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

Nota Técnica n° 0226/2008-SRD/ANEEL

Em 4 de novembro de 2008.

Processo: 48500.002675/2002-14 Assunto: Resultados da Audiência Pública AP 014/2008 relativa aos Procedimentos de Distribuição - PRODIST.

I. DOS OBJETIVOS

Apresentar a análise das contribuições recebidas por meio do processo instaurado pela Audiência Pública AP 014/2008, destinada ao aperfeiçoamento dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST. 2. Subsidiar a Diretoria Colegiada da ANEEL na análise e deliberação da minuta de resolução e dos oito Módulos que compõem o PRODIST. II. DOS FATOS 3. Ainda na segunda metade da década de 90, as conclusões do Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro – RESEB sugeriram a elaboração dos Procedimentos de Distribuição. Assim, em uma primeira etapa, foi elaborada uma versão preliminar partindo-se do Anexo H do documento final elaborado pela Coopers&Lybrand. Esta etapa foi consolidada pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica - CEPEL sob a supervisão da ANEEL e, além dos documentos do RESEB, foram baseados em outros documentos pertinentes. 4. Em 2002, s Diretoria Colegiada da ANEEL aprovou edital de licitação para contratação de consultoria especializada para elaboração dos oito Módulos do PRODIST, estabelecendo que o documento poderia incorporar artigos de resoluções que deveriam ser revogadas ou modificadas. 5. Com isso, na segunda etapa de elaboração, já em fevereiro de 2005, foi assinado o Contrato de Prestação de Serviços nº 05/47-1468 entre o Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento – PNUD e o Consórcio PROCEDI5, tendo como beneficiária a ANEEL, no âmbito do Projeto BRA/98/019 – Consolidação da Estrutura Técnica e Administrativa da ANEEL. 6. O consórcio PROCEDI5, formado pelas empresas Promon Engenharia Ltda., Promon Tecnologia Ltda., Fundação de Pesquisa e Assessoramento à Indústria – FUPAI, Cooperativa de Serviços

Fl. 2 da Nota Técnica no 0226/2008-SRD/ANEEL, de 04/11/2008


e Negócios em Energia – ConEnergia e Advocacia Waltenberg, iniciou os trabalhos previstos no contrato no dia 1º de março de 2005 e concluiu em 20 de dezembro de 2005. 7. Durante esse intervalo, para discussão do PRODIST, ocorreram dez reuniões com agentes do setor elétrico realizadas em quatro capitais do país, sendo destaque o Workshop Internacional sobre Acesso ao Sistema de Distribuição, tema do Módulo 3. Já os eventos para o público interno da ANEEL totalizaram treze reuniões com a participação de diversas Superintendências, destacando-se a realização de seis Audiências para o Público Interno – API. 8. Após a entrega da versão pelo consórcio, a SRD desenvolveu processo de revisão e encaminhou o documento à Procuradoria Federal que, por meio do Núcleo de Processos Punitivos, sugeriu adequações de forma e conteúdo nos Módulos. 9. Diante disso, com o objetivo de adequar e inserir eventuais ajustes no PRODIST, foi constituída Comissão de Trabalho com agentes do setor de distribuição. Durante os meses de março a maio de 2007, foram realizadas 8 reuniões presenciais da Comissão para análise dos módulos técnicos do PRODIST. 10. Durante todo esse processo de elaboração do PRODIST, visando à publicidade da elaboração do documento, foram disponibilizadas no site da ANEEL diversas informações, incluindo as versões preliminares de cada Módulo. Além disso, para os colaboradores da Agência, também foram disponibilizadas informações sobre os Procedimentos na Intranet. 11. Em novembro de 2007, a SRD emitiu a Nota Técnica n° 0093/2007-SRD/ANEEL, apresentando a análise do PRODIST, com enfoque nos pontos de destaque, nas inovações propostas e nos impactos regulatórios detectados. Nesse documento foi solicitada instauração do processo de audiência pública. 12. Na 6ª Reunião Pública Ordinária de 2008, realizada em 19 de fevereiro de 2008, a Diretoria, por unanimidade, decidiu instaurar audiência pública com período de 60 (sessenta) dias e com sessão presencial, com vistas a colher subsídios ao estabelecimento do PRODIST. 13. Nesse sentido, foi aberta a Audiência Pública nº 014/2008, com período para envio de contribuição de 20 de fevereiro a 18 abril e com realização da sessão ao vivo-presencial no dia 23 de abril de 2008. 14. Ao final do período contribuições, a ANEEL recebeu 1661 contribuições de 52 agentes, contemplando sugestões de distribuidoras, associações setoriais, órgãos institucionais setoriais, consumidores, universidades, consultores, entre outros, conforme listado na tabela a seguir:



Nº Nome Empresa

1 Abiape Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia Elétrica

2 Abinee Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica

3 Abrace Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia

4 Abraceel Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica

5 Abradee Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica

6 Abraget Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas

7 AES Eletropaulo AES Eletropaulo

8 AES Sul AES Sul

9 Afonso Henriques M. Santos Professor/Consultor - Universidade Federal de Itajubá

10 Anace Associação Nacional dos Consumidores de Energia

11 Anselmo Elias Alvarenga Companhia Vale do Rio Doce

12 Antonio A. C. Arruda Consumidor

13 Antonio Cezar Jannuzzi Consumidor

14 Apine Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica

15 Carlos Infantino Martins Célere Projetos Inteligentes e Consultoria em Engenharia.

16 CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE

17 CEB CEB

18 Celpe Celpe

19 Cemar Cemar

20 Cemig Cemig

21 César Lapa CCK Automação

22 CESP CESP

23 Cigré Brasil Comitê de Estudos de Desempenho de Sistemas

24 Copel Distribuição Copel Distribuição

25 Corsan-RS Companhia Riograndense de Saneamento

26 CPFL Energia CPFL Energia

27 Endesa Brasil Endesa Brasil

28 Energias do Brasil Energias do Brasil

29 Fecoergs Federação das Cooperativas de Energia, Telefonia e Desenvolvimento Rural do RS

30 Força & Luz Engenharia Força & Luz Engenharia

31 Gestal Gestal - Gestão de Energia e Utilidades

32 Grupo Energisa Grupo Energisa

33 Grupo Rede Grupo Rede

34 GSI GSI Engenharia e Consultoria



Nº Nome Empresa

35 Infracoop Confederação Nacional das Cooperativas de Infra-Estrutura

36 Jorge Hasegawa Consumidor

37 José Américo Pieroni Neto Produtos Roche Químicos e Farmacêuticos S/A

38 Leonardo Luiz da Silva Consumidor

39 Light SESA Light SESA

40 Marcos Gonçalves da Silva Celupa Industrial de Celulose e Papel Guaíba Ltda

41 ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

42 Paulo Rogério dos Santos Cummins Brasil Ltda.

43 Pedro Kretchetoff Ford Motor Company Brasil Ltda.

44 Petrobras Petrobras

45 Schneider Electric Brasil Schneider Electric Brasil

46 Sérgio Moisés Rausch UNIPAR - União de Indústrias Petroquímicas S/A-

47 Silvio Moscar Filho Cooperativa de Produção Industrial de Trabalhadores em Conformação de Metais

48 SSE -SP Secretaria de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo

49 UFBA Universidade Federal da Bahia

50 Vagner Espigoti Artes Gráficas e Editora Sesil Ltda

51 Wanir José de Medeiros Jr. SANEAGO – Saneamento de Goiás S/A

52 Workwind Turbinas Eólicas Workwind Turbinas Eólicas

Tabela 1 – Lista de agentes que enviaram contribuições à AP014/2008. 15. Além servidores da ANEEL, 90 pessoas estiveram presentes durante a realização da sessão ao vivo-presencial, quando foram realizadas 41 exposições orais com apresentação de comentários e contribuições. 16. Todos os documentos relativos à Audiência Pública nº 014/2008 estão disponíveis no link A Aneel/Audiências/Consultas/Fórum/Audiências 2008, na página eletrônica da Agência

(www.aneel.gov.br). III. DA ANÁLISE 17. O PRODIST é um documento regulatório que padroniza as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica. O documento disciplina o relacionamento entre os agentes setoriais no que se refere aos sistemas elétricos de distribuição de propriedade das concessionárias/permissionárias de serviço público de distribuição, que incluem todas as redes e linhas de distribuição de energia elétrica em tensão inferior a 230 kV, seja em baixa tensão (BT), média tensão (MT) ou alta tensão (AT).



18. Conforme comentado, os Procedimentos de Distribuição são compostos de oito Módulos:

• Módulo 1 - Introdução;

• Módulo 2 - Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição;

• Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição;

• Módulo 4 - Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição;

• Módulo 5 - Sistemas de Medição; • Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações;

• Módulo 7 - Cálculo de Perdas na Distribuição ;

• Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica.

19. O Módulo 1 (Introdução) e o Módulo 6 (Informações Requeridas e Obrigações), devido ao conteúdo e abrangência dos temas abordados, são denominados Módulos Integradores. Os demais Módulos abrangem as macro-áreas de ações técnicas dos agentes de distribuição, e são denominados Módulos Técnicos. 20. Todo processo de elaboração baseou-se nos princípios de modicidade tarifária, direitos e deveres equilibrados, função da distribuição de energia, tratamento isonômico para usuários da rede e um sistema de informações sistemáticas e permanentes de modo a auxiliar nos processos de regulação, fiscalização e mediação da ANEEL. 21. Ademais, destaca-se que, para a concepção do PRODIST, considerou-se o disposto em outros regulamentos da Agência, destacando-se a interface com a Rede Básica, complementando de forma harmônica os Procedimentos de Rede. Durante a fase de análise de contribuições da AP 014/2008, também foram considerados os processos instaurados por outras audiências públicas, em especial AP 08/2008 e AP 036/2008. 22. Sobre a análise de contribuições, entre as 1661 sugestões recebidas, 352 foram aceitas e 261 foram parcialmente aceitas, com as respectivas implicações inseridas nos Módulos. Em anexo à presente Nota Técnica, encontra-se o Relatório de Análise de Contribuições, contemplando o exame e a decisão sobre o aproveitamento de cada uma das contribuições recebidas por meio da AP 014/2008. 23. A tabela seguinte quantifica a decisão sobre o aproveitamento das contribuições em cada um dos oito Módulos.



Contribuições Módulo do PRODIST Aceita Parcialmente Aceita Não Aceita Total por Módulo

Módulo 1 20 5 36 61 Módulo 2 50 37 94 181 Módulo 3 77 68 420 565 Módulo 4 51 19 38 108 Módulo 5 77 49 145 271 Módulo 6 4 7 4 15 Módulo 7 9 27 92 128 Módulo 8 63 45 223 331

Resolução 0 0 1 1 Total do PRODIST 352 261 1048 1661

Tabela 2 – Quantitativo de contribuições recebidas por meio da AP014/2008. 24. A seguir, é apresentada uma análise mais detalhada das principais contribuições recebidas. Ademais, nesta etapa do texto são apresentados os pontos de destaque, as inovações e os impactos regulatórios dos Módulos do PRODIST. Nesse sentido, foi adotada a seguinte estrutura para análise dos Módulos:

• Módulo; o Destaques e Inovações; o Análise das contribuições recebidas na AP 014/2008; o Alterações em resoluções vigentes.

III.1 Módulo 1 – Introdução III.1.1 Destaques e Inovações 25. Como sugere o título, o Módulo 1 possui caráter introdutório e apresenta as linhas gerais e informações resumidas sobre os Procedimentos de Distribuição. Com o objetivo de proporcionar uma visão integral da constituição e organização do PRODIST, o Módulo 1 define os propósitos e o âmbito de aplicação Módulos. 26. Nesse sentido, o Módulo estabelece os objetivos e a estrutura do PRODIST, apresentando uma breve descrição de cada uma das seções de dos oito Módulos do documento. 27. No Módulo, é apresentado um resumo dos fundamentos que justificam a elaboração dos Procedimentos de Distribuição, a partir da evolução institucional do setor elétrico brasileiro, bem como indica as principais obrigações e sanções aplicáveis pelo seu descumprimento.



28. Por fim, o Módulo 1 estabelece o glossário de termos técnicos, apresentando, em ordem alfabética, cerca de 430 termos e expressões resultantes dos oito Módulos, com as suas respectivas definições, necessárias à compreensão do PRODIST. Além de se basear em termos divulgados em documentos oficiais da Agência, o glossário se completa com o vocabulário presentes no site da ANEEL e, particularmente, com o Módulo 20 - Glossário de termos Técnicos, dos Procedimentos de Rede. III.1.2 Análise de Contribuições 29. Inicialmente destaca-se que Contudo, parte da análise do Módulo 1 foi realizada em função de contribuições realizadas sobre o texto dos demais Módulos, já que o capítulo é introdutório e reflete as disposições contidas em todo o documento. Nesse sentido, algumas das alterações realizadas, em especial as definições contidas no glossário, atendem contribuições direcionadas aos outros Módulos. 30. Conforme detalha o relatório de contribuições em anexo à presente Nota Técnica, foram recebidas 61 contribuições direcionadas diretamente ao Módulo 1. 31. Em uma das contribuições recebidas, sugeriu-se que os termos que não são mencionados nos Módulos do PRODIST fossem retirados do glossário. Assim, visando simplificação e objetividade, a contribuição foi aceita. Já contribuições que sugeriam a inserção de definições só foram aceitas se o termo fosse realmente citado no texto do PRODIST. 32. Também sobre a terminologia, diferentes contribuições recebidas atentavam para a compatibilização com o processo de revisão da Resolução nº 456/2000. Assim, já que o processo de audiência pública da Resolução citada estava instaurando simultaneamente ao da AP 014/2008, atenção especial foi dada às definições que compõem os dois documentos, visando à harmonização da nomenclatura adotada. 33. Por fim, com relação a terminologia adotada no PRODIST, destaca-se que o Módulo 1 e o glossário deixam expresso que tanto permissionárias quanto concessionárias são consideradas como distribuidoras. Assim, o termo “distribuidora” não contempla cooperativa de eletrificação rural, que é considerada consumidor. No PRODIST, as particularidades sobre permissionárias, quando existirem, serão destacadas com menção expressa no texto. III.1. Alterações em Resoluções 34. Pelo conteúdo e natureza do Módulo 1, não são necessárias alterações em Resoluções vigentes. III.2 Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição III.2.1 Destaques e Inovações 35. Os procedimentos básicos para o planejamento da expansão de médio e longo prazo das distribuidoras são estabelecidos no Módulo 2 - Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição. É



uma meta do Módulo estabelecer os requisitos de dados necessários para os estudos de planejamento, além de definir critérios básicos para troca dessas informações entre os agentes envolvidos. 36. Entre os destaques do Módulo 2, podem ser citados a metodologia de estudos de planejamento, o Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD, o emprego de base de dados para fins regulatórios e a utilização de curvas de carga para fins tarifários. 37. As seções que compõem esse Módulo indicam os quesitos mínimos para execução das atividades de planejamento, como os critérios e estudos de planejamento para os sistemas de distribuição de baixa, média e alta tensão, além do planejamento das subestações de distribuição. 38. Adicionalmente, o Módulo 2 estabelece as diretrizes para a elaboração e encaminhamento do PDD, documento que apresenta o resultado dos estudos de planejamento elétrico da distribuição, baseando-se nos horizontes pré-definidos. 39. O Módulo ainda determina que as distribuidoras devem caracterizar a carga de seus consumidores e o carregamento de seus transformadores, por meio de informações oriundas de campanha de medição e de medições já instaladas em unidades consumidoras. Destaca-se que a caracterização de carga e carregamento é etapa constituinte do cálculo das Tarifas de Referência necessárias para a revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD das distribuidoras no processo de revisão tarifária periódica. 40. Nesse sentido, fica estabelecid a uma regra padronizada para a definição das amostras para elaboração das campanhas de medição , considerando um erro e um intervalo de confiança definidos pela ANEEL. Adicionalmente à campanha de medição, deve ser realizada uma pesquisa de posse de equipamentos e hábitos de consumo para as diversas classes de consumidores. 41. Outro destaque desse Módulo é o comando para que as distribuidoras mantenham, em Sistema de Informações Geográficas – SIG, as informações de parâmetros elétricos, estruturais e topologia dos sistemas de distribuição de alta, média e baixa tensão, bem como as informações de todos os acessantes, inclusive a localização em dados geográficos associados. 42. Nesse sentido, para as informações que deverão ser disponibilizadas para a ANEEL, a Agência ainda irá definir a forma de envio das informações, incluindo a formatação dos dados geoprocessados e os protocolos eletrônicos de comunicação. Entre essas informações, a resolução já prevê a necessidade de vinculação dos dados aos sistemas de controle patrimonial e registros contábeis da distribuidora. 43. Ressalta-se ainda que o Módulo 2 aborda o planejamento conjunto em áreas de atuação adjacente das distribuidoras, bem como disciplina a agregação dos programas de eficiência energética e de novas tecnologias no planejamento global da empresa.



44. A atual legislação determina que as distribuidoras forneçam informações de seu mercado, abrangendo dados históricos e projeções, para fins do planejamento setorial (art. 3º da Lei nº 10.848/04, art. 17 do Decreto nº 5.163/04). Essas informações, que subsidiam o Ministério de Minas e Energia - MME e a Empresa de Pesquisa Energética – EPE na definição do planejamento do setor elétrico brasileiro, seguem parâmetros específicos, os quais não são alterados ou afetados pelo Módulo 2. 45. Por fim, destaca-se que o Módulo 2 possui, em grande parte, caráter indicativo, mas apresenta alguns itens determinativos, principalmente aqueles estabelecidos na Resolução que aprovará o PRODIST e no tocante ao fluxo de informação entre os agentes. Diferentemente das versões iniciais do Módulo e coerente com a regulação econômica dos serviços públicos de distribuição, não há necessidade de aprovação do planejamento das distribuidoras pela ANEEL, mas apenas do conhecimento de determinadas informações. III.2.2 Análise de Contribuições 46. A minuta de resolução que foi disponibilizada para audiência pública, determinava que as distribuidoras teriam prazo de até 12 meses, a partir da aprovação do PRODIST, para realizar a implantação do SIG. Porém, diante de diversas contribuições recebidas, o prazo de implantação foi flexibilizado. 47. Assim, a implantação do SIG para os sistemas de distribuição de alta, média e baixa tensão deverá ser concluída no prazo de até 24 meses, contados a partir da data de publicação do PRODIST. Especificamente para as distribuidoras enquadradas como permissionárias de serviço público, o prazo para a implantação do SIG é de 48 meses, contados a partir da data de publicação do PRODIST. 48. Em outro tópico, inicialmente o Módulo determinava que a previsão de demanda deveria considerar as consultas de acesso e os pedidos de fornecimento, mas diversas contribuições sugeriram a consideração apenas das solicitações de acesso e não das consultas, já as consultas de acesso não exigem um compromisso por parte do acessante, diferenteme nte da solicitação. Considerando a razoabilidade das sugestões, as contribuições sobre esse item foram aceitas. 49. Conforme comentado, o Módulo 2 estabelece as diretrizes para a elaboração de estudos de planejamento, baseando-se em horizontes pré-definidos. Nesse sentido, um grande número de contribuições apontava para a redução do prazo de planejamento do sistema de distribuição de média tensão, que foi alterado de 7 para 5 anos. 50. Para os critérios de planejamento do sistema de distribuição de alta tensão, o Módulo determinava que uma série de estudos deveria ser realizada (estabilidade de tensão e de compensação de potência reativa, transitórios eletromecânicos e transitórios eletromagnéticos). Diante das contribuições diversas, foi destacado que os estudos ficam a critério da distribuidora de acordo com a necessidade. 51. Já sobre as questões ambientais que devem ser observadas, o texto foi simplificado, remetendo à obediência da legislação ambiental, sem determinar critérios específicos no Módulo.



III.2.3 Das alterações na Resolução nº 166, de 10 de outubro de 2005 52. Com relação aos impactos regulatórios do Módulo 2, destaca-se a revogação do artigo 34 da Resolução nº. 166/2005. Esse artigo estabelece que em até 3 meses antes do mês previsto para a revisão tarifária, a distribuidora deverá disponibilizar, à ANEEL, as tipologias que representem a caracterização de carga. Porém, o PRODIST estabelece 150 dias para envio das informações relativas às tipologias, além de solicitar à distribuidora o envio de outras informações para a ANEEL. III.3 Módulo 3 – Acesso ao sistema de Distribuição III.3.1 Destaques e Inovações 53. O Módulo 3 estabelece as condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso, aos sistemas elétricos de distribuição, aplicando-se aos novos acessantes bem como aos existentes. 54. O conteúdo do Módulo deve ser observado pela distribuidora acessada e por acessantes cujas instalações são conectadas ao sistema de distribuição, não alcançando as Demais Instalações de Transmissão – DIT. Entre os acessantes abragidos estão unidades consumidoras de energia livres e especiais, centrais geradoras de energia, agentes importadores ou exportadores de energia e outras distribuidoras. 55. Com relação à minuta disponibilizada na AP 014/2008, destaca-se que a abragência do Módulo foi reduzida, tendo em vista que a versão anterior previa que as disposições se aplicavam a todos os consumidores, incluindo consumidores cativos. O objetivo dessa alteração é compatibilizar a abrangência do Módulo com aquela da Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999, ou seja, visa primordialmente envolver aqueles agentes que necessitam solicitar e contratar acesso ao sistema de distribuição. 56. Outra proposição que existia inicialmente nas primeiras versões do Módulo 3 e que foi descartada da versão final é a revogação de diversos artigos da Resolução nº 456/2000. Com isso, além da mudança da abrangência comentada no item anterior, é oportuno destacar que os temas de caráter comercial presentes no Módulo 3 e que são contemplados pela Resolução nº 456/2000, foram, em sua maioria, excluídos do texto do PRODIST. Entretanto, algumas referências permaneceram na versão final, no intuito de não prejudicar a coesão textual e o encadeamento dos assuntos tratados no Módulo. Os temas mantidos estão em cons onância com a redação da Resolução nº 456/2000 e, por isso, não é apresentada proposta de revogação ou alteração de artigos desta Resolução. 57. Nas sete seções que compõem esse Módulo, são estabelecidos requisitos e procedimentos aplicáveis:

• às condições gerais de conexão ao sistema de distribuição, a serem observadas tanto pela acessada quanto pelo acessante;



• à solicitação e implementação do acesso de instalações de novos acessantes ao sistema de distribuição;

• aos acessantes que solicitam alteração do Montante de Uso do Sistema de Distribuição contratado;

• aos requisitos a serem observados pelos acessantes que necessitam elaborar projetos de instalações de conexão;

• ao controle, operação e manutenção das conexões;

• aos contratos pertinentes.

58. Assim, em seção introdutória, é estabelecida a abrangência do Módulo, abordando critérios gerais e responsabilidades das partes no processo de conexão ao sistema de distribuição. 59. Posteriormente, o Módulo define e descreve as fases necessárias à obtenção do acesso ao sistema de distribuição, estabelecendo quatro etapas a serem observadas tanto pelo acessante quanto pela acessada: Consulta de Acesso, Informação de Acesso, Solicitação de Acesso e Parecer de Acesso. 60. Para o acesso de unidades consumidoras e centrais geradoras solicitantes de registro, as duas etapas iniciais (Consulta de Acesso, Informação de Acesso) são facultativas. Já para as centrais geradoras solicitantes de autorização, distribuidora acessante e agente importador/exportador de energia, as quatro etapas devem ser observadas. 61. A definição dessas quatro etapas visa padronizar os processos de acesso, criar metodologia bem definida sobre as fases que antecedem a assinatura dos contratos e estabelecer, de forma clara, as responsabilidades e os direitos da distribuidora e dos acessantes. Para isto, as quatro etapas disciplinam a relação entre as partes, estabelecendo os prazos a serem observados, as informações que devem ser disponibilizadas pelos envolvidos no processo de conexão e os requisitos que devem ser atendidos para a viabilização do acesso. 62. Na avaliação técnica do acesso e para a definição do ponto de conexão das instalações do acessante, a distribuidora deve observar o critério de menor custo global de investimentos. Com isso, o Módulo destaca que, entre as alternativas consideradas para viabilização do acesso, deve ser escolhida a alternativa tecnicamente equivalente de mínimo custo de investimentos, considerando-se as instalações de conexão de responsabilidade do acessante, as instalações decorrentes de reforços e ampliações no sistema elétrico e os custos decorrentes das perdas elétricas no sistema elétrico. 63. Os critérios técnicos e operacionais mínimos para o desenvolvimento de projetos de acesso ao sistema de distribuição são estabelecidos em seção própria. Assim, destacam-se os critérios



para definição da tensão de conexão e critérios para estabelecimento do ponto de conexão para todos os acessantes abrangidos. 64. Outra etapa do texto trata de requisitos de projeto, com objetivo de definir os requisitos básicos a serem observados pelos acessantes que necessitam elaborar projetos de instalações de conexão. Entre os requisitos de projeto apresentados no texto, estão aqueles associados a redes, linhas, subestações e sistemas de proteção e controle. 65. Também são contemplados os aspectos relacionados à implementação, comissionamento e recepção de novas conexões, compreendendo a sua instalação, acompanhamento e aprovação, além de procedimentos e responsabilidades para operação, manutenção e segurança da conexão. Neste item específico, são dispostos prazos para a realização de vistoria por parte da acessada, para a emissão de aprovação do ponto de conexão e para a subseqüente efetivação da conexão do acessante. 66. O Módulo 3 aborda diretrizes para a elaboração do acordo operativo, que é o documento que complementa procedimentos técnicos, operacionais e administrativos necessários ao relacionamento operacional entre as partes, levando em consideração as particularidades de cada ponto de conexão. O acordo operativo, que faz parte do CCD, descreve a estrutura de operação responsável pela execução da coordenação, supervisão, controle e comando das instalações de conexão, tanto da parte da acessada quanto do acessante, especificando o órgão de cada agente responsável pelas atividades. 67. O Módulo 3 também traz item específico sobre encargos de conexão. Pelo item, fica expresso que não deve haver cobrança de encargos de conexão pela distribuidora acessada para realização das atividades de operação e manutenção daquelas instalações de conexão do acessante que, conforme regulamentação específica, façam parte da concessão ou permissão da distribuidora acessada, incluindo os casos de Obrigações Especiais. 68. Ainda relativamente aos encargos de conexão, por livre escolha do acessante, a distribuidora acessada poderá ser contratada para realizar a operação e manutenção das instalações de conexão de propriedade do acessante, devendo ser, neste caso, de livre negociação entre as partes as condições gerais de prestação do serviço e os valores cobrados, mediante celebração de contrato específico. 69. Uma seção específica do Módulo 3 apresenta diretrizes para elaboração do Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD e do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD, contratos que estabelecem as condições gerais e especiais dos serviços a serem prestados pelas distribuidoras aos acessantes de seus sistemas de distribuição, compreendendo condições técnicas e comerciais que devem ser obrigatoriamente observadas pelas partes. 70. Diferentemente da versão que foi disponibilizada na AP 014/2008, a versão final do Módulo 3 não contempla os aspectos relacionados ao Contrato de Adesão, Contrato de Fornecimento e Contrato



de Prestação de Serviço de Energia Elétrica para Iluminação Pública – CSIP. Essa alteração é decorrente da mudança de abrangência do Módulo comentada anteriormente. 71. Destaca-se que, para o acesso às Demais Instalações de Transmissão – DIT, o Módulo 3 esclarece que consumidor livre, central geradora e agente importador ou exportador de energia devem assinar o Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD com a distribuidora titular da área de concessão ou permissão relativa ao acesso e que distribuidora acessante deve celebrar Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST com o ONS,, estabelecendo condições e obrigações relativas ao uso das instalações. Os acessantes deverão ainda firmar o Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT com a concessionária de transmissão proprietária da DIT acessada, estabelecendo as responsabilidades pela implantação, operação e manutenção das instalações de conexão. 72. A determinação de assinatura de CCT e CUSD para o acesso a uma DIT está em conformidade com o disposto na Resolução nº 312, de 6 de maio de 2008, a qual também estabelece que o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS deve revisar os Procedimentos de Rede de forma a contemplar o acesso às DIT. 73. Em anexo ao Módulo 3, existem modelos para os contratos CCD e CUSD, ambos de caráter orientativo. Os modelos contemplam cláusulas particulares, devidamente destacadas, para atender às especificidades de alguns acessos (temporários ou com contratação de reserva de capacidade, por exemplo) e do tipo de acessante (central geradora ou unidade consumidora, por exemplo). Destaca-se que as partes, acessante e acessada, podem negociar condições especiais, desde que incorporadas as cláusulas correspondentes aos respectivos contratos de prestação de serviços e que não contrariem a regulamentação vigente sobre o tema. 74. A Cartilha de Acesso ao Sistema de Distribuição apresenta os conceitos básicos relativos ao processo de acesso aos sistemas de distribuição componentes do sistema elétrico nacional, consolidados no PRODIST. 75. A Cartilha está estruturada na forma de perguntas e respostas, e, de uma forma geral, abrange as principais questões formuladas pelos acessantes, orientando para os procedimentos a serem adotados para a consolidação do acesso ao sistema de distribuição. Na parte final da Cartilha encontra-se um breve glossário com os termos mais utilizados no documento, sendo que um glossário mais abrangente é disponibilizado no Módulo 1, conforme já comentado. 76. Como inovação, o Módulo 3 estabelece que as distribuidoras, de comum acordo com as centrais geradoras e o ONS, quando couber, podem estabelecer a operação ilhada de parte do sistema de distribuição, observando simultaneamente o estabelecido no Módulo 4 – Procedimentos Operativos. A decisão pela operação ilhada deve ser precedida de estudos que avaliem a viabilidade técnica e qualidade da energia na rede associada e as condições devem ser estabelecidas no acordo operativo realizado entre os agentes envolvidos.



77. Outra disposição que fica esclarecida na redação do Módulo é a de que, na hipótese de necessidade de uso do sistema de distribuição para consumo de energia, a central geradora deverá celebrar CUSD específico para uso do sistema como unidade consumidora, adicionalmente ao CUSD celebrado como central geradora, ambos devendo observar as regras pertinentes aos contratos de uso. Tal obrigatoriedade não se aplica aos casos de consumo de energia para atendimento ao sistema auxiliar da usina. Adicionalmente, não é aplicável aos casos alcançados pela reserva de capacidade, quando deve ser celebrado contrato específico para esta finalidade, conforme regulamentação. 78. A versão final do Módulo apresenta disposições sobre acesso em instalações de uso exclusivo de centrais geradoras, utilizadas ou não de forma compartilhada. Tal tipo de acesso é tratado segundo duas possibilidades: por uma distribuidora e por outra central geradora. 79. Em mais um tópico abordado pelo Módulo, o texto traz um compêndio sobre as regras de contratação de reserva de capacidade. O tema é regulamentado pela Resolução nº 371, de 29 de dezembro de 1999 e, assim, o Módulo apenas descreve os aspectos gerais sobre o assunto e remete o detalhamento à regulamentação específica. III.3.2 Análise de Contribuições 80. Algumas contribuições sugeriam esclarecimentos dos itens que determinavam a abragência e os agentes envolvid os compreendidos pelo Módulo. Nesse sentido, conforme explicado no relatório de contribuições, a redação adotada para o Módulo 3 esclarece que os procedimentos descritos no Módulo devem ser observados pela distribuidora acessada e por acessantes cujas instalações são conectadas ao sistema de distribuição, não abrangendo as Demais Instalações de Transmissão - DIT. Os aspectos relativos ao acesso às DIT serão especificados nos Procedimentos de Rede, conforme determinação contida na REN 312/2008. Por fim, fica claramente delimitado que os acessantes abrangidos pelo Módulo 3 são os consumidores livres e especiais, as centrais geradoras, os agentes importadores ou exportadores de energia e as distribuidoras. 81. Já a definição de Demais Instalações de Distribuição – DID não fará mais parte do PRODIST. Entretanto, a abrangência do Módulo foi melhor especificada de forma a contemplar eventuais instalações de propriedade da distribuidora em tensão igual ou superior a 230 kV. 82. Em outro ponto, determinadas contribuições sugeriram a especificação de critérios e o estabelecimento de algumas mudanças nas responsabilidades financeiras pela conexão dos acessantes. Particularmente para as centrais geradoras, algumas contribuições apontavam para uma modalidade de conexão em que todos os investimentos para as adequações e reforços seriam assumidos apenas pelos acessantes. 83. Essas contribuições não foram aceitas e o texto final remete às definições já contidas em regulamentos específicos. Assim, as regras a serem obedecidas quando da conexão de unidades consumidoras a instalações de distribuidora encontram-se disciplinadas na Resolução nº 250, de 13 de



fevereiro de 2007. Adicionalmente, a regulamentação da conexão de centrais geradoras a instalações de distribuidora foi objeto de discussão na Consulta Pública nº 005/2008 e consta da atual versão da Resolução nº 68, de 8 de junho de 2004. 84. Relativamente aos procedimentos de acesso, diversas contribuições indicaram a necessidade de consonância entre os dispositivos acerca das centrais geradoras solicitantes de registro. Deste feito, para este tipo de acessante, as etapas de consulta de acesso e informação de acesso foram estabelecidas como facultativas, o que também ocorre para os consumidores livres e especiais. 85. Várias contribuições discutiram a respeito do momento em que seria estabelecido o ponto de conexão da central geradora que recebe autorização da ANEEL ao longo das etapas de viabilização do acesso. Como o ato autorizativo de central geradora emitido pela ANEEL contempla também suas instalações de interesse restrito e o seu ponto de conexão ao sistema elétrico, o texto do Módulo 3 estabelece que as etapas de consulta de acesso e informação de acesso são obrigatórias para este tipo de acessante. Neste caso, a informação de acesso já deve conter o ponto de conexão da central, com base no critério de menor custo global de atendimento. 86. Entretanto, para que o parecer de acesso emitido pela distribuidora acessada mantenha as condições e o ponto de conexão que foram estabelecidos na correspondente informação de acesso, torna-se necessário que a central geradora obedeça a certos prazos estabelecidos. O primeiro é que a central registre sua solicitação de autorização junto à ANEEL em até 60 dias após emissão da informação de acesso. O segundo é que solicite o acesso formalmente à distribuidora em até 60 dias após publicada sua respectiva Resolução Autorizativa. Tal procedimento procura, principalmente, minimizar divergências que eventualmente ocorrem a respeito do ponto de conexão constante de ato autorizativo e aqueles constantes do parecer de acesso emitido pela distribuidora. 87. Complementarmente, foram aceitas contribuições que visavam à compatibilidade de prazos e responsabilidades entre os agentes envolvidos na efetivação do acesso, aperfeiçoando a redação utilizada de forma a esclarecer dúvidas apontadas nas contribuições. 88. A Resolução nº 371/1999, que trata de regras de contratação de reserva de capacidade, foi revisada recentemente pela Resolução nº 304, de 4 de março de 2008. Considerando que a atualização foi realizada simultaneamente ao processo da AP 014/2008, a minuta do Módulo 3, disponibilizada na referida audiência pública, trazia disposições ainda não revisadas. Assim, os agentes alertaram para os pontos divergentes entre a Resolução revisada o texto do Módulo 3. 89. Nesse sentido, o texto do item foi ajustado de forma compatível com a regulamentação vigente. Assim, ficou especificado o caráter opcional de contratação da reserva de capacidade, existindo a menção apenas à necessidade de celebração de CUSD específico. Relativamente ao período em que é possível a utilização da reserva de capacidade, este deve efetivamente coincidir com o período de geração da usina do contratante.



90. Relativamente ao item acerca do acesso a instalações de uso restrito de centrais geradoras, as contribuições recebidas versaram principalmente sobre a legalidade da incorporação das referidas instalações quando do acesso por distribuidora, como também sobre a forma de cálculo da indenização devida quando da incorporação. Após discussão do tema e com base no Parecer nº 623/2008-PF/ANEEL emitido pela Procuradoria Federal junto à ANEEL, o qual se encontra juntado ao atual Processo, a versão final do Módulo estabelece a forma em que este acesso se dará segundo dois tipos de acessante: distribuidora e outra central geradora. 91. O acesso a instalações de interesse restrito de central geradora por distribuidora pode se realizar para atendimento a unidade consumidora, mediante correspondente parecer de acesso, ou por necessidade de expansão do sistema da distribuidora para atendimento a seu mercado próprio, devendo sempre ser justificado pelo critério de menor custo global de atendimento. Na hipótese deste acesso, a distribuidora deve incorporar as instalações de interesse restrito até o seu correspondente novo ponto de conexão, devendo ressarcir a central geradora proprietária das instalações a ser incorporadas. 92. Segundo consta do Módulo, o ressarcimento devido pela distribuidora à central geradora proprietária deve ser feito pelo Valor de Mercado em Uso – VMU, conforme metodologia de avaliação de bens e instalações disposta em Resolução da ANEEL e regulamentação superveniente e complementar. 93. A distribuidora acessante será responsável pela transferência, sempre que se fizer necessária, dos equipamentos constituintes do ponto de conexão de cada central geradora, assim como de seu respectivo Sistema de Medição para Faturamento – SMF. O valor do ressarcimento devido e os referidos custos associados à transferência do ponto de conexão e do SMF devem ser considerados na análise da alternativa de menor custo global de atendimento, assim como devem ser incluídos no custo total da obra para cálculo da participação financeira do consumidor, quando aplicável. 94. Complementarmente, em consonância com o estabelecido na Resolução nº 68/2004, o texto do Módulo também dispõe que é garantido o acesso de nova central geradora a instalações de interesse restrito de centrais geradoras que se conectam ao sistema de distribuição, desde que justificado pelo critério de menor custo global de atendimento, mediante correspondente parecer de acesso. 95. As centrais geradoras deverão celebrar contratos de uso e de conexão de forma individual com a distribuidora acessada. Neste caso, a nova central geradora deve ressarcir as centrais geradoras proprietárias das instalações existentes que vier a compartilhar, considerada a respectiva depreciação e de forma proporcional ao montante de uso contratado. Entretanto, acordo diferente entre as centrais ainda prevalece como critério inicial de rateio. 96. Por fim, outro ponto para o qual convergiu importante número de contribuições foi aquele relativo ao item 8 da Seção 3.1 da versão do Módulo enviada à audiência pública, o qual tratava do agente com dupla contratação.



97. A forma de contratação do uso do sistema proposta no Módulo 3 determina que o valor de MUSD contratado pelo acessante deve ser de valor único durante os meses de vigência do CUSD, diferenciados apenas por horário de ponta e fora de ponta, quando aplicável. Desta forma, a contratação de demanda do acessante deve ser fixa e determinada pela máxima potência a ser injetada ou requerid a do sistema, conforme regulamentado pela Resolução nº 281/1999. Ou seja, independentemente dos meses em que o acessante efetivamente utiliza o sistema de forma máxima, esta disponibilidade de potência é reservada e lhe é garantida por todo o período de contratação. 98. Assim, de maneira a acompanhar os princípios seguidos na proposta de forma de contratação do uso contida no Módulo, o item que tratava deste tema foi retirado da Seção 3.1. Alternativamente, foi disposto na Seção 3.6, a qual trata dos contratos de uso e de conexão, que, na hipótese de necessidade de uso do sistema de distribuição para consumo de energia, exceto nos casos especificados na própria Seção , a central geradora deverá celebrar CUSD específico para unidade consumidora, adicionalmente ao CUSD celebrado para central geradora, ambos devendo observar as regras pertinentes aos contratos de uso. III.3.3 Das alterações na Resolução n° 112, de 18 de maio de 1999 99. A Resolução n° 112, de 18 de maio de 1999, estabelece os requisitos necessários à obtenção de registro ou autorização para a implantação, ampliação ou repotenciação de centrais geradoras termelétricas, eólicas e de outras fontes alternativas de energia. 100. Conforme comentado, o Módulo 3 define e descreve as fases necessárias à obtenção do acesso ao sistema de distribuição, estabelecendo quatro etapas a serem observadas, inclusive pelos agentes que necessitam da obtenção de registro ou autorização. 101. Desta forma, na proposta para alteração do § 1º do art. 14 da Resolução n° 112/1999, a autorizada deverá submeter-se aos Procedimentos de Rede e/ou aos Procedimentos de Distribuição, nos requisitos de planejamento, implantação, conexão, operação e responsabilidades relacionadas ao sistema de transmissão ou distribuição. III.4 Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição

III.4.1 Destaques e Inovações

102. Os aspectos relativos à operação dos sistemas de distribuição são estabelecidos no Módulo 4. Nesse sentido, são apresentados os procedimentos a serem seguidos pelos agentes quando da formulação de planos e programas operacionais, incluindo previsão de carga, programação de intervenções em instalações, controle da carga em contingências e controle da qualidade do suprimento de energia elétrica.



103. Na elaboração desse Módulo, além das reuniões internas com técnicos da ANEEL, foram realizadas visitas técnicas a concessionárias de distribuição e também ao ONS, que contribuiu para a preparação do documento. Com isso, destaca-se a compatibilidade com os Procedimentos de Rede. 104. O Módulo possui abrangência sobre as distribuidoras e sobre os agentes de transmissão detentores das Demais Instalações de Transmissão - DIT cujas instalações não pertencem à rede de operação do Sistema interligado Nacional. Ainda é estabelecida a uniformidade de procedimentos para o relacionamento operacional entre os centros de operação das distribuidoras, das transmissoras, dos centros de despacho de geração distribuída e demais órgãos de operação das instalações dos acessantes. 105. Para os itens relativos à previsão de carga, à programação de intervenções em instalações e à coordenação operacional, a abragência do Módulo também inclui os consumidores com instalações conectadas ao Sistema de Distribuição de Alta e Média Tensão. Por fim, os requisitos mínimos de recursos de comunicação de voz e de dados entre os órgãos de operação dos agentes envolvidos também são definidos neste Módulo. 106. Destaca-se também o aspecto da compatibilidade dos dados de projeção de demanda e seus respectivos horizontes envolvidos, assim como os aspectos considerados na determinação de planos de contingência de restrições no suprimento ao sistema de distribuição com as necessidades requeridas pelo ONS. III.4.2 Análise de Contribuições 107. Dentre as principais contribuições recebidas para o Módulo 4, o ONS sugeriu modificações na Seção 4.1 – Previsão de Carga. Conforme minuta disponibilizada em audiência, o objetivo da seção é estabelecer os procedimentos para o fornecimento de informações das previsões de carga por parte dos acessantes para as distribuidoras. 108. Segundo as sugestões do ONS, a Seção 4.1 deveria ter seu escopo aumentado e deveria incluir, além de previsão de carga, os critérios básicos e procedimentos relativos aos dados verificados de carga e as informações referentes a despacho de geração. A contribuição destaca que, além de adequação aos Procedimentos de Rede, os agentes de distribuição necessitam dos dados verificados. 109. As contribuições supracitadas foram aceitas, já que o texto proposto e justificativa eram adequados. Assim, além da mudança do próprio título para Seção 4.1 - Dados de Carga e de Despacho de Geração, diferentes itens foram modificados de forma a estabelecer os requisitos para o fornecimento de informações de carga e de despacho de geração, previstos e verificados. 110. No Módulo 4, outro tema que recebeu diversas contribuições refere-se à programação de intervenções em instalações de distribuição . No Módulo são definidos os procedimentos para acordo entre as distribuidoras (acessadas e acessantes), os agentes de transmissão detentores de DIT e os acessantes (geradores e consumidores atendidos em AT e MT) durante as intervenções.



111. A minuta disponibilizada em audiência estabelece que o centro de operação da distribuidora deve, com antecedência de no mínimo 8 horas, ser informado sobre as alterações nos pedidos de intervenções. Já os pedidos de cancelamento de intervenção deveriam ser informados com antecedência de no mínimo um dia útil. 112. Diferentes distribuidoras contribuíram no sentido de que tanto alterações quanto cancelamento dos pedidos de intervenções deveriam ser informados com antecedência de no mínimo um dia útil. As sugestões e justificativas apresentadas foram aceitas, juntamente com a sugestão do ONS que propôs que se a intervenção programada exigir transferência de carga entre subestações da Rede de Operação, a mesma deverá ser comunicada ao ONS com uma antecedência mínima de 15 dias. III.4.3 Alterações em Resoluções 113. O Módulo 4 disciplina assunto ainda não presente em resoluções no âmbito da distribuição de energia elétrica. Assim, pelo conteúdo do documento, não são propostas revogações ou alterações de atos regulamentares da Agência. III.5 Módulo 5 – Sistemas de medição III.5.1 Destaques e Inovações 114. O Módulo 5 estabelece os requisitos técnicos mínimos para especificação dos sistemas de 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. 115. Apresenta as condições básicas para a especificação dos materiais, equipamentos, projeto, montagem, inspeção, instalação, operação e manutenção dos sistemas de medição. Também são apresentadas as responsabilidades dos agentes em cada uma dessas etapas. 116. O Módulo 5 não contempla mudança na responsabilidade financeira para a implantação do Sistema de Medição para Faturamento – SMF, já que esse tema esta sendo tratado na audiência pública AP nº 36/2008 (que trata do estabelecimento condições para contratação de energia elétrica por unidade consumidora que se enquadre nas condições previstas nos arts. 15 ou 16 da Lei nº 9.074/1995). 117. Um ponto eliminado da versão final do Módulo 5 é a flexibilização, para novas instalações, dos padrões técnicos dos equipamentos constituintes do SMF de consumidores dos subgrupos tarifários A4 e A3a. Em versões preliminares, o Módulo 5 propunha determinada flexibilização, de modo a adotar classe de precisão menos rigorosa e medição em apenas dois quadrantes para medidores eletrônicos e classe de precisão menos rigorosa para TP e TC. 118. A proposta de flexibilização supracitada já foi adotada na revisão do Módulo 12 dos Procedimentos de Rede e, portanto, deixou de existir no PRODIST. Com isso, para os requisitos técnicos



mínimos dos equipamentos de medição de todos os acessantes do Grupo A, deve-se observar o disposto nos Procedimentos de Rede. 119. Como inovação, o Módulo estabelece exigência, para novas instalações, de adoção de sistemas de medição com as mesmas características técnicas e mesmas instalações associadas, tanto para os consumidores livres quanto para os consumidores cativos, de acordo com o subgrupo tarifário que a unidade consumidora está classificada. 120. Com a adoção da flexibilização citadas nos itens 117 e 118, o padrão de medição para os consumidores dos subgrupos tarifários A4 e A3a eleva, para as novas instalações, os requisitos técnicos utilizados nos sistemas de medição de consumidores cativos aos níveis antes empregados por algumas distribuidoras do país. Já para o caso dos consumidores livres desses mesmos subgrupos, a adoção do padrão proposto implicou em uma simplificação do padrão de medição antes adotado. 121. O objetivo desta inovação (exigência, para novas instalações, de sistemas de medição com as mesmas características técnicas e mesmas instalações associadas para os consumidores livres e cativos) é evitar que a distribuidora crie impedimentos para um consumidor cativo que opte por migrar para o Ambiente de Contratação Livre – ACL. Constatou-se que algumas distribuidoras estariam apresentando exigências variadas em relação aos equipamentos de medição e sua instalação. Em alguns dos casos as exigências constituem barreiras de entrada ao mercado livre, impedindo a escolha do consumidor, especialmente aqueles de menor porte que se propõem a comprar energia oriunda de empreendimentos de geração que utilizem fontes incentivadas. 122. O Módulo ainda apresenta o elenco de regras para leitura, registro, compartilhamento e disponibilização de informações de medição. O objetivo é estabelecer procedimentos fundamentais para que os sistemas de medição sejam instalados e mantidos dentro dos padrões necessários aos processos de contabilização de energia elétrica, de uso no âmbito das distribuidoras e de contabilização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. III.5.2 Análise das contribuições 123. Muitas das contribuições discorreram sobre a responsabilidade financeira dos consumidores livres e especiais pelo SMF. Conforme já mencionado, o tema é tratado no âmbito da AP 036/2008. 124. Também foi objeto de diversas contribuições a exigência de equidade dos requisitos técnicos dos sistemas de medição de consumidores livres e cativos. Na versão disponibilizada na AP, o PRODIST estabeleceu que o sistema de medição dos consumidores cativos deve obedecer aos requisitos dos Procedimentos de Rede. A medida visa atualização do parque de medição e reduzir uma barreira à migração ao ACL. Todas as contribuições que visavam flexibilizar ou retirar tal exigência não foram aceitos. 125. Recebeu-se também um conjunto de contribuições de consumidores no sentido de se incluir um dispositivo no PRODIST que obrigue a distribuidora a permitir o acesso do consumidor aos



dados do medidor em tempo real. Como esta medida não representa custo adicional e permite melhor gestão do consumo pelo usuário, acatou-se o pleito dos consumidores. III.6 Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações III.6.1 Destaques e Inovações 126. A troca das informações nos Procedimentos de Distribuição é função da reconhecida importância de um vasto e organizado intercâmbio de dados entre os agentes e entre esses e as entidades setoriais. Tal intercâmbio é condição essencial para que os sistemas de distribuição sejam controlados e operados de forma transparente e regular. 127. Assim, os objetivos do Módulo 6 são definir, especificar e detalhar como as informações referentes às ações técnicas desenvolvidas nos sistemas elétricos de distribuição serão intercambiadas entre os agentes de distribuição e entre esses e as entidades do setor elétrico, incluindo o envio de informações à ANEEL. O Módulo estabelece as obrigações dos agentes para atender os procedimentos, critérios e requisitos definidos nos seis Módulos técnicos. 128. Para facilitar o entendimento do envio das informações, o Módulo apresenta fluxogramas das informações requeridas, que foram elaborados para cada um dos Módulos técnicos, de forma a apresentar uma macro-visão dos principais intercâmbios de informações entre os agentes de distribuição e entre esses e as entidades setoriais. 129. Além dos fluxogramas, o Módulo 6 é composto por diversas tabelas que especificam as informações relativas a cada Módulo técnico. Nesse sentido, as tabelas são compostas pelos seguintes campos: “Informação”; “Especificação”; “Unidade”; “Periodicidade”; e “Observação”. III.6.2 Análise de Contribuições 130. Conforme mostrado na Tabela 2, apenas 15 contribuições foram direcionadas diretamente ao texto do Módulo 6. Assim, já que o Módulo reflete as disposições contidas em todo o PRODIST, parte da análise desse Módulo foi executada em função de contribuições realizadas sobre o texto dos demais Módulos. 131. O relatório de contribuições em anexo possui um detalhamento das contribuições direcionadas especificamente ao Módulo 6. III.6.3 Alterações em Resoluções 132. Por apenas disciplinar a troca de informações entre os agentes de distribuição do setor elétrico e a ANEEL, o Módulo 6 não gera impactos na regulamentação em vigor.



III.7 Módulo 7 – Cálculo de Perdas na Distribuição

III.7.1 Destaques e Inovações 133. Inicialmente destaca-se que, na minuta disponibilizada na Audiência Pública 014/2008, o Módulo 7 era intitulado “Perdas Técnicas Regulatórias”. Após análise das contribuições, definiu-se pela alteração do título do Módulo , que passa a ser intitulado “Cálculo de Perdas na Distribuição”. 134. A mudança para o novo título justifica-se pelo conteúdo e propósitos do Módulo, já que o objetivo do documento é apresentar metodologia de cálculo das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica, além de disciplinar os procedimentos para obtenção dos dados necessários para apuração dessas perdas. 135. O Módulo 7 apresenta a terminologia, caracteriza os fenômenos e estabelece os parâmetros de referência relativos às perdas técnicas de energia e às perdas técnicas de potência. Define ainda indicadores para avaliação das perdas nos diversos segmentos do sistema de distribuição. 136. Pela metodologia definida, são apuradas as perdas técnicas decorrentes da energia elétrica entregue às unidades consumidoras (incluídos os consumidores livres), às outras distribuidoras e ao consumo próprio da distribuidora. São consideradas somente as perdas técnicas de responsabilidade da distribuidora, incluindo seu sistema de distribuição e as Demais Instalações de Transmissão – DIT, quando couber. 137. Na prática, a determinação de perdas dos sistemas de distribuição deve adotar uma metodologia de cálculo consistente, pressupondo o uso de técnicas que interajam entre si, para se obter um resultado que possa ser validado e considerado para diversos fins regulatórios, entre eles o da regulação econômica. Nesse sentido, as premissas adotadas na metodologia definida pela ANEEL podem ser listadas pelos seguintes itens:

• Quantitativo de informações relativamente reduzido em relação aos métodos tradicionais;

• Adoção de premissas regulatórias que em suma visam à redução da assimetria de informações existente entre os agentes de distribuição e órgão regulador;

• Possibilidade de apuração das perdas por segmentos com objetivo de permitir a comparação entre os resultados; e

• Aplicação de premissas que pressupõem uma gestão adequada da rede de distribuição por parte das distribuidoras.

III.7.2 Análise de Contribuições 138. No processo instaurado pela Audiência Pública 014/2008 foram recebidas diversas contribuições sobre variados pontos da metodologia de cálculo das perdas. As contribuições mais freqüentes relacionam-se com os seguintes temas:



• Fator de potência;

• Desequilíbrio de fases nas redes do SDMT e SDBT;

• Perdas nos transformadores de distribuição;

• Perdas no SDAT;

• Perdas diversas;

• Perdas nos medidores de energia; e

• Aceitação por parte da ANEEL das perdas calculadas pelas distribuidoras. 139. As contribuições sobre o fator de potência dizem respeito à limitação do valor em 0,92. Em síntese, as contribuições mencionam que a limitação deste fator, em detrimento dos valores realizados e informados à ANEEL, irá gerar desvios entre os valores obtidos pela metodologia da ANEEL e outras metodologias usadas pelas distribuidoras na gestão da rede de distribuição. Adicionalmente, afirmam que limitar o fator de potência em 0,92 não corresponderá aos níveis reais de reativos nos circuitos das distribuidoras, principalmente nos circuitos de baixa tensão. 140. O Art. 34 da Resolução nº. 456/2000 define que o fator de potência das instalações da unidade consumidora, para efeito de faturamento, deverá ser verificado pela concessionária por meio de medição apropriada. Este artigo permite que a distribuidora, através de medição transitória, realize a cobrança do reativo excedente para as unidades do Grupo B. Esta ferramenta aumenta significativamente o campo de gestão das distribuidoras na busca pela redução da influência causada pelos consumidores no aumento do reativo excedente. Assim sendo, conclui-se que a limitação do fator de potência em 0,92 está em consonância com os demais regulamentos da ANEEL. 141. Sobre o desequilíbrio das fases nas redes do SDMT e do SDBT, as contribuições solicitaram que fosse considerado o desequilíbrio nas redes do SDMT, assim como que seja aumentado o percentual de correção de desequilíbrio nas redes do SDBT. 142. Entendemos ser plausível considerar que a distribuidora realiza adequada gestão da operação da distribuição de modo a minimizar os efeitos ocasionados pelo desequilíbrio em redes do SDMT, que já são, naturalmente, compensados em grande parte pela coincidência das cargas de baixa tensão. 143. Com relação ao desequilíbrio em redes do SDBT, o desenvolvimento da metodologia foi definido para considerar os casos topológicos típicos, não objetivando contemplar todas as peculiaridades dos diversos sistemas existentes nas distribuidoras. Portanto, em alguns casos podem ocorrer diferenças – para mais ou para menos – entre a metodologia aplicada pela ANEEL e os cálculos a que se refere o agente. Contudo, esclarecemos que para as simulações, que foram desenvolvidas nos modelos topológicos que melhor representassem a diversidade de distribuidoras e padrões existentes no país, também foi observada a necessidade de simplicidade. Outrossim, observou-se na definição destas topologias a boas práticas de engenharia e métodos adequados de projeto e de construção. Assim,



entendemos que o valor considerado pela metodologia para desequilíbrio nas redes do SDBT é adequado e decidiu-se por não acatar a contribuição. 144. A metodologia estabelece que as perdas nos transformadores são baseadas nos valores normalizados da ABNT, conforme a NBR 5440, atualizada em 1999. Várias contribuições solicitaram que seja aplicada a versão anterior da norma NBR 5440, do ano de 1987, uma vez que existem transformadores instalados nos sistemas que foram adquiridos ainda na vigência dessa norma. 145. É sabido que os valores estabelecidos pela ABNT são os limites máximos toleráveis de perdas para o equipamento. Deste modo, os fabricantes constroem seus equipamentos com valores de perdas abaixo destes limites. Entende-se que o valor da NBR 5440/1999 ainda é conservador e deverá ser mantido. 146. Inicialmente, estava proposto na versão do Módulo 7 disponibilizada para a audiência pública que o cálculo de perdas no sdat deveria ser efetuado preferencialmente por estudos de fluxo de potência. Muitos agentes contribuíram sobre a maior confiabilidade e praticidade da obtenção das perdas dessas redes por dados dos sistemas de medição. Essa contribuição foi aceita, entendendo-se que realmente é mais adequado utilizar os dados dos sistemas de medição, quando disponíveis. 147. Várias contribuições solicitaram a alteração do percentual atribuído às perdas diversas, aumentando-o de 5% para 10% do total de perdas da distribuidora. Quando do estabelecimento das premissas aplicadas ao cálculo de perdas técnicas, entendeu-se que as redes de distribuição devem atender a critérios técnicos adequados quanto à qualidade dos materiais empregados, tecnologia construtiva, operação, manutenção e gestão da vida útil dos equipamentos por parte das distribuidoras. Também é importante ressaltar que as redes de distribuição são remuneradas na empresa de referência, com conseqüente cota para renovação dos ativos, ao final da vida útil dos mesmos. 148. Deste modo, as distribuidoras têm por obrigação manter suas redes em bom estado de conservação, empregando materiais, equipamentos e manutenção adequados. Ressaltamos que não existe um valor de perdas diversas que seja consenso entre as próprias distribuidoras, e o valor percentual abrange patamar que excursiona até o limite observável de 10%. Assim, entende-se que o valor de 5% deve ser mantido para as perdas diversas. 149. Para as perdas nos medidores, a metodologia de cálculo de perdas adota o valor de 1,2 W por bobina de tensão. Apontam as contribuições que a perda resultante da metodologia da ANEEL irá gerar valores subestimados, citando a Portaria Inmetro n° 88, de 2006. 150. As perdas nos medidores de energia têm sofrido constantes alterações com o passar dos anos tanto no que tange a qualidade dos processos de fabricação e ao emprego de materiais adequados. Salientamos que o valor de perda definido pela Portaria Inmetro nº. 88, de 06 de abril de 2006, refere-se a um valor limite, que sob nenhuma hipótese se compara aos valores praticados pelos fabricantes destes equipamentos. Isto posto, a ANEEL entende que o valor de 1,2 W ainda é conservador e deverá ser mantido.



151. Ressalta-se a contribuição de diferentes distribuidoras no sentido da ANEEL considerar o cálculo de perdas efetuado pelas próprias distribuidoras com a utilização de outras metodologias. Neste aspecto, deve-se ressaltar que uma das vantagens da aplicação de uma metodologia única está na possibilidade de comparação entre as distribuidoras, por segmento de distribuição, tornando a avaliação das perdas mais correta e possibilitando a ANEEL o desenvolvimento de regulamentos visando à eficiência no transporte da energia. Portanto, essas contribuições não foram acatadas. 152. Por fim, relembra-se que, após análise de diversas contribuições, foi definida a alteração do título do Módulo 7, que passa a ser intitulado “Cálculo de Perdas na Distribuição”. III.7.3 Alterações em Resoluções 153. Considerando-se que o Módulo 7 trata de tema ainda não regulamentado, a aprovação do Módulo 7 não depende de revogação ou alteração de atos vigentes. Porém, a Resolução que aprovará o PRODIST apresenta itens específicos sobre os dados para o cálculo das perdas na distribuição. III.8 Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica III.8.1 Destaques e Inovações 154. O último Módulo estabelece procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica, dividindo-se em dois grandes grupos: a qualidade do produto energia elétrica e a qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras. Nesse sentido, o Módulo 8 define os conceitos e os parâmetros envolvidos e aborda mecanismos que possibilitem à ANEEL fixar valores para alguns indicadores de qualidade da energia elétrica. 155. Conforme descrito a seguir, o texto do Módulo 8 aborda aspectos já consolidados em resoluções vigentes que não serão revogadas: Resolução nº 024/2000, Resolução nº 505/2001 e Resolução nº 520/2002. Porém, em função das disposições contidas no Módulo, destaca-se que alguns artigos serão alterados, conforme será mostrado em item posterior. 156. Com relação à qualidade do produto, o Módulo 8 traz inovações para o segmento de distribuição ao contemplar novos aspectos relativos a perturbações na forma de onda de tensão, tais como distorções harmônicas, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e variações de tensão de curta duração. 157. Para os fenômenos citados no item anterior, o Módulo apresenta disposições que possuem caráter indicativo: não ocorre a fixação de valores limites e não existe a obrigatoriedade, neste momento, de medição e levantamento desses distúrbios. Em momento posterior à aprovação do PRODIST, pretende-se, por meio de regulamentos específicos, estabelecer os procedimentos, as responsabilidades e os prazos para desenvolvimento das campanhas de medições para cada um dos indicadores de qualidade definidos, considerando, por exemplo, definição de metas e prazos a serem observados pelas distribuidoras e implementação de programa de acompanhamento e controle dos novos indicadores de qualidade.



158. Ainda sobre a qualidade do produto, o Módulo trata de assuntos técnicos já consolidados na regulação, a saber: fator de potência e tensão em regime permanente. 159. No Módulo 8, o tópico sobre o controle do fator de potência é conciso. Fica estabelecido que esse controle deve ser efetuado por medição permanente e obrigatória no caso de unidades consumidoras em MT e AT ou por medição individual facultativa nos casos de unidades consumidoras do Grupo B com instalações conectadas em BT. 160. Para as disposições relativas à conformidade dos níveis de tensão de energia elétrica em regime permanente, o Módulo trata das questões já presentes na Resolução nº 505/2001. Assim, o Módulo apresenta os aspectos sobre a classificação da tensão de atendimento, contemplando a regulamentação dos indicadores individuais DRP (Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária) e DRC (Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica), além do indicador coletivo ICC (Índice de Unidades Consumidoras com Tensão Crítica). 161. Nesse sentido, estão abrangidos no Módulo 8 os procedimentos da medição amostral necessária a apuração do nível de tensão em regime permanente, incluindo os critérios de medições solicitadas pela aneel, o registro dos dados de medições solicitadas e o envio dos indicadores obtidos da medição amostral 162. Ainda sobre os aspectos relativos à tensão em regime permanente contidos na Resolução nº 505/2001, o Módulo 8 contempla os prazos para regularização dos níveis de tensão e os critérios de compensação pelo serviço inadequado. 163. Como inovação dos itens já previstos na Resolução nº 505/2001, o Módulo 8 estabelece os procedimentos para a determinação de índices equivalentes por consumidor. Assim, ficam definidos os cálculos do índice DRPE (duração relativa da transgressão para tensão precária equivalente) e do índice DRCE (duração relativa da transgressão para tensão critica equivalente). 164. Já para a qualidade do serviço, o Módulo 8 trata da metodologia para apuração dos indicadores de continuidade da distribuição de energia elétrica às unidades consumidoras, além dos tempos médios de atendimento a ocorrências emergenciais. 165. Especificamente sobre a regulamentação dos tempos médios de atendimento a ocorrências emergenciais, o Módulo 8 contempla todas as disposições contidas na Resolução nº 520/2002 e, assim, apresenta os procedimentos para cômputo, registro e armazenamento dos dados de indicadores relativos a essas ocorrências. Nesse caso, o Módulo 8 também implica em algumas alterações na Resolução nº 520/2002. 166. Ainda sobre a qualidade do serviço, para os indicadores de continuidade, o Módulo aborda as disposições contidas na Resolução nº 024/2000. Deste modo, fica contemplada a regulamentação dos indicadores de continuidade de conjunto DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e dos indicadore s de continuidade individuais DIC (Duração de Interrupções por Unidade Consumidora ou ponto de conexão),



FIC (Freqüência de Interrupções por Unidade Consumidora ou ponto de conexão ) e DMIC (Duração Máxima das Interrupções por Unidade Consumidora ou ponto de conexão considerado). 167. Com isso, ficam incluídos no módulo os aspectos relacionados aos seguintes itens: interrupções a serem consideradas para cálculo dos indicadores; coleta e armazenamento dos dados de interrupções; duração da interrupção a ser considerada; período de apuração e cálculo dos indicadores. Ainda estão presentes os procedimentos para formação dos conjuntos e os critérios para o estabelecimento de novos padrões. 168. Dentre as inovações, um ponto merece destaque. Conforme consta atualmente na Resolução nº 024/2000, as distribuidoras estão sujeitas, até dezembro de 2008, ao pagamento de penalidade por violação de padrão do indicador de continuidade de conjunto (DEC e FEC). 169. Assim, com a iminência do término da aplicação da penalidade por violação dos padrões de DEC e FEC, a SRD realizou estudo para redimensionar os padrões de continuidade individual. O estudo consistiu em determinar novos padrões de DIC, FIC e DMIC considerando o impacto financeiro acarretado por essa alteração. 170. Esse estudo é detalhado em nota técnica específica, que será divulgada conjuntamente com os documentos relativos à AP 014/2008. Ademais, destaca-se que o resultado do estudo e os novos valores para os indicadores individuais DIC, FIC e DMIC foram incorporados no PRODIST. 171. Ressalta-se que tal disposição não constava na minuta disponibilizada em audiência pública e, assim, se constitui em uma inovação incorporada ao Módulo. Além de constarem no próprio texto do PRODIST, os novos valores para padrões de continuidade individ ual serão inseridos nas tabelas 1 a 5 da Resolução nº 024/2000. 172. Por fim, destaca-se que todas as distribuidoras deverão, a partir de janeiro de 2009, obedecer aos novos padrões de continuidade individual, incluindo aquelas distribuidoras que possuem resoluções específicas com a determinação de indicadores individuais (algumas distribuidoras possuem valores diferentes da nas tabelas 1 a 5 da Resolução nº 024/2000). III.8.2 Análise de Contribuições 173. Conforme comentado, o Módulo 8 criou procedimentos para a determinação dos índices equivalentes por consumidor DRPE e DRCE, relativos ao nível de tensão em regime permanente. Porém, algumas contribuições sugeriram a eliminação desses indicadores equivalentes, o que não foi aceito, já que a criação desses índices objetiva estimular o progresso nos níveis de qualidade. 174. Diferentes proposições sugeriram o aumento do prazo para regularização dos níveis de tensão não adequados, prazo que já se encontra vigente na Resolução n.º 505/2001. Considerando-se que o aumento desse prazo não contribui no processo de melhoria dos níveis de qualidade, as contribuições não foram aceitas.



175. Ainda sobre nível de tensão, algumas sugestões recebidas admitem que não existe a necessidade de compensação de todos os consumidores que foram submetidos a níveis de tensão inadequados. Ou seja, foi sugerido que as compensações só deveriam ser feitas aos consumidores que reclamaram, independentemente do conhecimento, por parte da distribuidora, da existência de níveis inadequados. 176. Contudo, entend e-se que o fato da distribuidora possuir conhecimento da existência de tensão não adequada por si só gera a obrigação da correção e de compensação daquelas unidades consumidoras que estiveram submetidas ao problema, independente de reclamação de consumidores. Assim foram recusadas as sugestões que vinculavam a compensação apenas quando solicitadas pelos consumidores. 177. Conforme comentado, o Módulo traz inovações para o segmento de distribuição ao considerar os fenômenos distorções harmônicas, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e variações de tensão de curta duração. 178. Diversas proposições apontavam para mudanças nos aspectos relativos aos distúrbios citados no item anterior. Algumas contribuições foram aceitas, porém a análise adotada em alguns pontos foi conservadora, mantendo a posição de que, em momento posterior à aprovação do PRODIST, serão definidos critérios para estabelecer os procedimentos, as responsabilidades e os prazos envolvidos. Ou seja, manteve-se a atitude indicativa sobre esses tópicos, sem a determinação de valores limites e sem a obrigatoriedade, em um primeiro momento, de medição e levantamento desses distúrbios. 179. Em outro item, na minuta disponibilizada em audiência fica estabelecido que o armazenamento de dados relativos aos indicadores de qualidade apurados deve ser realizado pela distribuidora por período mínimo de 5 anos. Pelas contribuições, os dados deveriam ser mantidos por um período mínimo de 3 anos, estabelecendo um período mínimo de armazenagem dos dados, “concatenando o prazo com o estabelecido no Código Civil”. Contudo, entende-se que não se aplica ao caso as determinações interpostas pelo Código Civil no que tange à prescrição e, assim, as contribuições não foram aceitas. 180. Outro tema que recebeu diferentes contribuições refere -se à compensação ao consumidor que foi submetido à violação do padrão de continuidade individual (conforme critérios contidos na Resolução nº 024/2000) ou submetido a níveis de tensão inadequados (violação dos níveis de conformidade de tensão em regime permanente, conforme critérios estabelecidos na Resolução nº 505/2001). 181. A minuta do Módulo 8 disponibilizada em audiência pública propunha algumas alterações nas fórmulas destinadas ao cálculo de compensação ao consumidor, determinando que a compensação será calculada baseando-se no valor do encargo de uso do sistema de distribuição e não mais no valor líquido das faturas de energia elétrica dos consumidores. Como essas alterações geram modificações nas Resoluções, esse tema é detalhado nos itens a seguir.



III.8.3 Das alterações na Resolução nº 024, de 27 de janeiro de 2000 182. A aprovação do Módulo 8 implica na alteração dos artigos 3°, 7º, 8º, 10, 13, 17, 18, 19 e 21 da Resolução n° 024/2000, sendo que a proposta para o art. 3º apenas realiza pequeno ajuste na definição de “Dia Crítico”, além de incluir a definição de “Ocorrência Emergencial”. 183. Com isso, Dia Crítico é definido como aquele “dia em que a quantidade de ocorrências emergenciais, em um determinado conjunto de unidades consumidoras, superar a média acrescida de três desvios padrões dos valores diários. A média e o desvio padrão a serem usados serão os relativos aos vinte e quatro meses anteriores ao ano em curso, incluindo os dias críticos já identificados”. 184. Já o termo Ocorrência Emergencial é definido como o “evento na rede elétrica que prejudique a segurança e/ou à qualidade do serviço prestado ao consumidor, com conseqüente deslocamento de equipes de atendimento de emergência”. 185. A alteração no art. 7º da Resolução n° 024/2000 altera os critérios de expurgo na apuração dos indicadores DEC e FEC. Ou seja, na apuração desses indicadores deverão ser consideradas todas as interrupções que atingirem as unidades consumidoras, admitindo, além dos itens já previstos no artigo, os seguintes itens:

• ocorridas em dia crítico;

• suspensão por inadimplemento do consumidor ou por deficiência técnica e/ou de segurança das instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros, previstas em regulamentação;

• vinculadas a programas de racionamento instituídos pela União;

• oriundas de atuação de esquemas de alívio de carga solicitado pelo ONS. 186. Sobre o primeiro item, ressalta-se que, em dias críticos, o número de ocorrências emergenciais é considerado elevado quando comp arado aos demais dias. Estatisticamente, a quantidade de ocorrências do dia crítico possui alto grau de dispersão em torno da média da amostra. Assim, o dia crítico pode ser considerado um valor atípico e não deve ser utilizado para caracterizar a distribuição dos dados de ocorrências emergenciais. 187. O expurgo de interrupções ocorridas em dias críticos permite que a distribuidora dimensione corretamente suas equipes de atendimento de emergência. Caso a distribuidora determinasse suas equipes de atendimento de emergência considerando as ocorrências do dia crítico, aconteceria sobredimensionamento de pessoal, de veículos e de acessórios necessários ao atendimento. 188. Sobre o segundo item, destaca-se que, atualmente o texto vigente já prevê o expurgo das interrupções decorrentes de suspensão por inadimplemento do consumidor. Nesse sentido, o ajuste na resolução contempla o expurgo das interrupções causadas por “suspensão por inadimplemento do



consumidor ou por deficiência técnica e/ou de segurança das instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros”. 189. Os dois últimos itens já estão previstos no art. 13 do texto vigente e, assim, o objetivo da alteração é reunir em único artigo os itens passíveis de expurgo na apuração dos indicadores DEC e FEC. 190. Com isso, destaca-se que a alteração proposta no artigo 7º apenas inova no primeiro item (dia crítico) e parcialmente no segundo item (suspensão por deficiência técnica e/ou de segurança), tendo em vista que outros itens já eram previstos na Resolução. 191. Já alteração no caput do artigo 17 vincula o processo de determinação dos valores das metas anuais dos indicadores de continuidade dos conjuntos de unidades consumidoras ao processo de Audiência Pública de Revisão Tarifária Periódica. Assim, anteriormente ao estabelecimento por meio de Resolução específica, os valores das metas anuais dos indicadores serão disponibilizados na referida Audiência Pública. 192. Considerando que o processo de definição de metas ocorrerá simultaneamente à revisão das tarifas, a alteração do § 3º e a revogação dos §§ 1º e 2º do artigo 17 objetivam por fim ao processo de revisão extraordinária das metas anuais de DEC e FEC. Já a alteração no § 2º e a revogação do § 3º do artigo 8º eliminam o processo de revisão extraordinária da configuração de conjuntos de unidades consumidoras. 193. Assim, a distribuidora poderá propor revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras apenas quando do estabelecimento das metas anuais dos indicadores de continuidade. Ou seja, a reconfiguração dos conjuntos é permitida apenas no momento da Revisão Tarifária Periódica. 194. Já a alteração no caput do artigo 10 determina que os atributos físicos elétricos dos conjuntos de unidades consumidoras sejam encaminhados à ANEEL até o último dia útil do mês subseqüente ao trimestre de apuração. O objetivo é determinar que os atributos sejam enviados em um período de tempo compatível com o processo de Audiência Pública de Revisão Tarifária Periódica, conciliando com disposto no item 191 desta Nota Técnica. 195. No artigo 13, a alteração é um ajuste decorrente da mudança no artigo 7º (comentada acima no item 185). 196. A modificação no artigo 21 da Resolução nº 024/2000 altera a forma de cálculo da compensação aos consumidores que tiveram violação do padrão de continuidade individual (na fórmula presente no referido artigo, altera-se o parâmetro “CM” e aumenta o valor ponderador “Kei”). 197. Assim, a compensação será calculada baseando-se no valor do encargo de uso do sistema de distribuição e não mais no valor líquido das faturas de energia elétrica dos consumidores, (conforme mudança no parâmetro “CM”).



198. A mudança é justificada pelo fato da distribuidora ser remunerada pelo uso da rede, sendo o valor da energia repassado aos consumidores finais. Assim entende-se que o cálculo da compensação ao consumidor deve ser baseado no “serviço fio” pelo qual a distribuidora é remunerada. 199. Dessa forma, em função da mudança no parâmetro “CM”, o coeficiente de majoração “Kei” é alterado, funcionando como um ponderador no valor final da compensação. Nesse sentido, considerando que a relação entre o valor líquido da fatura e a TUSD varia de acordo com nível de tensão, foi necessário definir 3 valores distintos ao coeficiente “Kei” (valores para baixa tensão, média tensão e alta tensão). 200. Assim, de modo a manter a proporção do valor da compensação, foram adotados os seguintes valores:

kei = Coeficiente de majoração cujo valor fixado em 17 (dezessete), para unidades consumidoras atendidas em Baixa Tensão.

kei = Coeficiente de majoração cujo valor fixado em 22 (vinte e dois), para unidades consumidoras atendidas em Média Tensão.

kei = Coeficiente de majoração cujo valor fixado em 30 (trinta), para unidades consumidoras atendidas em Alta Tensão.

201. Esses valores foram adotados baseando-se em uma média para a relação entre o valor liquido da fatura e a TUSD de todas as distribuidoras do Brasil, já que essa relação é diferente entre as distribuidoras do país. 202. Por fim, em função da determinação de novos para padrões de continuidade individual, conforme comentado nos itens 168 a 172 da presente Nota técnica, são necessárias alterações nos artigos 17, 18 e 19 da Resolução nº 024/2000. 203. Nesse sentido, para o artigo 17, é realizada alteração nos parágrafos 5º e 7º, adequando a redação às novas disposições e esclarecendo que todas as distribuidoras deverão, a partir de janeiro de 2009, obedecer aos novos limites. Ainda no artigo 17, as tabelas 1 a 5 serão reescritas com os novos valores de indicadores individuais. 204. Já os artigos 18 e 19 são revogados com objetivo de acabar com as disposições sobre as resoluções especificas de DIC e FIC. III.8.4 Das Alterações na Resolução nº 505, de 26 de novembro de 2001 205. Para Resolução nº 505/2001, a aprovação do Módulo 8 implica na alteração dos artigos 7º, 18 e 20.



206. O artigo 7º dessa Resolução estabelece as fórmulas para cálculo do índice de duração relativa da transgressão para tensão precária (DRP) e o para tensão crítica (DRC). A alteração nesse artigo visa apenas esclarecer o critério que deve ser utilizado para o cálculo dos índices de unidades consumidoras bifásicas ou trifásicas. Nesse sentido, a modificação define que cada unidade consumidora tenha uma única representação de DRP e DRC, seja a unidade do tipo monofásica, bifásica ou trifásica. 207. O artigo 18 da Resolução nº 505/2001 prevê que “as áreas ou sistemas que apresentem situações com impossibilidade técnica de solução nos prazos estabelecidos nos arts. 16 e 17 desta Resolução, desde que estejam relacionadas a atos regulatórios do Poder Concedente ou da ANEEL, deverão ser relatadas e justificadas formalmente à ANEEL, para aprovação, até outubro de cada ano, com indicação das providências e prazos necessários para a sua regularização”. A alteração provocada pelo texto do Módulo 8 observa uma modificação na redação deste artigo, já que exclui o seguinte período: “desde que estejam relacionadas a atos regulatórios do Poder Concedente ou da ANEEL”, além de propor pequenas modificações na redação. 208. Já a atual redação do artigo 20 da Resolução nº 505/2001 trata da compensação pelo serviço inadequado (violação dos níveis de conformidade de tensão em regime permanente), utilizando-se a fórmula seguinte:

( ) ( )32

M1

M .k.k100

DRCDRC.k

100DRPDRP

Valor

−

+−

=

Onde: DRP - Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária, em %; DRPM – Valor Máximo permitido para DRP, em %; DRC - Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica, em %; DRCM - Valor Máximo permitido para DRC, em %.

209. Considerando que os valores de DRP, DRPM, DRC e DRCM já são expressos em valores percentuais, não é necessária a existência dos denominadores da expressão. Assim, a primeira alteração sugerida para esse artigo elimina o valor “100” dos denominadores da fórmula de compensação. 210. Ademais, o caput do artigo, na redação vigente, estabelece que somente no caso de reclamação por parte do consumidor, esse terá direito à compensação. Assim, a segunda mudança no artigo 20 objetiva contemplar a compensação às unidades consumidoras submetidas a tensões inadequadas, independentemente da motivação que levou a identificação da inadequação. Ou seja, independentemente de a identificação ter ocorrido por reclamação do consumidor ou em razão da medição amostral. 211. Já a terceira alteração no artigo 20 é análoga à modificação no artigo 21 da Resolução nº 024/2000 (comentada nos itens 196 a 201 desta Nota Técnica). Com a mudança, a compensação será



calculada baseando-se no valor do encargo de uso do sistema de distribuição e não mais no valor líquido das faturas de energia elétrica dos consumidores (conforme alteração no parâmetro “k3”). 212. Com isso, novamente determina-se que o cálculo da compensação ao consumidor deve ser baseado no “serviço fio” pelo qual a distribuidora é remunerada. Para realizar uma ponderação no cálculo e, de certa forma, manter a magnitude do valor final da compensação, os valores propostos para as constantes k1 e k2 foram alterados. 213. Conforme já comentado, a relação entre o valor líquido da fatura e a TUSD varia de acordo com nível de tensão e, assim, adotou-se os seguintes valores:

k2 = 7, para unidades consumidoras atendidas em Baixa Tensão;

k2 = 5, para unidades consumidoras atendidas em Média Tensão;

k2 = 3, para unidades consumidoras atendidas em Alta Tensão; 214. Novamente foi necessário adotar valores baseando-se em uma média para a relação entre o valor liquido da fatura e a TUSD de todas as distribuidoras do Brasil. 215. Cabe ressaltar que, para o caso da Resolução nº 505/2001, já existia a previsão para a compensação ser calculada utilizando-se o valor líquido da fatura de energia elétrica ou do encargo de uso do sistema de distribuição, referente ao mês de apuração. 216. Nesse sentido a Resolução define que, “até a publicação dos valores da parcela correspondente ao uso do sistema de distribuição, discriminados das tarifas de fornecimento, o valor do coeficiente “k3” deverá ser calculado considerando o valor líquido da fatura de energia elétrica referente ao mês da apuração, no caso de consumidores cativos”. 217. Já “após a publicação dos valores da parcela correspondente ao uso do sistema de distribuição, discriminados das tarifas de fornecimento, o valor do coeficiente “k3” deverá ser calculado considerando os encargos de uso do sistema de distribuição referentes ao mês da apuração, tanto para consumidores cativos como para consumidores livres”. 218. Ou seja,a atual redação da Resolução prevê mudança em um dos componentes da fórmula, mas não prevê o aumento no ponderador, de modo que o valor final das compensações ficou reduzido após a publicação dos valores da parcela correspondente ao uso do sistema de distribuição. 219. Assim, considera-se oportuna a alteração nos ponderadores da fórmula presente no artigo 20 da Resolução nº 505/2001. III.8.5 Das alterações na Resolução nº 520, de 17 de setembro de 2002 220. Por fim, a aprovação do Módulo 8 implica na alteração dos artigos 2°, 3º 6º e 7º da Resolução nº 520/2002.



221. A resolução nº 520/2002 define o tempo de mobilização de uma equipe de atendimento de emergência como sendo o intervalo de tempo compreendido entre o conhecimento da existência de uma ocorrência emergencial, a preparação da equipe, o deslocamento e o instante de chegada da equipe ao local da ocorrência. Note que, por essa definição, a Resolução não contempla as atividades de manutenção realizadas pela equipe no local da ocorrência e, assim, não considera o tempo de execução do serviço. Com isso são considerados apenas o Tempo de Preparação – TP e o Tempo de Deslocamento – TD. 222. As alterações sugeridas no PRODIST estabelecem a definição do Tempo de Execução – TE, como sendo o intervalo de tempo compreendido entre o instante de chegada ao local da ocorrência até o restabelecimento, pela equipe de atendimento, de cada ocorrência emergencial. 223. Nesse sentido, a partir dessa mudança, são necessárias alterações em três artigos da Resolução nº 520/2002: artigos 2º, 6º e 7º, de forma a contemplar todas as etapas do serviço, ou seja, o Tempo Médio de Atendimento a Emergências –TMAE deve ser calculado como a soma do Tempo de Médio de Preparação – TMP, Tempo Médio de Deslocamento – TMD e Tempo Médio de Execução – TME, utilizando a seguinte fórmula:

TMAE = TMP + TMD + TME

224. Na fórmula acima, os tempos são expressos em minutos. Cada tempo médio é calculado como a razão entre um determinado tempo e o número de ocorrências emergenciais verificadas no conjunto de unidades consumidoras. III.8.6 Das revogação das Resoluções Específicas de DIC e FIC 225. Considerando que todas as distribuidoras devem atender aos novos valores para os indicadores individuais, todas as resoluções específicas sobre o tema serão revogadas. Com isso, a resolução que aprovará o PRODIST possui menção para revogação de todas as resoluções especificas. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 226. A Lei nº. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, responsável por instituir a ANEEL, estabelece, em seu a artigo 2º, que a finalidade da Agência é regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal. 227. O artigo 4°, do anexo do Decreto nº. 2.335, de 06 outubro de 1997, estabelece, nos seguintes incisos, que à ANEEL compete:

“III - propor os ajustes e as modificações na legislação necessários à modernização do ambiente institucional de sua atuação;”



“IV - regular os serviços de energia elétrica, expedindo os atos necessários ao cumprimento das normas estabelecidas pela legislação em vigor;” “VII - aprovar metodologias e procedimentos para otimização da operação dos sistemas interligados e isolados, para acesso aos sistemas de transmissão e distribuição e para comercialização de energia elétrica;” “IX - incentivar o combate ao desperdício de energia no que diz respeito a todas as formas de produção, transmissão, distribuição, comercialização e uso da energia elétrica;” “XVI - estimular a melhoria do serviço prestado e zelar, direta e indiretamente, pela sua boa qualidade, observado, no que couber, o disposto na legislação vigente de proteção e defesa do consumidor;”

228. Destaca-se que diversas Resoluções da ANEEL já citam os Procedimentos de Distribuição em seu texto. Além dos Procedimentos de Rede, são exemplos de regulamentos que trazem citações sobre o PRODIST:

• Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999;

• Resolução nº 371, de 29 de dezembro de 1999;

• Resolução nº 715, de 28 de dezembro de 2001;

• Resolução nº 433, de 26 de agosto de 2003;

• Resolução nº 068, de 8 de junho de 2004;

• Resolução nº 234, de 31 de outubro de 2006;

• Resolução nº 247, de 21 de dezembro de 2006; entre outras. V. DA CONCLUSÃO 229. As ações da ANEEL objetivam modicidade e equilíbrio, criando condições favoráveis para o desenvolvimento do mercado de energia elétrica. Nesse sentido, o PRODIST foi escrito com vistas a não permitir a simples solidificação de todos os conceitos atualmente utilizados na distribuição de energia elétrica e foi elaborado com o objetivo de induzir o setor na direção de práticas mais competitivas e eficientes. Buscou-se sempre o tratamento não discriminatório entre os agentes, definindo regras e procedimentos específicos, determinando as responsabilidades entre as partes e estabelecendo um fluxo de informações entre os agentes e à ANEEL.



230. Diante da publicidade adotada e diante da abertura para o debate e participação na elaboração dos documentos, o PRODIST foi concluído de forma harmônica com os Procedimentos de Rede e com os demais regulamentos aprovados pela Agência. Além do processo instaurado pela Audiência Publica 014/2008, o PRODIST foi tema de várias reuniões entres diferentes agentes, incorporando diversas contribuições para aperfeiçoamento dos Módulos. 231. Na Audiência Publica 014/2008, realizada com período de 60 (sessenta) dias e com sessão presencial, foram recebidas 1661 contribuições de 52 de diferentes agentes do setor elétrico e da sociedade em geral 232. A tabela abaixo apresenta um resumo das alterações realizadas pelos oito Módulos do PRODIST:

Módulo do PRODIST Resolução nº Alterações

Módulo 2 166/2004 Revogação do artigo 34

Módulo 3 112/1999 Alteração do artigo 14

Módulo 8 024/2000 Alteração dos artigos 3°, 7º, 8º, 10, 13, 17, 18, 19 e

21

Módulo 8 505/2001 Alteração dos artigos 7º, 18 e 20

Módulo 8 520/2002 Alteração dos artigos 2º, 3º, 6º e 7º

Tabela 3 – Lista de alterações em resoluções vigentes. 233. Além do indicado na tabela anterior, a minuta de resolução que aprovará o PRODIST possui artigos que tratam de temas normativos específicos dos Módulos e que não necessitam de revogação/alteração em regulamentos vigentes. 234. Após a realização de processo de audiência pública e diante do exposto, conclui-se que os Procedimentos de Distribuição - PRODIST estão aptos para entrarem em vigor.



VI. DA RECOMENDAÇÃO 235. Recomenda-se que o processo em referência seja encaminhado para análise da Diretoria Colegiada da ANEEL, com vistas à deliberação da minuta de resolução e dos oito Módulos dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST.

DAVI RABELO VIANA LEITE

Especialista em Regulação

HUGO LAMIN


JOÃO MARCELO C. DE ALBUQUERQUE


LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ Especialista em Regulação

RAQUEL GONÇALVES CARVALHO Especialista em Regulação

RENATO EDUARDO FARIAS DE SOUSA


ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação

De acordo:

JACONIAS DE AGUIAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição

nota técnica n° 0226/2008-srd/aneel processo: … · disponibilizadas informações sobre os...

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