nos casos a que alude o §4º, a distribuidora deverá obter do fabricante os modelos de medidores aptos para essa aplicação, e que atendam aos requisitos técnicos dispostos nos Procedimentos. § 5 6o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, , para aprová-las, reprová-las e/ou propor soluções. devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

os Procedimentos de Rede e de Distribuição, especialmente nos casos de compensação de perdas. Art. 3º §6º - antigo § 5º Ajuste de redação análogo ao já praticado, disposto no Módulo 12 dos Procedimentos de Rede.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

A listagem dos medidores deverá ser divulgada no portal da CCEE, devendo inclusive ser atualizada e, tanto quanto possível, expandida. Se as distribuidoras fossem incumbidas de encontrar tais medidores, o comportamento não seria uniforme e surgiriam condutas indevidas para obstaculizar migrações. Até a concorrência capaz de reduzir ainda mais os preços dos medidores tenderia a ser menor. Sobre a publicação pela CCEE das exceções recorrentes, justifica-se para torna-las padrão quando da revisão do módulo 5 do PRODIST. EX: utilização de medidores que emulem perdas em linhas, possibilitando que alimentadores exclusivos para suprir outras distribuidoras/cooperativas possam ser instalados dentro de subestações. Certamente surgirão outros exemplos.


CEMIG Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser

Os medidores que possuem algoritmo para compensação das perdas elétricas foram desenvolvidos para aplicação em outros




admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4º Nos casos aos quais alude o §3º, a compensação de perdas deve ser feita conforme Resolução Normativa nº 414/2010 ou norma que venha a substituí-la e a CCEE deve considerar essa compensação em suas operações de contabilização e liquidação financeira. § 4 5oO custo de aquisição, substituição ou adequação do medidor a que alude o § 3o será arcado pela distribuidora, tendo seu reconhecimento refletido na tarifa de energia elétrica. ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 6º A responsabilidade pelo sistema de comunicação do SMF é do consumidor. § 5 7o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

casos mais robustos que os tratados por essa AP. Trata-se de medidores concebidos para aplicações em situações em que ocorre intercâmbio de fluxos de energia muito elevados, como no caso de subestações de grande porte, centrais geradoras com potências da ordem de MW, pontos de interconexão de fronteira entre sistemas elétricos de diferentes distribuidoras, etc. Devido a essas características de aplicação, esses medidores possuem elevada exatidão e diversos recursos tecnológicos embarcados. Isso resulta em medidores de custos elevados e operação mais complexa, nem sempre dominada pela maioria das equipes das distribuidoras. Outro ponto relevante diz respeito aos parâmetros do transformador a serem utilizados para a compensação de perdas. Para uma correta compensação, devem ser utilizados os valores específicos do transformador utilizado na unidade consumidora, o que implica na necessidade de uma medição em campo desses parâmetros, através de empresas especializadas. A medição desses parâmetros pode implicar em custos elevados para o interessado e na necessidade de interrupção de fornecimento durante a medição dos parâmetros do transformador sob análise. Assim, a CEMIG entende que deve ser permitida a aplicação de medidores já utilizados em outras unidades consumidoras do grupo A sem compensação de perdas, mesmo quando conectados em BT. Nesses casos, seria aplicado o artigo 94 da Resolução Normativa nº 414/2010, transcrito abaixo:




“Art. 94. Para as unidades consumidoras atendidas em tensão primária com equipamentos de medição instalados no secundário dos transformadores, a distribuidora deve acrescer aos valores medidos de energia e de demanda, ativas e reativas excedentes, a seguinte compensação de perdas: I – 1% (um por cento) nos fornecimentos em tensão superior a 44 kV; ou II – 2,5% (dois e meio por cento) nos fornecimentos em tensão igual ou inferior a 44 kV.” Esse medidor continuaria sendo adquirido pela Distribuidora. Essa proposta traria diversas vantagens para todos os envolvidos, dentre as quais: 1) Para os consumidores: a) evitar a necessidade de desembolso de um valor elevado para o medidor especial, em torno de R$ 11.000,00, com compensação de perdas; b) evitar paradas para levantar parâmetros dos transformadores; c) evitar construir uma subestação para medição em média tensão (como hoje regulamentado). 2) Para a distribuidora: a) Utilização de um medidor relativamente barato, em torno de R$ 500,00, e já dominado pelas equipes de campo; b) Integração dos medidores à base de remuneração da distribuidora.




Com isso, a opção para adesão ao mercado livre (e eventualmente, o retorno ao mercado cativo) passaria a ser uma questão apenas comercial, sem barreiras técnicas com relação à medição. Deve-se ressaltar, porém, que, sendo aceita essa contribuição, a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) deverá considerar a compensação de perdas estabelecida no artigo 94 da Resolução Normativa nº 414/2010 em suas operações de contabilização e liquidação financeira, bem como, não sendo mais necessário solicitação por aquela Câmara, sobre o tratamento de excepcionalidades e, consequentemente, a emissão pelas distribuidoras do relatório técnico de excepcionalidades, para todos os casos em que o fornecimento de energia elétrica se realiza na média tensão e a medição encontra-se após a transformação, ou seja, na baixa tensão. Quanto ao sistema de comunicação, deve-se ressaltar que, devido à capilaridade desse tipo de cliente e diversidade geográfica da área de concessão das distribuidoras, não há disponibilidade de rede de telecomunicações da distribuidora em todos os pontos de interesse. Uma alternativa é a utilização de redes de telefonia celular, as quais possuem taxas de falha relativamente elevadas. Para mitigar esse efeito, seria interessante que o consumidor assumisse a responsabilidade pelo sistema de comunicação do SMF. Essa sugestão é condizente com a realidade da grande maioria dos clientes que já possui internet em suas unidades consumidoras, de forma que a manutenção de sua intranet é uma atribuição já realizada em suas rotinas e a disponibilização desta comunicação




para a medição, em tese, não acrescentaria custos extras aos consumidores. Assim, a CEMIG considera importante que a regulação responsabilize o consumidor pelo sistema de comunicação do SMF.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:



AES

Art. 3º Desde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1º Os padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2º Sem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, é dispensadas: I -a alimentação auxiliar dos medidores. Caso o consumidor opte por medidores com esse recurso, ele deverá ressarcir a distribuidora pelo custo de sua aquisição e será responsável pelas adequações necessárias no sistema de alimentação auxiliar de sua instalação. § 3º Devem ser instalados cabos multicondutores blindados nos circuitos secundários dos transformadores de corrente e de potencial e o titular pela unidade consumidora será responsável pela sua aquisição e instalação, bem como pela eventual necessidade de adequação em suas instalações. § 4º É permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidorae, neste caso, devem ser acrescidos aos valores medidos de energia e de demanda, ativas e reativas excedentes, os

Alteração do Inciso I do Artigo 3º, §2ºda Minuta de Resolução Normativa A AES Brasil destaca que, nos casos onde a unidade consumidora opte pelo uso de medidor com alimentação auxiliar, este deve ser responsável por ressarcir a distribuidora pela sua aquisição, além da implantação de fonte não interruptível em sua instalação. Substituição do Inciso II do Artigo 3º da Minuta de Resolução Normativa pelo Artigo 3º, §3º Acerca da desobrigação do uso de cabos blindados nos circuitos secundários dos transformadores de instrumento ( TPs e TCs), a AES Brasil entende que é uma alternativa que precisa ser melhor avaliada, considerando possíveis efeitos de interferências eletromagnéticas no sinal elétrico enviado ao medidor. Alteração do §3ºdo Artigo 3º da Minuta de Resolução Normativa Salienta-se que os ganhos de exatidão, a partir da utilização de medidores com recurso de compensação de perdas de transformação, são questionáveis. Verifica-se que, em avaliações preliminares realizadas no passado pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL) concluiu-se que a compensação de perdas de transformação realizada por medidores possui restrições como: · Os parâmetros relativos às perdas de transformação podem ser alterados quando o equipamento é submetido, por exemplo, a curto-circuito.




critérios de compensação de perdas definidos no artigo 94 da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010.

· A aplicabilidade da funcionalidade depende de características construtivas do transformador, como, quantidade de enrolamentos e configuração dos taps. Fonte: http://www.cepel.br/produtos/ensaios-de-compensacao-de-perdas-em-medidores-de-energia.htm Adicionalmente, para aplicação de medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas de transformação, tal funcionalidade deveria ser aprovada por Regulamento Técnico Metrológico emitido pelo INMETRO, conforme estabelecido no item 3.7 a) da Seção 5.2 do Módulo 5 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica – PRODIST. Cumpre esclarecer que, até o momento, A AES Brasil não identificou a aprovação dessa funcionalidade pelo órgão metrológico para os modelos de medidores atualmente utilizados. Do exposto, observando as ponderações e restrições apresentadas acima, percebe-se maior eficiência na definição do mesmo critério previsto no Art. 94 da REN 414/2010 para os consumidores livres e especiais conectados na rede elétrica das distribuidoras. Exclusão do §4º do Artigo 3º da Minuta de Resolução Normativa Conforme justificativa apresentada no item acima (Alteração do §3º do Artigo 3º da Minuta de Resolução Normativa).

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Alteração do Inciso I do Artigo 3º, §2ºda Minuta de Resolução Normativa – ACEITA Substituição do Inciso II do Artigo 3º da Minuta de Resolução Normativa pelo Artigo 3º, §3º - NÃO ACEITA. TRATA-SE DE CASOS EXISTENTES. NÃO SE ESTÁ A CRIAR NENHUM PROBLEMA QUE EVENTUALMENTE JÁ NÃO EXISTA (E QUE ATENDIA AO PADRÃO ENTÃO VIGENTE DA DISTRIBUIDORA)

Alteração do §3ºdo Artigo 3º da Minuta de Resolução Normativa – NÃO ACEITA. Vide seção III.2 da Nota Técnica.





LIGHT

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 5o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

O item I do § 2º do Art. 3º imputa ao proprietário da unidade consumidora a responsabilidade pela disponibilização da alimentação auxiliar dos medidores do SMF. Esta ação acarreta a falta de registros de medição durante uma interrupção na alimentação desta unidade. Com isto não haveria mais medição de registros zerados, que garantem a correta operação da medição (medição de zero consistida). Sem estes registros consistidos não existe possibilidade de identificação da causa da falta de dados (problemas no SMF ou falta de energia), assim propõem-se a exclusão deste item.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Parece-nos que se está a afirmar a relevância dos registros “zero” da medição durante ausência de tensão e, por conseguinte, de consumo. Medidores usualmente possuem registro das faltas de tensão.




No mais, é obrigação da distribuidora ter controle e registro de seus desligamentos, pelo que não é admissível alegar desconhecer se uma falta de dados decorra de “falha no SMF” ou “falta de tensão”.


ABRACEEL

Art. 3º Desde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão, exceto em caso de utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora atendida por subestação simplificada. § 1º Os padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2º Sem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3º É permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora. §4º Para as unidades consumidoras atendidas em tensão primária com equipamentos de medição instalados no secundário dos transformadores, a CCEE,

A exceção proposta no caput deve-se pela possibilidade de que padrões técnicos das distribuidoras impeçam a medição no secundário do transformador. Algumas possuem padrão técnico de medição no primário do transformador, mesmo quando a subestação é simplificada, ou seja, alocada em poste. Isto porque com o medidor atual, é possível realizar tal medição, por meio de medição indireta. Quando o consumidor que possui subestação simplificada optar pela migração para o mercado livre, por outras limitações técnicas, como a necessidade de acesso remoto aos medidores, o medidor poderá ser trocado e não haverá mais a possibilidade de ser alocado no primário do transformador, o que irá contrariar os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora. Portanto, para que estes consumidores possam ser beneficiados da medição no secundário, a Abraceel propõe que a eles, somente no que trata este caso específico, seja concedida a possibilidade de não atender um padrão específico da distribuidora. Quanto à utilização de medidores com algoritmo de perdas. Os consumidores do mercado cativo, que são atendidos em alta tensão e medidos no secundário do transformador, não precisam possuir medidores que possuam algoritmo para compensação das perdas elétricas correspondentes, mas apenas são acrescidas




para fins de contabilização, deve acrescer aos valores medidos de energia e demanda, ativas e reativas excedentes, a seguinte compensação de perdas: I - 1% (um por cento) nos fornecimentos em tensão superior a 44 kV; ou II - 2,5% (dois e meio por cento) nos fornecimentos em tensão igual ou inferior a 44 kV § 5º Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

constantes de perdas aos valores de energia medidos, conforme estabelece o Art. 94 da REN 414/2010. Em que se pese a exatidão adicional trazida por um algoritmo de compensação, a Abraceel entende que, para manter a isonomia entre os ambientes, os consumidores do mercado livre devem ser regulados por normatização semelhante, suprimindo a necessidade de adequação de medidores para compensação de perdas. Uma vez que tal adequação deverá acarretar em custos ao consumidor.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Os sistemas encapsulados de medição a transformador a seco podem perfeitamente utilizar medidores compatíveis com o SCDE. A CCEE, tal como já faz, continuará divulgando a relação desses medidores.


Instituto de Engenharia do Paraná IEP

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas:

A análise da Nota Técnica no 157/2016-SRM-SRD/ANEEL de 15 de junho de 2016 por parte da Câmara Técnica de Energia do Instituto de Engenharia do Paraná – IEP concluiu que as alterações de simplificação e padronização dos sistemas de medição são importantes e trarão significativa redução de custos para consumidores e distribuidoras, sem perda do objetivo a que se propõe.




I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 5o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:


ELEKTRO Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da

Considerando que a distribuidora é a responsável pela especificação e pelos processos de compra dos medidores a serem aplicados nos




comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. III - Caso o proprietário da unidade consumidora opte pela utilização de medidor com alimentação auxiliar, o prazo de compra do mesmo deverá ser considerado no Termo de Pactuação. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 5o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo

diversos tipos de ligações, caso o cliente opte por um modelo de medidor diferente do padronizado e não disponível nos almoxarifados da distribuidora, o prazo de compra do medidor deve ser considerado no Termo de Pactuação, caso o processo como um todo ultrapasse 180 dias.




divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Em virtude de outra alteração, a contribuição não é mais aplicável. Como grande parte dos medidores compatíveis com o SCDE já possuem o algoritmo de compensação de perdas em transformação, será adquirido e instalado pela distribuidora, como em todos os demais casos.


ELEKTRO

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia

A utilização imediata de medidores com recurso de compensação de perdas de transformação por parâmetros do trafo colocará as distribuidoras em situação de não conformidade regulatória, uma vez que a funcionalidade (equações) de compensação de perdas não está prevista no regulamento metrológico do INMETRO e não há medidores homologados com essa funcionalidade pelo Instituto. Certamente o método de compensação de perdas com base nos parâmetros do trafo é o critério mais justo para se aferir as perdas nos casos de fornecimento em média tensão no lado secundário dos trafos. Entendemos inclusive que esse critério deve ser buscado pelo Regulador oportunamente. Assim, visando adotar as melhores práticas e não expor as distribuidoras, é oportuno estabelecer um período (1 ou 2 anos) de transição para ajuste no regulamento metrológico e homologação de pelo menos 3 modelos de medidores pelo INMETRO. Após esse prazo de transição, fica a critério dos proprietários das unidades consumidoras cativas e livres escolher pelo método de percentual fixo ou pelo critério de compensação com parâmetros do




Elétrica - CCEE. e, neste caso, devem ser acrescidos aos valores medidos de energia e de demanda, ativas e reativas excedentes, os critérios de compensação de perdas definidos no artigo 94 da Resolução Normativa 414, de 9 de setembro de 2010. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 5o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

trafo. A possibilidade de escolha beneficiará os clientes que adquirirem trafos de alto rendimento (baixas perdas) e possibilitará uma nova geração de trafos com selo de eficiência.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:



EDP

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade.

Parágrafo 2o: a opção adicional deve ser sob custos do solicitante, em particular com relação ao medidor com a alimentação auxiliar. Parágrafo 3o: o uso do cabo blindado nos circuitos secundários dos Transformadores de Instrumentos (TPs e TCs) garantem a acuidade da medição, uma vez que diminui os efeitos eletromagnéticos que os cabos estão submetidos.




§ 2o Sem prejuízo de sua utilização, caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, é dispensada a alimentação auxiliar dos medidores, caso contrário, o custo da implantação da fonte necessária ocorrerão sob suas expensas. § 3oÉ necessário substituir os condutores secundários dos transformadores de corrente e de potencial por cabos multicondutores blindados, e o titular da unidade consumidora será responsável pela aquisição e instalação desses cabos, bom como pela eventual necessidade de adequação em suas instalações. § 4o É permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que respeitados os critérios de compensação de perdas estabelecidos no art. 94 da REN 414/2010. § 5o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

Parágrfo 4o: Na distribuição, os ganhos na exatidão da medição são questionáveis quando da utilização de medidor com recurso de compensação de perdas de transformação, hava visto que as perdas técnicas do transformador são variáveis de acordo com o regime de carregamento, e que tal algoritmo, para ser adequado, deve ser revisado quando ocorrer qualquer alteração física e/ou no regime do uso do mesmo. Adicionalmente, considerando que este algoritmo é um ponto frágil e que pode ser indutor de manipulação/erro na apuração das perdas, que o mesmo deve ser auditado e fiscalizado quando houver mudança técnica do transformador e/ou com periodicidade regular para evitar eventuais fraudes, propõe-se que a ANEEL adote o mesmo procedimento previsto o art. 94 da REN 414/2010, atualmente aplicável para as unidades consumidoras cativas, assegurando atendimento isonômico para todos os usuários, seja no ACR quanto no ACL. Além de suas vantagem de menor custo ao solicitante, a existência de 2 critérios diferentes também resultaria na necessidade de desenvolvimento de adequação do sistema corporativo e aumentando significativamente a complexidade do processo.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Parágrafo 2o: ACEITA Parágrafo 3o: NÃO ACEITA. SE JÁ FOR O PADRÃO DA DISTRIBUIDORA À ÉPOCA, NÃO HAVERÁ QUALQUER MUDANÇA. DO CONTRÁRIO, NÃO SERÁ A MIGRAÇÃO QUE ESTARÁ REDUZINDO A ACUIDADE DA MEDIÇÃO.




Parágrfo 4o: NÃO ACEITA. Vide seção III.2 da Nota Técnica.


AES SUL

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação.

A utilização de cabos blindados visa garantir a não influência de interferências eletromagnéticas que terão impacto direto na qualidade da medição. A utilização destes cabos, devidamente aterrados em suas duas extremidades, em conjunto com equipamentos com classe de exatidão 0,3 e 0,2 (3% e 2% de perdas) garantirão uma medição mais precisa. A opção da não utilização dos cabos blindados poderá acarretar em erros associados a medição, pois os dados poderão estar expostos a ruídos eletromagnético externos. Estas interferências poderão trazer custos desnecessários ao consumidor devido a leitura incorreta dos seus dados de consumo.





AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Pela justificação técnica ofertada, é certo que o padrão da concessionária já exige a utilização de cabos blindados para todos os seus consumidores, de sorte que nenhuma alteração há com a simples mudança de quem o consumidor adquire a energia elétrica.


Conselho de Consumidores da AES Sul

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. II a utilização de tubulação de aço galvanizado, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput.

Comparativamente a utilização de tubulação de aço galvanizado trará custos adicionais aos consumidores em relação ao uso de tubulação de PVC. Estes custos adicionais poderão atingir o dobro do valor dispendido em tubulações de PVC. Além disso, a necessidade do uso de ferramental próprio para a adaptação destas tubulações de aço galvanizado trará mais custos para adequação do Sistema de Medição de Faturamento (SMF). A opção pela utilização de tubulação de PVC não altera a confiabilidade e integridade na obtenção dos dados de medição.




§ 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 5o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

O caput já estabelece que “devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão”.


CPFL

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão.

Em relação ao § 2º, entende-se que a distribuidora tem a prerrogativa de estabelecer o padrão técnico a ser utilizado conforme Artigo 73 da Resolução ANEEL 414/2010, considerando ainda que o intuito é padronizar as instalações de clientes cativos e livres.




§ 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora da distribuidora, são dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. devendo a distribuidora acrescer aos valores medidos de energia e de demanda, ativas e reativas excedentes, a seguinte compensação de perdas: I – 1% (um por cento) nos fornecimentos em tensão superior a 44 kV; ou II – 2,5% (dois e meio por cento) nos fornecimentos em tensão igual ou inferior a 44 kV. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação. § 4o Eventuais exceções ao procedimento de instalação ou ao padrão de medição serão avaliados pela CCEE, devendo

Para o § 3º, entende-se que a adoção do algoritmo de compensação de perdas exige que a distribuidora realize a gestão do transformador particular do cliente, visto que quando for substituído, o medidor deve ser reparametrizado. Não pode ser imputado a distribuidora a obrigatoriedade de fazer gestão de ativos que não são de sua responsabilidade. Ressaltamos também que atualmente não existe no mercado medidor com algoritmo de compensação de perdas homologado pelo Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia – INMETRO. Considerando que o objetivo desta Audiência Pública é a simplificação do SMF no sentido de unificar as regras e procedimentos aplicados aos clientes cativos e livres, sugerimos que seja adotado os critérios já estabelecidos e aplicados nos clientes cativos, conforme estabelecido no Artigo 94 da Resolução ANEEL 414/2010. O incremento percentual para compensação de perdas pode ser feito de forma simples, sem a necessidade de adequações sistêmicas, apenas incrementando o percentual de perdas nas constantes parametrizadas convencionalmente nos medidores (relação de transformação). Ademais, considerando que os consumidores Livres e Especiais passam a ser regidos pela Resolução 414/2010, é necessário a uniformização de critérios de faturamento para estas perdas. Também soma-se a isto, a definição que consta no PRODIST, no Módulo 5, seção 5.2, item 3.7, que permite a proposta acima: “3.7 Para os consumidores cativos com instalações conectadas em tensão primária de distribuição, os sistemas de medição podem ser




divulgar em seu portal eletrônico as configurações aprovadas mais recorrentes.

instalados no lado de saída dos transformadores de potência, se existir viabilidade técnica e for opção dos agentes, atendendo o seguinte: a) o método de compensação de perdas de transformação pode ser um algoritmo processado pelo medidor eletrônico, desde que seja aprovado por regulamentação metrológica, ou na sua inexistência por laboratório reconhecido pelo INMETRO; b) se não forem instalados os medidores com capacidade de medição das perdas de transformação, poderá ser utilizado um método alternativo de compensação de perdas, que é acrescentar aos valores medidos de demanda e consumo de energia elétrica ativas e reativas excedentes os percentuais definidos nas normas vigentes.” A exclusão do § 4o complementa a contribuição do § 3o, visando a redução de custo para o consumidor. Dessa forma faz-se necessário renumerar o parágrafo 5º para 4º.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

§ 2º - entende-se que a distribuidora tem a prerrogativa de estabelecer aquilo que a norma cogente permitir. § 3º - Vide seção III.2 da Nota Técnica. Será alterado o PRODIST. A substituição de um trafo, mais do que reparametrização de um medidor, pode repercutir no montante de uso contratado, capacidade de rede e proteção. Acaso a CPFL já não faz essa gestão? Não se exige projeto? § 4º - como há vários medidores com o algoritmo de compensação, será instalado pela Distribuidora e integrará seus ativos, tal como demais consumidores.





NEOENERGIA

Art. 3oDesde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no SMF os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para demais unidades em sua área de concessão ou permissão. § 1oOs padrões técnicos a que se refere o caput são aqueles vigentes à época da ligação da unidade. § 2oSem prejuízo de sua utilização caso seja a opção técnica do proprietário da unidade consumidora, são é dispensadas: I - a alimentação auxiliar dos medidores; e II - a utilização de cabos multicondutores blindados, desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos a que alude o caput. § 3oÉ permitida a utilização de medição no secundário do transformador da unidade consumidora, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes, conforme divulgado no portal eletrônico da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE., ou, a critério do consumidor, seja utilizado no faturamento o mesmo valor percentual para a estimativa dessas perdas estalecido em Regulamento específico. § 4oO custo de aquisição do medidor a que alude o § 3o será ressarcido pelo consumidor interessado à distribuidora e, após a implantação, a distribuidora será responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação.

O objetivo da utilização da alimentação auxiliar nos medidores dá-se ao fato de na ausência de tensão na rede de distribuição ou transmissão, os medidores continuem sendo alimentados por uma alimentação auxiliar de backup. Dessa forma, o medidor permanece energizado e registrando (mesmo um valor zerado de energia) para que não se criem lacunas na memória de massa, necessitando, posteriormente, o ajuste dos dados de medição no SCDE ( sistema de coleta de dados) da CCEE. É imprescindível a alimentação auxiliar do medidor para evitar perdas de informação ou informação equivocada acerca da ausência de alimentação/energia na unidade consumidora ou problema na medição. Essa medida permite um sistema com maior confiabilidade e evita retrabalhos para ajuste de dados. Acreditamos ser muito importante a unificação dos critérios adotados para unidades consumidoras com tensão de medição diferente da tensão de conexão (exemplo cliente grupo A faturado como grupo B optante), pois para os consumidores cativos optantes, o valor das perdas na transformação pode ter o valor estimado, conforme informado pelo fabricante na placa do equipamento (Transformador = 2,5%), enquanto para consumidores livres será necessária a instalação de um equipamento de medição com algoritmo de compensação de perdas, e estes são os medidores mais caros existentes atualmente no mercado.





Como estas solicitações, em sua maioria, são para a migração de pequenos consumidores com cargas ainda consideradas pequenas, ficaria muito oneroso. Assim, se o critério for unificado, o processo será mais fácil, com um custo bem menor e mais rápido.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Quanto à alimentação auxiliar, a própria CCEE e várias distribuidoras concordam. Eles têm sido mais um fator de interferência que de preservação. Ademais, como se procede ao faturamento dos demais consumidores do grupo A? Acaso esses medidores não estão também expostos à falta de tensão? Vide seção III.2 da Nota Técnica.

ITEM 05


Art. 4o A CCEE pode obter os dados de medição diretamente das distribuidoras mediante coleta passiva, caso em que as distribuidoras deverão disponibilizá-los em formato compatível com o SCDE.

§ 1o A implementação do disposto no caput está condicionada à comprovação, pela CCEE, da compatibilidade entre seus procedimentos e prazos e o desempenho da coleta e disponibilização dos dados de medição pela distribuidora.




§ 2o Alternativamente ao disposto no caput, faculta-se à CCEE implementar integração de seus sistemas aos das distribuidoras, com vistas à realização de coleta de dados de medição mediante utilização de infraestrutura própria das distribuidoras.

§ 3o A qualidade dos dados diários preliminares de medição recebidos por aqueles referidos nos incisos I a III do art. 1o está relacionada ao desempenho do sistema de comunicação utilizado.

§ 4o Previamente à aplicação do disposto no caput, a CCEE:

I - pode desenvolver e implementar sistema destinado a acessar diretamente a base de dados de medição dos agentes, com o objetivo de coletar os dados dos medidores que as distribuidoras possuam; e

II - deve desenvolver e implementar algoritmo e sistema destinados a analisar criticamente dados de medição, com vistas a detectar faltas, falhas, inconsistências e outros efeitos que possam indicar defeitos ou intervenção espúria em equipamentos, casos em que deverá notificar os agentes de medição para as providências cabíveis.


COPEL

Art. 4oA CCEE pode obter os dados de medição diretamente das distribuidoras mediante coleta passiva, caso em que as distribuidoras deverão disponibilizá-los em formato compatível com o SCDE. § 1oA implementação do disposto no caput está condicionada à comprovação, pela CCEE, da compatibilidade entre seus procedimentos e prazos e o desempenho da coleta e disponibilização dos dados de medição pela distribuidora. § 2oAlternativamente ao disposto no caput, faculta-se à CCEE implementar integração de seus sistemas aos das distribuidoras, com vistas à realização de coleta de dados de medição mediante utilização de infraestrutura própria das distribuidoras.

Comentário O disposto no § 4º do Art 4º sugere uma flexibilização na comunicação da CCEE com os medidores, quando limita o acesso da CCEE à base de dados da distribuidora, tanto na coleta diária (inciso I) quanto na inspeção lógica (inciso II). O padrão de comunicação dos consumidores livres, submetidos às regras da CCEE, diferem dos consumidores cativos, visto que estes últimos não necessitam manter coletas diárias e disponibilidade para auditoria como os primeiros O padrão mais sofisticado (e confiável) da medição do consumidor livre tem um custo que fica a cargo do usuário, ou seja, o próprio consumidor. Embora não seja objeto desta resolução, atentamos




§ 3oA qualidade dos dados diários preliminares de medição recebidos por aqueles referidos nos incisos I a III do art. 1o está relacionada ao desempenho do sistema de comunicação utilizado. § 4oPreviamente à aplicação do disposto no caput, a CCEE: I - pode desenvolver e implementar sistema destinado a acessar diretamente a base de dados de medição dos agentes, com o objetivo de coletar os dados dos medidores que as distribuidoras possuam; e II - deve desenvolver e implementar algoritmo e sistema destinados a analisar criticamente dados de medição, com vistas a detectar faltas, falhas, inconsistências e outros efeitos que possam indicar defeitos ou intervenção espúria em equipamentos, casos em que deverá notificar os agentes de medição para as providências cabíveis.

para a permanência da possibilidade da distribuidora repassar ao consumidor os custos associados ao canal de comunicação, mesmo quando optar por uma fibra ótica, em detrimento de uma tecnologia mais barata porém mais suscetível a falhas.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

As distribuidoras já implementam telemedição em razão de eventual economicidade, faturamento ou opção de estratégia. Por outro lado, é possível que, para a unificação da infraestrutura e compartilhamento entre distribuidora e a CCEE, seja necessário expandir os sistemas e as bandas de comunicação, entre outros. Assim, será inserido um comando regulamentar específico para acomodar essa opção regulatória que, do ponto de vista sistêmico, otimiza o investimento.


CCEE

Art. 4oA CCEE pode obter os dados de medição diretamente das distribuidoras mediante coleta passiva, caso em que as distribuidoras deverão disponibilizá-los em formato compatível com o SCDE , em conformidade com os Procedimentos de Comercialização. § 1oA implementação do disposto no caput está condicionada à comprovação, pela CCEE, da compatibilidade entre seus procedimentos e prazos e o desempenho da coleta e disponibilização dos dados de medição pela distribuidora.

Caput do Art.4º Pratica já utilizada e prevista nos Procedimentos de Comercialização – submódulo – 1.2 - Cadastro de agentes Exclusão do §3º




§ 2oAlternativamente ao disposto no caput, faculta-se à CCEE implementar integração de seus sistemas aos das distribuidoras, com vistas à realização de coleta de dados de medição mediante utilização de infraestrutura própria das distribuidoras. § 3oA qualidade dos dados diários preliminares de medição recebidos por aqueles referidos nos incisos I a III do art. 1o está relacionada ao desempenho do sistema de comunicação utilizado. § 4 3º Previamente à aplicação do disposto no caput, a CCEE: I - pode desenvolver e implementar sistema destinado a acessar diretamente a base de dados de medição dos agentes, com o objetivo de coletar os dados dos medidores que as distribuidoras possuam; e II - deve disponibilizar acesso a informações no SCDE desenvolver e implementar algoritmo e sistema destinada(s) a promover adestinados a analisar criticamente análise dos dados de medição, com vistas a detectar faltas, falhas e inconsistências e outros efeitos que possam indicar defeitos ou intervenção espúria em equipamentos, casos em que deverá notificar os agentes de medição para as providências cabíveis.

A CCEE entende que a qualidade de dados de medição não está necessariamente relacionada ao sistema de comunicação. Por outro lado, os Procedimentos de Comercialização já dispõe e podem dispor melhorias acerca dos critérios e condições que tratam os sistemas de comunicação. O SCDE já possui informações que sinalizam o agente de medição acerca de faltas, falhas e inconsistências dos dados edição, devendo estes tomar as providências cabíveis. Quanto à intervenção espúria em equipamentos, a CCEE sugere o afastamento de tal proposta, tendo em vista que cabe ao agente distribuidor analisar/conferir falhas de tal tipo, conforme normas aplicáceis. Além disso, para melhor tratamento dos dados de medição, caso o agente não o faça, a CCEE sugere que deve-se antecipar a análise e discussão da Estimativa de Dados de Medição – prevista para ocorrer no 2º Semestre/2017 (segundo NT nº 002/2016 –SRD/SRM, que subsidiou o fechamento da Audiência Pública nº 15/2016 – Agenda Regulatória 2016/2018). Artº 4 §3º (antigo § 4º) Inciso II

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Ajustada a redação do caput e do § 3o originário. Sobre a crítica dos dados medidos, contribuição não aceita. É no âmbito da CCEE que valores (não) medidos de energia (do ACL) em razão de fraudes precisarão (também) ser tratados.




Sobre o aperfeiçoamento da estimativa e também das penalidade de medição, serão revistos em breve.


ABRACEEL

Art. 4º A CCEE pode deveobter os dados de medição diretamente das distribuidoras mediante coleta passiva, caso em que as distribuidoras deverão disponibilizá-los em formato compatível com o SCDE. § 1º A implementação do disposto no caput está condicionada à comprovação, pela CCEE, da compatibilidade entre seus procedimentos e prazos e o desempenho da coleta e disponibilização dos dados de medição pela distribuidora. deverá ser realizada 180 (cento e oitenta) dias após a divulgação desta resolução. § 2º Alternativamente ao disposto no caput, faculta-se à CCEE implementar integração de seus sistemas aos das distribuidoras, com vistas à realização de coleta de dados de medição mediante utilização de infraestrutura própria das distribuidoras. § 3º A qualidade dos dados diários preliminares de medição recebidos por aqueles referidos nos incisos I a III do art. 1º está relacionada ao desempenho do sistema de comunicação utilizado. § 4º Sem prejuízo ao prazo estabelecido no § 1º, a CCEE: I - pode desenvolver e implementar sistema destinado a acessar diretamente a base de dados de medição dos agentes, com o objetivo de coletar os dados dos medidores que as distribuidoras possuam; e II - deve desenvolver e implementar algoritmo e sistema destinados a analisar criticamente dados de medição, com vistas a detectar faltas, falhas, inconsistências e outros efeitos que possam indicar defeitos ou intervenção espúria em equipamentos, casos em que deverá notificar os agentes de medição para as providências cabíveis.

Pelo exposto, a Abraceel entende que a intenção da Aneel é a de desobrigar acesso direto da CCEE aos medidores dos consumidores do mercado livre, entretanto, o ato normativo proposto coloca que a CCEE poderá obter os dados diretamente das distribuidoras mediante coleta passiva e não que deverá obter os dados diretamente das distribuidoras mediante coleta passiva. Ademais, a Aneel propõe que a implementação da coleta passiva dependerá da compatibilidade dos prazos e procedimentos da CCEE e a disponibilização dos dados de medição pela distribuidora. A Abraceel entende que a Aneel deve normatizar que a distribuidora atenda aos prazos e procedimentos da CCEE, permitindo a coleta passiva dos dados. Acreditamos que tal adequação precisa de tempo ser realizada, por este motivo propomos que, durante tal adequação, que não deve durar mais do que 180 dias, a CCEE permaneça com a metodologia de coleta atual.

AVALIAÇÃO ANEEL:





MOTIVAÇÃO:

Desobrigar não é o mesmo que impedir. As realidades e tecnologias para telemedição das distribuidoras, como já é do conhecimento desta associação, são muito díspares. A proposta ora ofertada não está lastreada em avaliação da viabilidade técnica, de modo que não há como ser acolhida.

ITEM 09


Art. 8o Os artigos 24 e 25 da Resolução Normativa no 506, de 4 de setembro de 2012, passam a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 24...................

................................

§ 7o É facultada aos consumidores especiais e livres a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição, observando que a opção pela instalação obrigará ao consumidor os custos de eventual substituição ou adequação a que alude o inciso III do § 2o.” (NR)

“Art. 25...................




................................

Parágrafo único. É facultada às centrais geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente pelo ONS a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição.” (NR)


PETROBRAS

Art. 8o Os artigos 24 e 25 da Resolução Normativa no 506, de 4 de setembro de 2012, passam a vigorar com as seguintes alterações: “Art. 24................... ................................ § 7o É facultada aos consumidores especiais e livres a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição, observando que a opção pela instalação obrigará ao consumidor os custos de eventual substituição ou adequação a que alude o inciso III do § 2o.” (NR) “Art. 25................... ................................ Parágrafo único. É facultada às centrais geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente pelo ONS a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição.” (NR)

A proposta da ANEEL na minuta da Resolução é dispensar a medição de retaguarda para consumidores livres e centrais geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente. Contudo, o item 157 da Nota Técnica 159/2013- SEM-SRC-SRD/ANEEL (reproduzido abaixo), que trata da necessidade de se obter medição com a exatidão recomendada em norma, deixa claro que a exigência da medição de retaguarda não é justificável: "157. Posto isso, relaciona-se o apanhado dos principais apontamentos: (...) üa utilização dos medidores de retaguarda é insignificante. No mais, para falhas concomitantes, nada havia ou há para fazer. Para a calibração dos medidores, é possível instalar um medidor de retaguarda temporariamente ou até substituir por outro já calibrado, sem que sejam necessários 2 medidores em cada conexão;" Portanto, a Petrobras propõe que seja alterada a minuta de Resolução disponibilizada pela ANEEL no sentido de dispensar a instalação do medidor de retaguarda para todos os usuários que celebrem CUSD.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

A avaliação colacionada diz respeito à insignificância para o faturamento. Essa contribuição, em momento futuro, pode ser reapresentada quando da revisão da norma de regência.





CEMIG

Art. 8o Os artigos 24 e 25 da Resolução Normativa no 506, de 4 de setembro de 2012, passam a vigorar com as seguintes alterações: “Art. 24................... ................................ § 7o É facultada aos consumidores especiais e livres a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição, observando que a opção pela instalação obrigará ao consumidor os custos de eventual substituição ou adequação a que alude o inciso III do § 2o.” (NR) § 8º A responsabilidade pela aquisição, operação e manutenção do sistema de comunicação do SMF é do consumidor que venha a aderir ao ACL. “Art. 25................... ................................ Parágrafo único. É facultada às centrais geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente pelo ONS a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição.” (NR)

Deve-se ressaltar que a desobrigação da instalação do medidor de retaguarda para os consumidores livres, considerando o aumento nos pedidos de migração para o ACL, trará maiores riscos de não envio de dados de medição para o SCDE. Apesar de na Nota Técnica dessa AP ser afirmado que “até o momento não foi detectada nenhuma anomalia ou alteração no desempenho da coleta dos dados de medição dos pontos cadastrados com apenas um medidor”, ao abrir essa possibilidade para os consumidores livres, o risco aumenta. Tendo isso em vista, assim como foi feito em ocasiões anteriores, a CEMIG entende que deve haver uma flexibilização das penalidades por falta de dados de medição. De acordo com a contribuição enviada para o §5º do artigo 3º, a CEMIG sugere que a responsabilidade pelo sistema de comunicação do SMF de consumidores especiais e livres seja do próprio consumidor.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Não há fundamento científico em afirmar que haverá prejuízo ao desempenho sendo que os “dados” demonstram cabalmente o contrário. As penalidades de medição serão revistas oportunamente. Contudo, os dados de que dispomos já revelam uma baixa incidência de penalidades.


LIGHT

Art. 8o Os artigos 24 e 25 da Resolução Normativa no 506, de 4 de setembro de 2012, passam a vigorar com as seguintes alterações: “Art. 24................... ................................

Considerando a importância dos dados de medição para a Distribuidora a opção do Consumidor pela não instalação do medidor de retaguarda não deve impedir a sua instalação pela Distribuidora.




§ 7o É facultada aos consumidores especiais e livres a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição, observando que a opção pela instalação obrigará ao consumidor os custos de eventual substituição ou adequação a que alude o inciso III do § 2o.” (NR) “Art. 25................... ................................ Parágrafo único. É facultada obrigatório às centrais geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente pelo ONS a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição.” (NR)

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Se os dados de medição do consumidor são tão relevantes para a distribuidora, tal custo não deve ser imputado a ele. A distribuidora sempre poderá instalar uma medição fiscalizadora, conforme Condições Gerais de Fornecimento, as suas expensas. Sobre a geração, considerando que a ausência de medição pode até representar abatimento de perdas da distribuidora, não foi possível compreender a razão da contribuição.


NEOENERGIA

Art. 8o Os artigos 24 e 25 da Resolução Normativa no 506, de 4 de setembro de 2012, passam a vigorar com as seguintes alterações: “Art. 24................... § 1º O consumidor livre ou especial é responsável: I – por ressarcir a distribuidora pelo custo de aquisição e implantação do medidor de retaguarda e do Pelo sistema de comunicação de dados; e II – no momento da implantação, pelas obras civis e adequações das instalações associadas ao SMF. § 7o É facultada aos consumidores especiais e livres a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema

O beneficio do medidor de retaguarda é conjunto, principalmente quando possuem a mesma classe, pois duplica a confiabilidade da medida. A desobrigação de sua instalação desonera somente o cliente, porém diminui a confiabilidade do sistema como um todo. Todos os projetos de acesso ao Mercado Livre têm os seus custos que devem ser levados em conta pelos acessantes, sendo o valor do medidor fator irrisório diante da magnitude do projeto. Como forma de reduzir os custos ao consumidor, sugere-se que esse custo do medidor de retaguarda passe para a Distribuidora e que seja




de distribuição, observando que a opção pela instalação obrigará ao consumidor os custos de eventual substituição ou adequação a que alude o inciso III do § 2o.” (NR) § 7o É de obrigação da Distribuidora a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões de consumidores especiais e livres ao sistema de distribuição, devendo o custo total com a aquisição e instalação do equipamento de medição ser considerado no processo de revisão tarifária seguinte à sua implementação, conforme metodologia definida nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET. “Art. 25................... ................................ Parágrafo único. É facultada às centrais geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente pelo ONS a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição.” (NR)

devidamente considerado como ativo na base de remuneração durante o processo de revisão tarifária. Dessa forma, o medidor de retaguarda representaria benefício direto ao consumidor e a distribuidora.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

A contribuição apresentada não possui fundamento técnico minimamente aceitável, gera custos injustificáveis e, ainda, não condiz com a realidade fática na medida em que é de conhecimento público que a instalação de dois medidores imputa adequações elétricas e civis. Mais que isso, pretende-se “inflar” a base de ativos da distribuidora, também injustificadamente.


CPFL

Art. 8o Os artigos 24 e 25 da Resolução Normativa no 506, de 4 de setembro de 2012, passam a vigorar com as seguintes alterações: “Art. 24................... ................................ § 7o É facultada aos consumidores especiais e livres a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição, observando que a opção pela instalação obrigará ao

A proposta da ANEEL na minuta em audiência altera comandos da REN 506/2012, facultando ao consumidor Livre a instalação do medidor de retaguarda, a exemplo do que já é previsto para o consumidor Especial. A Resolução ANEEL 724/2016 também altera a REN 506/2012 transferindo comandos referentes à conexão ao sistema de




consumidor os custos de eventual substituição ou adequação a que alude o inciso III do § 2o.” (NR) “Art. 25................... ................................ Parágrafo único. É facultada às centrais geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente pelo ONS a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição.” (NR) Atualizar o artigo 5º da REN 724/2016: Art. 8ºA O artigo 5º da Resolução Normativa nº724, de 7 de junho de 2016, passa a vigorar com a seguinte redação: “Art. 5º Incluir o inciso LXXI-A no art. 2º; o § 6º no art. 32; o art. 83-A; o título da Seção III do Capítulo VI entre o art. 83 e o art. 83-A na Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, com as seguintes redações: “Art. 2º ... LXXI-A – sistema de medição para faturamento – SMF: sistema composto pelos medidores principal e retaguarda, pelos transformadores de instrumentos – TI (transformadores de potencial – TP e de corrente – TC), pelos canais de comunicação entre os agentes e a CCEE, e pelos sistemas de coleta de dados de medição para faturamento; ...” “Art. 32 .... § 6º A distribuidora deve disponibilizar ao interessado, quando solicitada, os estudos que serviram de base para a definição das condições de fornecimento. ” “Art. 83-A Para o caso de acesso de consumidor livre ou especial ao sistema de distribuição, o SMF deve ser instalado pela distribuidora que atua na área de concessão ou permissão em que se localizam as instalações do ponto de entrega do acessante. § 1º O consumidor livre ou especial é responsável:

distribuição dos consumidores Livres e Especiais para a REN 414/2010, notadamente no Art. 83-A - § 7º. Ocorre que essa alteração terá eficácia em Junho/2017, quando do inicio de sua vigência. Assim propõe-se inclusão de um artigo nesta minuta de Resolução, atualizando o artigo 5º da REN 724/2016, de forma a contemplar nas alterações definidas nesta Resolução, que a instalação do medidor de retaguarda seja também opção do consumidor Livre, bem como a alteração do contrato de CCD para CUSD. OBS.: Como o texto do Artigo 5º da REN 724/2016 incorpora várias alterações na REN 414/2010, optou-se por transcrevê-lo na íntegra, sinalizando as alterações da proposta de revisão.




I – por ressarcir a distribuidora pelo custo aquisição e implantação do medidor de retaguarda e do sistema de comunicação de dados; II – no momento da implantação, pelas obras civis e adequações das instalações associadas ao SMF; e § 2º A distribuidora que atua na área de concessão ou permissão em que se localizam as instalações do ponto de entrega do acessante é responsável: I – financeiramente pela implantação do medidor principal e dos transformadores de instrumentos; II – tecnicamente por todo o SMF, inclusive perante a CCEE; e III – após a implantação, pela operação e manutenção de todo o SMF, incluindo os custos de eventual substituição ou adequação. § 3º A distribuidora deve contabilizar os valores associados ao ressarcimento de que trata o § 1º, inciso I, no Subgrupo Créditos, Valores e Bens, conforme o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. § 4º As instalações referenciadas no § 1º, inciso I, devem ser vinculadas à respectiva concessão ou permissão e registradas pela distribuidora no seu ativo imobilizado em serviço, em contrapartida do Subgrupo Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica, conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. § 5º Os custos incorridos com operação e manutenção do sistema de comunicação de dados, devidamente comprovados, devem ser repassados ao consumidor livre ou especial sem nenhum acréscimo, devendo constar de cláusula específica do CUSD na forma de encargo de conexão. § 6º As especificações técnicas relativas ao SMF devem estar adequadas previamente à entrada em operação comercial do consumidor livre ou especial. § 7º É facultada aos consumidores livres e especiais a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição, observando que a opção pela instalação obrigará ao consumidor os custos de eventual substituição ou adequação a que alude o inciso III do § 2º.




§ 8º Caso o consumidor livre ou especial opte por utilizar equipamentos distintos dos especificados pela distribuidora, os eventuais custos para permitir a leitura remota pelo sistema de coleta de dados da distribuidora devem ser atribuídos ao consumidor. § 9º A leitura para fins de faturamento deve ocorrer em intervalos de integralização de quinze minutos.” “Seção III Do Sistema de Medição para Faturamento”.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Aceita, porém com redação distinta.

ITEM 10


Art. 9o Fica aprovada a revisão do Módulo 5 - Sistemas de Medição dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST, com alteração dos itens 3.13.3 e 6.1.2 da Seção 5.2, que passam a vigorar com a seguinte redação:

“3.13.3 ....................

................................




b) para os acessantes citados na alínea “a”, deve ser provido de componentes e meios de comunicação que atendam aos requisitos pertinentes dos Procedimentos de Rede e das Regras e Procedimentos de Comercialização;

c) admite a obtenção de dados de medição mediante coleta passiva, caso em que as distribuidoras deverão disponibilizá-los na Unidade de Coleta de Medição - UCM em formato compatível com o Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE, nos termos de resolução normativa específica.”

“6.1.2 A CCEE deve disponibilizar a relação dos medidores de que trata o item 6.1.1 que sejam compatíveis com o SCDE em seu portal eletrônico, explicitando o fabricante, modelo, se possui algoritmo para compensação de perdas elétricas em transformação ou em linhas, firmware e demais especificações técnicas cabíveis, conforme testes por ela realizados, bem como dos demais medidores já utilizados.”

Parágrafo único. O Módulo aprovado por esta Resolução encontra-se disponível no endereço eletrônico www.aneel.gov.br.


Boa Vista Energia Eletrobras

Art. 9o Fica aprovada a revisão do Módulo 5 - Sistemas de Medição dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST, com alteração dos itens 3.13.3 e 6.1.2 da Seção 5.2, que passam a vigorar com a seguinte redação: “3.13.3 .................... ................................ b) para os acessantes citados na alínea “a”, deve ser provido de componentes e meios de comunicação que atendam aos requisitos pertinentes dos Procedimentos de Rede e das Regras e Procedimentos de Comercialização; c) admite a obtenção de dados de medição mediante coleta passiva, caso em que as distribuidoras deverão disponibilizá-los na Unidade de Coleta de Medição - UCM em formato compatível com o Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE, nos termos de resolução normativa específica.” “6.1.2 A CCEE deve disponibilizar a relação dos medidores de que trata o item 6.1.1 que sejam compatíveis com o SCDE em seu portal eletrônico,




explicitando o fabricante, modelo, se possui algoritmo para compensação de perdas elétricas em transformação ou em linhas, firmware e demais especificações técnicas cabíveis, conforme testes por ela realizados, bem como dos demais medidores já utilizados.” Parágrafo único. O Módulo aprovado por esta Resolução encontra-se disponível no endereço eletrônico www.aneel.gov.br.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Não houve modificação ao texto.


ABRACEEL

Apenas sugestão que diz respeito aos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST

Visando maior simplicidade e eficiência no processo de adequação dos sistemas de medição para faturamento, é importante que exista um documento centralizado com todas as etapas e requisitos necessários para realizar tal procedimento. O módulo 12.2 dos procedimentos de rede do ONS aborda sobre a instalação do SMF, mesmo para os consumidores conectados à rede de distribuição. A sugestão é que todos os pontos que abordam sistemas de medição para faturamento de agentes ou consumidores atendidos no sistema de distribuição sejam centralizados no Módulo 5 - Sistemas de Medição dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:




Será feito no futuro, com a revisão do Módulo 5.


CCEE

Art. 9o Fica aprovada a revisão do Módulo 5 - Sistemas de Medição dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST, com alteração dos itens 3.13.3 e 6.1.2 da Seção 5.2, que passam a vigorar com a seguinte redação: “3.13.3 .................... ................................ b) para os acessantes citados na alínea “a”, deve ser provido de componentes e meios de comunicação que atendam aos requisitos pertinentes dos Procedimentos de Rede e das Regras e Procedimentos de Comercialização; c) admite a obtenção de dados de medição mediante coleta passiva, caso em que as distribuidoras deverão disponibilizá-los na Unidade de Coleta de Medição - UCM em formato compatível com o Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE, nos termos de resolução normativa específica.” “6.1.2 A CCEE deve disponibilizar a relação dos medidores de que trata o item 6.1.1 que sejam compatíveis com o SCDE em seu portal eletrônico, explicitando o fabricante, modelo, se possui algoritmo para compensação de perdas elétricas em transformação ou em linhas, firmware e, bem como demais especificações técnicas cabíveis, conforme testes por ela realizados, bem como dos demais medidores já utilizados.” Parágrafo único. O Módulo aprovado por esta Resolução encontra-se disponível no endereço eletrônico www.aneel.gov.br.

Art. 9º item 6.1.2 A lista de medidores já está disponível no portal eletrônico da CCEE, sendo atualizada periodicamente. Ademais, outros dados relacionados aos medidores poderão ser tratados nos Procedimentos de Comercialização.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Trata-se de um comando que visa à transparência e ao incentivo à concorrência entre fabricantes e importadores de medidores.





AES

Art. 9o Fica aprovada a revisão do Módulo 5 - Sistemas de Medição dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST, com alteração dos itens 3.7, 3.13.3 e 6.1.2 da Seção 5.2, que passam a vigorar com a seguinte redação: '3.7 Para os consumidores cativos e livres com instalações conectadas em tensão primária de distribuição, os sistemas de medição podem ser instalados no lado de saída dos transformadores de potência, se existir viabilidade técnica e for opção dos agentes, devendo-se acrescentar aos valores medidos de demanda e consumo de energia elétrica ativas e reativas excedentes os percentuais definidos nas normas vigentes' “3.13.3 .................... ................................ b) para os acessantes citados na alínea “a”, deve ser provido de componentes e meios de comunicação que atendam aos requisitos pertinentes dos Procedimentos de Rede e das Regras e Procedimentos de Comercialização; c) admite a obtenção de dados de medição mediante coleta passiva, caso em que as distribuidoras deverão disponibilizá-los na Unidade de Coleta de Medição - UCM em formato

Salienta-se que os ganhos de exatidão, a partir da utilização de medidores com recurso de compensação de perdas de transformação, são questionáveis. Verifica-se que, em avaliações preliminares realizadas no passado pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL) concluiu-se que a compensação de perdas de transformação realizada por medidores possui restrições como: · Os parâmetros relativos às perdas de transformação podem ser alterados quando o equipamento é submetido, por exemplo, a curto-circuito. · A aplicabilidade da funcionalidade depende de características construtivas do transformador, como, quantidade de enrolamentos e configuração dos taps. Fonte: http://www.cepel.br/produtos/ensaios-de-compensacao-de-perdas-em-medidores-de-energia.htm Adicionalmente, para aplicação de medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas de transformação, tal funcionalidade deveria ser aprovada por Regulamento Técnico Metrológico emitido pelo INMETRO, conforme estabelecido no item 3.7 a) da Seção 5.2 do Módulo 5 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica – PRODIST. Cumpre esclarecer que, até o momento, A AES Brasil não identificou a aprovação dessa funcionalidade pelo órgão metrológico para os modelos de medidores atualmente utilizados.




compatível com o Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE, nos termos de resolução normativa específica.” “6.1.2 A CCEE deve disponibilizar a relação dos medidores de que trata o item 6.1.1 que sejam compatíveis com o SCDE em seu portal eletrônico, explicitando o fabricante, modelo, se possui algoritmo para compensação de perdas elétricas em transformação ou em linhas, firmware e demais especificações técnicas cabíveis, conforme testes por ela realizados, bem como dos demais medidores já utilizados.” Parágrafo único. O Módulo aprovado por esta Resolução encontra-se disponível no endereço eletrônico www.aneel.gov.br.

Do exposto, observando as ponderações e restrições apresentadas acima, percebe-se maior eficiência na definição do mesmo critério previsto no Art. 94 da REN 414/2010 para os consumidores livres e especiais conectados na rede elétrica das distribuidoras.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:



CPFL

Art. 9o Fica aprovada a revisão do Módulo 5 - Sistemas de Medição dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST, com alteração dos itens 3.13.3 e 6.1.2 da Seção 5.2, que passam a vigorar com a seguinte redação: “3.13.3 .................... ................................

Entende-se que a adoção do algoritmo de compensação de perdas exige que a distribuidora realize a gestão do transformador particular do cliente, visto que quando for substituído, o medidor deve ser reparametrizado. Não pode ser imputado a distribuidora a obrigatoriedade de fazer gestão de ativos que não são de sua responsabilidade. Ressaltamos também que atualmente não existe no mercado medidor com algoritmo de compensação de perdas homologado pelo




b) para os acessantes citados na alínea “a”, deve ser provido de componentes e meios de comunicação que atendam aos requisitos pertinentes dos Procedimentos de Rede e das Regras e Procedimentos de Comercialização; c) admite a obtenção de dados de medição mediante coleta passiva, caso em que as distribuidoras deverão disponibilizá-los na Unidade de Coleta de Medição - UCM em formato compatível com o Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE, nos termos de resolução normativa específica.” “6.1.2 A CCEE deve disponibilizar a relação dos medidores de que trata o item 6.1.1 que sejam compatíveis com o SCDE em seu portal eletrônico, explicitando o fabricante, modelo, se possui algoritmo para compensação de perdas elétricas em transformação ou em linhas, firmware e demais especificações técnicas cabíveis, conforme testes por ela realizados, bem como dos demais medidores já utilizados.” Parágrafo único. O Módulo aprovado por esta Resolução encontra-se disponível no endereço eletrônico www.aneel.gov.br.

Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia – INMETRO. Considerando que o objetivo desta Audiência Pública é a simplificação do SMF no sentido de unificar as regras e procedimentos aplicados aos clientes cativos e livres, sugerimos que seja adotado os critérios já estabelecidos e aplicados nos clientes cativos, conforme estabelecido no Artigo 94 da Resolução ANEEL 414/2010. O incremento percentual para compensação de perdas pode ser feito de forma simples, sem a necessidade de adequações sistêmicas, apenas incrementando o percentual de perdas nas constantes parametrizadas convencionalmente nos medidores (relação de transformação).

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Vide seção III.2 da Nota Técnica. Será alterado o PRODIST. A substituição de um trafo, mais do que reparametrização de um medidor, pode repercutir no montante de uso contratado, capacidade de rede e proteção. Acaso a CPFL já não faz essa gestão? Não se exige projeto?




ITEM 13


Utilize este espaço caso deseje sugerir novos artigos a serem inseridos na Resolução.

Utilize letras maiúsculas após o número do artigo que deseja inserir. Por exemplo, caso queira inserir um artigo entre os artigos 10 e 11, nomeie-o como Art. 10-A. O mesmo vale para parágrafos, incisos e alíneas.

Segundo o Manual de Redação da Presidência da República, o artigo é a unidade básica para apresentação, divisão ou agrupamento de assuntos num texto normativo. No tocante à numeração, conforme a Lei Complementar 95, de 26 de fevereiro de 1998, consagrou-se a prática de até o artigo nono (art. 9o) adotar a numeração ordinal. A partir do de número 10, emprega-se o algarismo arábico correspondente, seguido de ponto-final (art. 10). Os artigos serão designados pela abreviatura "Art." sem traço antes do início do texto. Os textos dos artigos serão iniciados com letra maiúscula e encerrados com ponto-final, exceto quando tiverem incisos, caso em que serão encerrados por dois-pontos.

Os artigos podem desdobrar-se, por sua vez, em parágrafos e incisos; e estes, em alíneas.


COPEL

Art. 5º-A Na ocorrência de indícios de procedimento irregular nas unidades conectadas às distribuidoras, deverão ser adotados os mesmos procedimentos previstos para os clientes cativos, detalhados nos arts 129 a 133 da ReN 414/2010. Parágrafo único. Sem prejuízo das ações previstas no caput, deverá ser observado o disposto na Convenção de Comercialização e no Estatuto Social da CCEE.

Incluir o art. 5º abordando procedimentos para eventuais casos de Procedimento Irregular, renumerando os artigos subsequentes. Tal proposição leva em conta que hoje não há nenhuma orientação quanto aos procedimentos a serem adotados, nem mesmo uma forma de correção das grandezas elétricas, quando da constatação de procedimento irregular em clientes optantes pelo ACL. Com a simplificação do SMF há tendência de crescimento do número de unidades no mercado livre, tornando o sistema, como um todo,




menos monitorado e, consequentemente, mais suscetível a interferências com intuito de reduzir o montante de energia registrado.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Quanto ao faturamento do uso, a distribuidora procederá com os expedientes disciplinados pela REN.414/2010. Com relação à contabilização da energia no ACL, a estimativa de dados será submetida a processo de revisão e aperfeiçoamento.


COPEL

Prazos para adequação do SMF A minuta de resolução mantém a prática estabelecida pela REN 718/2016, no tocante a celebração de um termo de pactuação entre as partes, discriminando procedimentos e prazos para a adequação do SMF. Ao mesmo tempo, impõe prazos limites para cada uma das etapas intermediárias (aprovação do projeto, relatório de comissionamento e cadastro do ponto no SCDE), de modo que não permite muita margem de negociação entre as partes. Dado o substancial volume de migrações, o cumprimento dos prazos intermediários tem se mostrado um desafio à distribuidora e, muitas vezes, traz dificuldades no gerenciamento da fila de adequações. Por exemplo, há consumidores que procuram agilizar a conclusão das etapas intermediárias, mesmo que sua intenção seja migrar meses à frente, concorrendo com consumidores que estão cumprindo as etapas dentro do cronograma acordado, provocando sobrecarga nas equipes responsáveis pelas atividades.




Gostaríamos de propor que as etapas intermediárias sejam negociadas livremente entre as partes, respeitando o prazo máximo de 180 dias. Desta forma, será possível otimizar as atividades da distribuidora, além de proporcionar um benefício indireto, qual seja, mitigar as ações judiciais por atrasos nas migrações. Uma vez estabelecido um acordo entre as partes, será possível identificar claramente quem violou certos prazos, que deram causa a eventuais atrasos.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

É necessário o estabelecimento de alguns prazos internos para que se tenha uma referência mínima. Apesar disso, foi introduzida a permissão para negociação entre as partes.


CELESC

Alteração do item 3.59.1 do PdC 1.2 3.59.1 - Para os casos de inclusão de cadastro de ponto de medição, a coleta dos dados de medição deverá ocorrer desde o primeiro dia do mês subsequente em que foi aprovado o cadastro do Agente no SCDE.

Conforme a atual redação do submódulo 1.2 do PdC, a condição de cativo ou livre da unidade consumidora pode ser desconhecida no primeiro dia do mês M, uma vez que a CCEE tem o prazo de M-7du para validação das informações do cadastro do ponto de medição.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

O PdC será submetido à Consulta Pública. Não é objeto dessa AP.





REPLACECONSULTORIA

Art. 4-A. Além dos prazos e condições pertinentes estabelecidos nesta resolução, o Termo de Pactuação de que trata o § 2º do Art. 5º deverá estabelecer: i. O valor dos encargos de conexão caso o consumidor opte pela contratação da distribuidora para o serviço de comunicação de dados ii. A responsabilidade da distribuidora quanto à elaboração do diagrama unifilar, projeto técnico, comissionamento e respectivo relatório iii. Que a distribuidora não fará nenhuma exigência além das especificações da CCEE para o serviço de comunicação dados iv. No caso de uso de VPN, os procedimentos de configuração com a CCEE e com a rede da distribuidora v. Procedimentos e condições de ressarcimentos ao consumidor quando adquirir equipamentos e instrumentos de medição que sejam de responsabilidade da distribuidora vi. Procedimentos e padrões específicos para os casos de consumidores: · Atendidos em AS · Localizados em shoppings e condomínios · Vinculados a comercializadora varejista

a) Definir conteúdo mínimo do termo de pactuação com responsabilidades e prazos. Os termos que têm sido preparados pels distribuidoras são incompletos e divergem em itens muito relevantes quanto a responsabilidades b) o Art.18 da Ren nº 376/ANEEL/2016 não se aplica mais




vii. Especificações para fixação do algoritmo, necessidade de informações adicionais como relatório de perdas, dados de placa de Trafo, nos casos de medição em BT viii. Garantir a migração sem alteração da configuração atual do sistema de medição além das adequações prevista na regulação iX. Prazos para a distribuidora: · Cadastrar ponto de medição no SCDE que deve ocorrer no máximo 10 dias úteis antes do prazo limite de aprovação da modelagem pela CCEE Art. 10- A. Fica revogado o Art. 18 da Ren 376/ANEEL/2016.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

i. O encargo de conexão deve ser previsto no respectivo contrato. ii. Já tratado na minuta iii. A minuta prevê tratamentos mais sistêmicos para a comunicação, a serem gradualmente implementados pela CCEE junto às distribuidoras. iv. Fez-se constar, mais genericamente, do § 1o do art. 2o. v. Se é responsabilidade da distribuidora, não seria possível prever o solicitado. vi. Parte já prevista. Parte aceita. vii. Os algoritmos são firmwares proprietários dos medidores. viii . Já prevista. ix. Não aceita. Não foi justificada a razão para essa redução de prazo. O art. 18 da REN 376 alterou a redação da REN 665/2002, já totalmente revogada pela REN 414/2010. Quando da consolidação da REN 247/2006 e REN 376/2009, será dispensado o tratamento adequado à totalidade da disciplina ora vigente.





AES

Art. 10-A Fica aprovada a revisão do item 3.59.1 do PdC 1.2 – Procedimentos de Comercialização da Câmara de Comercialização de Energia (CCEE), que passa a vigorar com a seguinte redação: ........... 3.59.1 - Para os casos de inclusão de cadastro de ponto de medição, a coleta dos dados de medição deverá ocorrer no primeiro dia do mês subsequente em que foi aprovado o cadastro do Agente no SCDE.

Pela redação vigente do PdC 1.2, aprovado pelo Despacho ANEEL 1.600/2016, de 17/06/2016, uma unidade consumidora cujo cadastramento de seu ponto de medição é concluído no mês M (até M-7 dias úteis) poderá ter sua energia contabilizada no ACL a partir do primeiro dia do próprio mês M. Ou seja, a classificação da unidade consumidora como cativo ou livre no mês M será desconhecida até a aprovação de seu cadastro pela CCEE. Desta forma, a AES Brasil entende que não é razoável imputar as distribuidoras o ônus de executar faturamentos parciais ou, sobretudo, refaturamentos, em virtude dos ciclos de faturamento não coincidirem com o mês civil. Por fim, aguarda-se com certa urgência uma medida corretiva da ANEEL no que diz respeito a esta situação, haja vista que já existem consumidores enquadrados na situação descrita, implicando em retrabalhos e custos operacionais desnecessários à distribuidora.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

O PdC será submetido à Consulta Pública. Não é objeto dessa AP. Fora isso, se uma distribuidora alegar desconhecer a data de migração de um consumidor, presumir-se-á descumprida a gestão do Termo de Pactuação disciplinado pela minuta e, inclusive, já em vigor pela REN 718/2016.





ABRACEEL

INCLUSÃO Art. 8º - A O artigo 5º da Resolução Normativa nº 724, de 7 de junho de 2016, passa a vigorar com a seguinte redação: “Art. 5º Incluir o inciso LXXI-A no art. 2º; o § 6º no art. 32; o art. 83-A; o título da Seção III do Capítulo VI entre o art. 83 e o art. 83-A na Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, com as seguintes redações: “Art. 2º ... LXXI-A – sistema de medição para faturamento – SMF: sistema composto pelos medidores principal e retaguarda, pelos transformadores de instrumentos – TI (transformadores de potencial – TP e de corrente – TC), pelos canais de comunicação entre os agentes e a CCEE, e pelos sistemas de coleta de dados de medição para faturamento; ...” “Art. 32 .... § 6º A distribuidora deve dispoA proposta da ANEEL na minuta em audiência altera comandos da REN 506/2012, facultando ao consumidor Livre a instalação do medidor de retaguarda, a exemplo do que já é previsto para o consumidor Especial. A Resolução ANEEL 724/2016 também altera a REN 506/2012 transferindo comandos referentes à conexão ao sistema de distribuição dos consumidores Livres e Especiais para a REN 414/2010, notadamente no Art. 83-A - § 7º. Ocorre que essa alteração terá eficácia em Junho/2017, quando do inicio de sua vigência.

A proposta da ANEEL na minuta em audiência altera comandos da REN 506/2012, facultando ao consumidor Livre a instalação do medidor de retaguarda, a exemplo do que já é previsto para o consumidor Especial. A Resolução ANEEL 724/2016 também altera a REN 506/2012 transferindo comandos referentes à conexão ao sistema de distribuição dos consumidores Livres e Especiais para a REN 414/2010, notadamente no Art. 83-A - § 7º. Ocorre que essa alteração terá eficácia em Junho/2017, quando do inicio de sua vigência. Assim propõe-se inclusão de um artigo nesta minuta de Resolução, atualizando o artigo 5º da REN 724/2016, de forma a contemplar nas alterações definidas nesta Resolução, que a instalação do medidor de retaguarda seja também opção do consumidor Livre (§7º - Art 83-A – ReN 414/2010). Além disso, sugerimos alteração do termo CCD para CUSD no § 5º do mesmo artigo 83-A, visto que a REN 714/2016 unificou ambos contratos na figura do CUSD. OBS.: Como o texto do Artigo 5º da REN 724/2016 incorpora várias alterações na REN 414/2010, optamos por transcrevê-lo na íntegra, sinalizando as alterações da proposta de revisão.




Assim propõe-se inclusão de um artigo nesta minuta de Resolução, atualizando o artigo 5º da REN 724/2016, de forma a contemplar nas alterações definidas nesta Resolução, que a instalação do medidor de retaguarda seja também opção do consumidor Livre (§7º - Art 83-A – ReN 414/2010). Além disso, sugerimos alteração do termo CCD para CUSD no § 5º do mesmo artigo 83-A, visto que a REN 714/2016 unificou ambos contratos na figura do CUSD. OBS.: Como o texto do Artigo 5º da REN 724/2016 incorpora várias alterações na REN 414/2010, optamos por transcrevê-lo na íntegra, sinalizando as alterações da proposta de revisão.nibilizar ao interessado, quando solicitada, os estudos que serviram de base para a definição das condições de fornecimento. ” “Art. 83-A Para o caso de acesso de consumidor livre ou especial ao sistema de distribuição, o SMF deve ser instalado pela distribuidora que atua na área de concessão ou permissão em que se localizam as instalações do ponto de entrega do acessante. § 1º O consumidor livre ou especial é responsável: I – por ressarcir a distribuidora pelo custo de aquisição e implantação do medidor de retaguarda e do sistema de comunicação de dados; e II – no momento da implantação, pelas obras civis e adequações das instalações associadas ao SMF.




§ 2º A distribuidora que atua na área de concessão ou permissão em que se localizam as instalações do ponto de entrega do acessante é responsável: I – financeiramente pela implantação do medidor principal e dos transformadores de instrumentos; II – tecnicamente por todo o SMF, inclusive perante a CCEE; e III – após a implantação, pela operação e manutenção de todo o SMF, incluindo os custos de eventual substituição ou adequação. § 3º A distribuidora deve contabilizar os valores associados ao ressarcimento de que trata o § 1º, inciso I, no Subgrupo Créditos, Valores e Bens, conforme o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. § 4º As instalações referenciadas no § 1º, inciso I, devem ser vinculadas à respectiva concessão ou permissão e registradas pela distribuidora no seu ativo imobilizado em serviço, em contrapartida do Subgrupo Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica, conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. § 5º Os custos incorridos com operação e manutenção do sistema de comunicação de dados, devidamente comprovados, devem ser repassados ao consumidor livre ou especial sem nenhum acréscimo, devendo constar de cláusula específica do CCD CUSD na forma de encargo de conexão.




§ 6º As especificações técnicas relativas ao SMF devem estar adequadas previamente à entrada em operação comercial do consumidor livre ou especial. § 7º É facultada aos consumidores livres e especiais a instalação do medidor de retaguarda para compor o SMF de novas conexões ao sistema de distribuição, observando que a opção pela instalação obrigará ao consumidor os custos de eventual substituição ou adequação a que alude o inciso III do § 2º. § 8º Caso o consumidor livre ou especial opte por utilizar equipamentos distintos dos especificados pela distribuidora, os eventuais custos para permitir a leitura remota pelo sistema de coleta de dados da distribuidora devem ser atribuídos ao consumidor. § 9º A leitura para fins de faturamento deve ocorrer em intervalos de integralização de quinze minutos.” “Seção III Do Sistema de Medição para Faturamento”.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:


ELEKTRO Novo Artigo: Deverão ser propostos aprimoramentos aos Procedimentos de Comercialização, no sentido de automatizar e simplificar ajustes de medição, bem como propor período

Dentre as iniciativas propostas com fulcro em simplificar o SMF, foi proposta a dispensa da instalação do medidor retaguarda. Sobre este ponto específico, não nos opomos a essa dispensa, mas




transitório com flexibilização das penalidades associadas à falta de dados de medição.

gostaríamos de pontuar que a falta de contingência aumenta a probabilidade de haver falta de dados de medição e posterior necessidade de inserção de ajustes manuais quando do fechamento da carga, no âmbito da CCEE. Além disso, as distribuidoras estariam expostas de imediato a um maior risco de penalidade associada à falta de dados de medição. Nesse sentido, propomos: 1) Implementação de aprimoramentos ao SCDE, de forma a fornecer módulos melhores e mais eficientes para a consolidação dos dados. O excesso de trabalho manual torna o processo pouco eficiente e mais sujeito a erros operacionais. Reiteramos aqui as contribuições feitas pela Elektro no âmbito da Consulta Pública 001/2016. 2) Flexibilização das penalidades associadas à falta de dados de medição devido à retirada da contingência (medidor retaguarda), considerando que incidem sobre as distribuidoras os emolumentos devidos pelo não ajuste de dados de medição e por pedidos de recontabilizações (excesso de ajustes manuais, sem automatismos e simplificações de sistema, aumentam o risco de erros e a consequente solicitação de recontabilização). Essa flexibilização é necessária, ainda que por um período de transição, para que a distribuidora possa adequar seus procedimentos e sua capacidade ao novo nível de demanda relacionada à nova realidade.

AVALIAÇÃO ANEEL:


MOTIVAÇÃO:

Esses aprimoramentos estão programados. Quanto às penalidades, serão novamente aferidas, mas até o momento não temos qualquer indício de prejuízo à performance da medição em razão da ausência do medidor de retaguarda ou mesmo de imposição de penalidades relevantes.

fl. 10 da nota técnica no 262/2016-srm-srd/aneel, de 2/12/2016 · fl. 12 da nota técnica no...

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