nota técnica nº 0100/2015-srd/aneel

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

48554.002347/2015-00

Nota Técnica n° 0100/2015-SRD/ANEEL

Em 3 de dezembro de 2015.

Processos: 48500.003282/2011-53

Assunto: Análise das Contribuições encaminhadas à Consulta Pública nº 18/2014.

I. DO OBJETIVO 1. Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar um resumo das contribuições encaminhadas no âmbito da Consulta Pública (CP) nº 18/2014, no que se refere à revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST para a regulamentação dos fenômenos: desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de tensão e variações de tensão de curta duração. II. DOS FATOS 2. A Consulta Pública nº 18/2014 foi instaurada por meio de intercâmbio documental, com período para envio de contribuições compreendido entre 29 de dezembro de 2014 e 30 de março de 2015. 3. Nesta Consulta foi disponibilizada a Nota Técnica nº 105/2014-SRD/ANEEL, de 23 de dezembro de 2014, com as sugestões para o aprimoramento da regulamentação que trata da qualidade do produto constante na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST. 4. Finalizada a Consulta, foram registradas 16 contribuições, encaminhadas por fabricantes, universidade, consumidores, distribuidoras, associações representativas e outras entidades. A análise contida nesta Nota Técnica sintetiza os diversos pontos de vista dos participantes, os quais são listados a seguir:

ABRADEE ABRACE AES Brasil Companhia Energética de Brasília - CEB CEEE Eletrobrás CEPEL EMBASA ENGUIA GEN CE LTDA GGQEE UNIFEI Grupo CPFL

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4C6827B30033D666 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR WESLEY FERNANDO USIDA, LEONARDO MENDONCA OLIVEIRA DE QUEIROZ, HUGO LAMIN

Fl. 2 Nota Técnica nº 0100/2015–SRD/ANEEL, de 03/12/2015.


Grupo EDP – Energia do Brasil IMS Power Quality Kron Instrumentos Elétricos ONS Sociedade Brasileira de Qualidade da Energia Elétrica - SBQEE FIRJAN

5. Os documentos relativos à Consulta Pública em tela estão disponíveis na página eletrônica da Agência (www.aneel.gov.br), no caminho: “Página Inicial>>Espaço do Consumidor>>Audiências /Consultas>> Consultas Públicas>> Nº 018/2014”. III. DA ANÁLISE 6. Trinta questões sobre qualidade do produto foram colocadas em Consulta Pública. As respostas apresentadas pelos agentes foram compiladas nas subseções a seguir. 7. Além das respostas às questões do documento disponibilizado em Consulta, algumas contribuições (ABRACE, ABRADEE, AES BRASIL, CEB, CEEE-D, ELETROBRAS, EMBASA, Enguia Gen, GQEE UNIFEI, Grupo CPFL, Grupo EDP, IMS, KRON, SBQEE e FIRJAN) apresentaram informações adicionais com textos ilustrativos e análises mais aprofundadas de alguns tópicos. Estas estão disponíveis no site da ANEEL, no espaço destinado à Consulta Pública nº 18/2014. 8. Na Consulta, o tema da qualidade do produto no sistema de distribuição de energia elétrica no Brasil foi dividido em seis tópicos: Indicadores da Qualidade do Produto, Definição de Limites, Instrumentação e Metodologia de Medição, Acompanhamento dos Indicadores, Critérios de Acesso e Análise de Impacto Regulatório. 9. O resumo das contribuições será apresentado nas seções a seguir, de acordo com os tópicos mencionados no parágrafo anterior. III.1 Indicadores da Qualidade do Produto e Tratamento estatístico 10. Em relação aos temas relacionados nesta seção, foram colocados 8 (oito) questionamentos na Nota Técnica nº 105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014. As contribuições a essas questões serão apresentadas por fenômeno relacionado à qualidade do produto, conforme descrição a seguir. Questão 1 11. Para o fenômeno de distorções harmônicas, foi questionado se os indicadores propostos pela ANEEL estão adequados. 12. As contribuições da ABRADEE, AES Brasil, Grupo CPFL, Kron e SBQEE manifestaram-se a favor dos indicadores propostos.





13. O Grupo CPFL entende que os valores de referência para os indicadores de harmônicas individuais de tensão devem permanecer no PRODIST para que possam ser utilizados como parâmetros nos estudos para avaliação do impacto das distorções harmônicas quando da conexão de cargas potencialmente perturbadoras. Também entende que a ANEEL deva acompanhar apenas as distorções harmônicas totais de tensão que possibilitam uma visão geral do fenômeno. Por fim, em relação à extensão do acompanhamento até 40ª ordem harmônica, apesar de estar alinhada com a norma IEC 61000-3-6, destaca que essa ordem pode não trazer resultados práticos perceptíveis, pois a partir da 15ª ordem harmônica as contribuições tendem a não ser tão significativas para avaliação do fenômeno de distorção harmônica. 14. O ONS relatou sobre a necessidade de equalizar os limites das distorções harmônicas do PRODIST para as tensões ≥ 69 kV aos Procedimentos de Rede e também atribuição de fiscalização dos indicadores de distorções harmônicas à ANEEL. 15. A Kron ressalta que armazenar os 1008 registros (10 em 10 minutos) dos novos indicadores de distorção harmônica implicará no aumento do poder de processamento dos instrumentos, assim como o tamanho da memória, ocasionando, desta forma, aumento no custo. Sugere que os novos parâmetros de THD sejam opcionais. Questão 2 16. Para o fenômeno de desequilíbrio de tensão, inseriu-se uma questão sobre a adequabilidade do indicador percentil 95%. As contribuições da ABRADEE, AES Brasil, Grupo CPFL, Kron e SBQEE concordam com o indicador proposto. Por outro lado, o ONS considera a necessidade de equalizar as flutuações de tensão para as tensões ≥ 69 kV aos Procedimentos de Rede. 17. A ABRADEE ainda destaca que os valores de referência do indicador para os diversos níveis de tensão devem estar coerentes com aqueles presentes na regulamentação vigente. E, também destaca que o avanço no tema ocorra de forma gradual e parcimoniosa, permitindo assim a maturação dos agentes envolvidos. 18. Já a AES Brasil ressalta a importância da isenção da observância dos limites da qualidade do produto nos circuitos remanescentes, quando da transferência da carga de circuitos interrompidos. 19. O Grupo CPFL lembra que a metodologia proposta de utilização do Percentil 95% em relação à medição semanal (1008 leituras) difere daquela que vinha sendo utilizada pelo PRODIST e pelos Procedimentos de Rede, que preveem a utilização do Percentil 95% máxima dentre aqueles apurados diariamente no período de sete dias. Destaca também que os benefícios obtidos pela mudança da base temporal de análise do Percentil 95% devem ser mais bem explorados e que não se pode deixar de observar que a consistência/comparação de valores de referência entre metodologias de apuração distintas de forma automática sem uma base de medições para estudos traz certa insegurança para avaliação quanto à adequação da proposta ora analisada.





Questão 3 20. Com relação ao fenômeno de flutuação de tensão, a ANEEL questiona sobre a coerência da não consideração do fator de transferência no âmbito da distribuição. A ABRADEE, AES Brasil, Grupo CPFL e SBQEE concordam em desconsiderar o fator de transferência, sob a alegação de os sistemas de distribuição e transmissão são distintos. 21. Em complemento, a ABRADEE demonstra preocupação com a tratativa regulatória a ser dada às DITs no que se refere à consideração ou não do Fator de Transferência. 22. Já o ONS salienta a necessidade da utilização do Fator de Transferência na Distribuição com as devidas adequações avaliadas pela consultoria, a qual destaca as diferenças relevantes em relação ao sistema de transmissão. Questão 4 23. Sobre o melhor critério para o tratamento da massa de dados obtidos ao longo do período de medição dos fenômenos de regime permanente, a ABRADEE, a AES Brasil, o Grupo CPFL, o ONS e o SBQEE opinaram pelo percentil 95% para cálculo dos indicadores. 24. A ABRADEE e o Grupo CPFL relataram que a proposta da ANEEL está em linha com os Procedimentos de Rede e com as normas internacionais. O ONS destaca que o tratamento da massa de dados mediante percentil 95% se apoia na norma IEC e também é utilizado nos Procedimento de Rede. A SBQEE destaca que o percentil 95% tem apresentado resultados adequados em análises de desempenho das grandezas de regime permanente, mas, após um período de coleta e tratamento destes dados, poderá evoluir para a aplicação de novas metodologias de análise. Questão 5 25. Com relação à questão sobre a aplicação do percentil 95% nas 1008 leituras válidas estar aderente à realidade da distribuição, as contribuições da ABRADEE, AES Brasil, Grupo CPFL, ONS e SBQEE concordaram que a proposta da ANEEL é adequada. 26. Segundo a ABRADEE, a aplicação do percentil 95% com agregação semanal é mais adequada à realidade dos sistemas de distribuição, por tornar simples a consolidação dos indicadores quando comparada com a agregação diária, além de eliminar o problema dos expurgos dos eventos. A Associação destaca que a efetiva aplicação deve estar obrigatoriamente vinculada à aplicação concomitante dos expurgos de eventos de variações momentâneas e temporárias de tensão (expurgos dos fenômenos de regime transitório). 27. A AES Brasil contribuiu dizendo que a aplicação do percentil 95% com agregação semanal está em sintonia com as normas internacionais. No entanto, aponta a existência de diferenças significativas de sensibilidade na execução de medições em barramentos de subestação ou extremidades dos circuitos primários. Com isso, a contribuição sugere percentis distintos para cada local de medição, sendo definido mediante campanha de medição ou medição permanente ou via projeto de P&D.





28. As distribuidoras do Grupo CPFL Energia entendem que a utilização do Percentil 95% a partir das 1008 leituras atende aos objetivos propostos da ANEEL, pois torna mais simples a consolidação dos indicadores em comparação às outras metodologias. Entretanto, esses contribuintes ressaltam que a utilização do máximo Percentil 95% diário no período de sete dias pode representar melhor a sazonalidade das cargas, como já empregado no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. Também reiteram que uma avaliação mais adequada das metodologias poderia ser realizada após a obtenção de uma base de dados de medições dos fenômenos de qualidade. 29. O ONS concorda com a proposta da ANEEL, pois a mesma utiliza requisitos dos Procedimentos de Rede. 30. Por fim, a SBQEE concorda com a proposta da ANEEL, mas aponta a necessidade de alteração futura, em função do desempenho a ser verificado para cada um dos fenômenos. Questão 6 31. Nesta questão, a ABRADEE destacou que o indicador proposto desconsidera as particularidades das regiões e sazonalidades, afetando assim a correta representação quanto ao impacto deste fenômeno nos diferentes pontos da rede de distribuição. Ainda, destacou a necessidade de medições permanentes deste fenômeno em todo o país a fim de obter uma base de dados mais concisa e representativa da realidade do país, para então estruturar melhor este indicador. 32. A AES Brasil afirma a necessidade da consideração de fatores regionais, pontos de medição e sazonalidade climática para que o indicador não seja único para todo o setor elétrico. Também afirma a necessidade de validação das informações de definição dos indicadores, como o fator de ponderação, sendo testadas em uma base de dados consistente, proveniente de uma campanha de medição nacional. Ademais, sugere a segregação da rede elétrica em clusters a fim de aumentar a robustez da metodologia. 33. As distribuidoras da CPFL entendem que o indicador está adequado. No entanto, há a necessidade de maiores esclarecimentos quanto à metodologia da consultoria, que não evidencia a correlação entre o sistema de distribuição brasileiro com as curvas de sensibilidade de diferentes equipamentos a fim de estratificar as ocorrências de VTCDs, seu fator de ponderação e a sua frequência. Questionam também a representatividade das classes que são baseadas na normativa sul-africana, não por uma base de dados brasileira, de forma consolidada. Sugerem medições que representem o sistema elétrico brasileiro, para que seja possível uma melhor proposição de indicador e melhor avaliação dos reais impactos deste fenômeno no sistema de distribuição. 34. Segundo o SBQEE, a metodologia é tecnicamente interessante, porém destaca a necessidade de aperfeiçoamento quanto ao período de avaliação, que não considera a sazonalidade climática, fator determinante quanto à incidência desses eventos. Questão 7 35. Sobre os valores máximos de frequência para cada região de sensibilidade das VTCDs, a ABRACE opinou não ser adequado por considerar que o consumidor industrial poderá sofrer uma grande quantidade de desligamentos.





36. A ABRADEE afirma não ser possível opinar quanto à adequabilidade dos valores propostos uma vez que não há uma base de dados fidedigna do país. Também ressalta quanto a um maior esclarecimento a respeito da metodologia empregada para obter tais valores e afirma que o estudo realizado pela consultoria não é suficiente para representar fielmente as diferenças regionais das diferentes concessões, sazonalidade, diferenças entre áreas rurais e urbanas e diferenças na propagação desses eventos pela rede de distribuição. Reafirma a necessidade de medição permanente a fim de se obter um banco de dados consistente que permita avaliar a adequação dos valores propostos. 37. Já a AES Brasil diz não concluir quanto à adequação dos valores pela ausência de uma base de dados para validar tais valores para cada região, reforçando a necessidade de etapas anteriores à proposição do indicador. 38. O Grupo CPFL também afirma não ser possível a análise de consistência dos valores máximos de frequência de cada categoria dada a falta de transparência da metodologia utilizada para chegar a tais valores, reafirmando a necessidade de uma base de dados com medições de todo o país, o que acrescentaria quanto à aderência dos valores, considerando as peculiaridades de cada região. 39. Por fim, a SBQEE não firma posição quanto aos valores máximos de frequência, afirmando ser necessário um período de acompanhamento dos dados a fim de verificar a consistência dos valores. Questão 8 40. Sobre a adequabilidade dos fatores de ponderação do indicador FI para cada região, a ABRACE defende que os valores estão corretos em princípio. No entanto, devem ser revisados periodicamente a fim de corrigir eventuais discrepâncias e inconsistências.

41. A ABRADEE afirma não ser possível a análise da adequação dos valores de ponderação propostos, pois esta depende de uma base de dados que represente corretamente a realidade do país. Reafirma a necessidade de esclarecimentos quanto à metodologia proposta, os valores de ponderação, frequência e a definição das regiões de sensibilidade. Ainda, complementa que o período de 30 dias é insuficiente para medir, quantificar, avaliar e representar a rede quanto à ocorrência de VTCDs, e que o estudo realizado não é suficiente para a representação de diferenças regionais, sazonalidades, áreas rurais e urbanas, períodos climáticos, sendo necessária medição permanente para a consolidação de dados e de uma metodologia. Ressalta a existência de um impasse entre os fatores de ponderação atribuídos a cada região de sensibilidade com as ações de melhoria da qualidade do serviço prestadas pelas distribuidoras, pois os fatores mais severos estão atrelados a regiões as quais os religadores comumente atuam. 42. A AES Brasil destaca que não foi possível identificar a origem dos fatores de ponderação a partir dos anexos dispostos na NT e supõe uma relação direta com a norma sul-africana. A partir desta suposição, recomenda a aplicabilidade da proposta ao caso brasileiro. Também destaca o período de análise proposto pela ANEEL diferir da norma sul-africana. 43. O Grupo CPFL diz não ser possível confirmar a adequação dos valores propostos uma vez que estes foram correlacionados com a norma sul-africana, não sendo possível verificar a aderência ao sistema de distribuição brasileiro. Afirma sua discordância em relação ao posicionamento da norma sul-africana quanto à impossibilidade de estabelecimento de limites e que é necessária uma base de dados com medições realizadas por todas as distribuidoras do país, a fim de verificar a realidade de cada concessão.





Outros pontos A GQEE/CERIN/UNIFEI encaminhou as seguintes contribuições: A criação de dois indicadores de VTCD, sendo um para Afundamento Momentâneo de Tensão (AMT)

e outro para a Elevação Momentânea de Tensão (EMT); O período de medição deve ser reavaliado, alegando que 7 dias é insuficiente; A utilização de Fatores de Ponderação fundamentados na severidade do fenômeno; A inclusão de tensões acima de 1,2 pu na estratificação dos parâmetros amplitude e duração para

contabilização de eventos de VTCD; O período de apuração de 12 meses ao invés de 30 dias consecutivos para apuração da frequência de

ocorrência de eventos de VTCD, conforme a região indicada na Tabela 10 do Anexo IV da Nota Técnica nº 105/2014; e

Que a detecção e a caracterização dos eventos de VTCD devem ser realizadas por meio de instrumentos de medição que considerem como parâmetro de referência apenas uma tensão fixa.

III.2 Definição de Limites Questão 9 44. Com relação aos limites propostos na CP nº 18/2014, foram inseridos 3 (três) questões. A primeira indagou sobre a adequabilidade dos limites propostos e também sobre alternativas. 45. A contribuição da ABRACE não concorda com a proposta da ANEEL. Com isso, propõe estipular três limites de apuração, sendo 1 mensal, 1 trimestral e 1 anual, variando-se o limite em p.u. de cada um deles. 46. A ABRADEE contribuiu de forma contrária ao estabelecimento de limites para os indicadores de desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de tensão e VTCDs, sob a alegação que não há base de dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, o que impossibilita a definição de valores adequados e aderentes à realidade destas concessões. Sua sugestão é a manutenção dos valores de referência vigentes até que a regulamentação e os agentes envolvidos tenham maturidade suficiente para tal definição. Ademais, solicita desta Agência maiores esclarecimentos quanto à metodologia adotada pela Consultoria para fins de elaboração da proposta de limites para os indicadores. Sobre o indicador proposto para o acompanhamento das VTCDs e suas particularidades, considera oportuno o esclarecimento quanto à origem do número máximo de eventos por classe proposto e dos fatores de ponderação definidos para cada uma das classes de sensibilidade, valores estes que definem os limites deste fenômeno (fator de impacto base). Diz que as medições atuais são pontuais, não representando as regionalidades, sazonalidades e características sistêmicas de cada concessão. Discorda dos limites propostos, mesmo que estes sejam conservadores. Conclui sugerindo uma metodologia de definição de limites similar ao empregado pela ANEEL nos indicadores de continuidade, ou seja, limites específicos para cada uma das concessões considerando o barramento de subestações, ponto de entrega de clientes AT, excetuando a baixa tensão.





47. A AES SUL sugere em sua contribuição: (i) a definição de política pública para incentivo à fabricação de equipamentos que respeitem condições mínimas para a qualidade do produto (padronização); (ii) estudo acerca dos principais perfis de carga perturbadoras; (iii) padronização dos protocolos dos equipamentos de medição e certificação dos equipamentos, produtos e processos; (iv) estudo acerca das limitações de perturbações em equipamentos; (v) forma de incentivo ao fabricante e/ou unidade consumidora para a manutenção dos limites admissíveis; e, por fim, (vi) definição de regra regulatória contendo os novos indicadores e limites a serem observados pela distribuidora, considerando-se o impacto econômico-financeiro dos investimentos a serem realizados na rede elétrica. Destaca, ainda, que somente após as etapas descritas, os indicadores e limites deveriam ser definidos pela ANEEL. 48. O Grupo CPFL Energia ressalta que se faz necessário apresentar a metodologia adotada pela Consultoria para determinar os limites propostos para os indicadores de distorções harmônicas, pois sem conhecer a metodologia de obtenção dos limites propostos inviabiliza análises mais aprofundadas a respeito do tema. Entende que as premissas a serem adotadas devam refletir que o ponto de conexão apresenta condições reais de operação, pois assim a distribuidora terá condições de avaliar efetivamente se a entrada deste novo acessante irá corroborar para a transgressão do indicador supracitado no seu sistema de distribuição. Por fim, destaca-se que o estabelecimento de limites a serem propostos para cada um dos indicadores deve ser fundamentado em uma base de dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, permitindo avaliar de forma eficaz a aderência dos valores estabelecidos destas concessões. 49. A SBQEE entende que os valores propostos como limite estão adequados, mas para uma verificação mais consistente, é importante que a base de dados seja ampliada, para se ter uma representatividade estatística a nível Brasil. Questão 10 50. Na questão 10, a ABRACE concorda que os limites do PRODIST sejam os mesmos adotados nos Procedimento de Rede para um mesmo nível de tensão. Além disso, sugere que esses sejam mais restritivos. 51. A ABRADEE entende que os regulamentos não necessariamente precisam ser correspondentes, pois regulam realidades distintas. Entretanto, a Associação reforça que a obtenção de uma massa de dados de QEE representativa no país certamente possibilitará uma análise mais assertiva. Ademais, faz-se uma ressalva quanto à particularidade das Demais Instalações de Transmissão – DITs. No caso das DITs, as distribuidoras devem solicitar o Parecer de Acesso ao ONS, que, por vezes, tem exigido estudos detalhados e medições de QEE baseadas no Procedimento de Rede. Por outro lado, nas cláusulas dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD, estabelecidas pelo Módulo 3 do PRODIST, destaca-se a superveniência do PRODIST quando da existência de divergências. Pelo exposto, há de se definir de forma clara a tratativa a ser dada às DITs no que se refere ao atendimento dos limites dos indicadores dos fenômenos de QEE.

52. A AES Brasil contribuiu afirmando que os limites estabelecidos no PRODIST devem ser mais flexíveis do que os limites dos Procedimentos de Rede, sob a justificativa de que os sistemas de transmissão são caracterizados por redes estáticas que são dimensionadas e entram em operação após a realização de estudos específicos, enquanto as redes de distribuição são dinâmicas e recebem conexões sem a exigência de estudos aprofundados.





53. As distribuidoras do Grupo CPFL Energia manifestaram a favor dos limites coincidentes para o mesmo nível de tensão. Entretanto, ressaltam a necessidade de se investigar com maior acuidade os consumidores que estão acessando as Demais Instalações de Transmissão – DIT.

54. O ONS afirma que os limites do PRODIST são os mesmos descritos nos Procedimentos de Rede para o nível de tensão ≥ 69 kV (pontos identificados pelos Transformadores de Fronteira).

55. A SBQEE relata que limites diferentes para o mesmo fenômeno e mesmo nível de tensão, acabam gerando conflitos e dificuldades desnecessárias. Questão 11 56. Sobre a questão 11, perguntou-se se o limite de desequilíbrio em 1,5% para os barramentos em alta tensão está adequado à realidade das distribuidoras. Em geral, as contribuições não indicaram concordância com a proposta da ANEEL. 57. A ABRADEE afirma que a obtenção de uma massa de dados de medições representativa no país possibilitará uma análise mais assertiva do tema.

58. Segundo a AES Brasil, é salutar seguir as definições contidas nas normas internacionais. 59. Já as distribuidoras do Grupo CPFL Energia entendem que é imprescindível apresentar os estudos que indicam a necessidade de alteração do valor, até então definido em 2%, para o proposto de 1,5%. Além disso, relembra-se que as campanhas de medições já realizadas pelo ONS em sua prática atual de monitoramento confirmam a utilização de um indicador global de referência de 2%, conforme o Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. Por fim, entende que para avaliar de forma eficaz os valores limites de desequilíbrio propostos e sua consistência com o sistema de distribuição brasileiro, deve-se utilizar uma base de dados de medições realizadas por todas as distribuidoras. 60. Por fim, o ONS concorda que sim, desde que os limites não coincidam no nível de tensão ≥ 69 kV (pontos identificados pelos Transformadores de Fronteira) e, por sua vez, pertencentes a Rede Básica. Outros pontos 61. A contribuição da EMBASA solicita a inclusão que, para os casos de unidades do serviço público (tratamento e abastecimento de água, captação e tratamento de esgoto), ou àquelas que possuem como carga principal motores de indução trifásicos, o valor de referência Desequilíbrio de tensão deve ser igual ou inferior a 1%, sob a justificativa de que tal fenômeno causa sobrecarga nos motores elétricos de indução e seu consequente desarme por proteção, além da interrupção no serviço de abastecimento de água. III.3 Instrumentação e Metodologia de Medição 62. As contribuições acerca dos aspectos relacionados com a medição foram recebidas por meio de respostas às questões 12 a 15.





Questão 12 63. Sobre a questão 12, abstrai-se das contribuições da ABRADEE, AES BRASIL, Grupo CPFL, ONS e SBQEE, a concordância quanto à proposta da ANEEL. 64. O fabricante Kron diz que a precisão na duração dos VTCDs deveria ser diferente entre os instrumentos classe A e classe S, conforme cita a IEC 61000-4-30. Para a classe A, a Kron afirma que a precisão seria de 1 ciclo, para classe S de 2 ciclos e para o restante dos parâmetros a proposta estaria adequada. Questão 13 65. Com relação à questão 13, a ABRADEE diz que a padronização do arquivo de saída de dados pelos fabricantes de medidores é necessária. Além disso, destaca ser fundamental a pró-atividade dos fabricantes destes equipamentos a fim de se alinharem e definirem um padrão de saída.

66. As contribuições do Grupo AES Brasil e do Grupo CPFL relatam ser importante tal padronização, mas reiteram necessidade de fomentar a discussão com os fornecedores de equipamentos e sistemas de medição, estimulando a livre concorrência a partir de um mercado bem definido e perene. 67. Em complemento, o Grupo CPFL argumenta que, ao propor metodologia de apuração dos indicadores de qualidade diferente daquela que hoje é praticada pelo ONS, cumpre relembrar que os medidores de qualidade deverão atender a dois protocolos distintos, sob a pena de não se lograr êxito na busca de um protocolo uniforme de saída de dados pelos fabricantes.

68. A empresa Kron concorda que sim, porém afirma que para diversos parâmetros que constam no arquivo de saída (correntes eficaz, THD e harmônicos das correntes, potências ativa/reativa/aparente), em sua grande maioria, os instrumentos de QEE não fazem agregação de 10 minutos. Sugere adotar como opção registrar o último valor eficaz de 10/12 ciclos destes parâmetros no momento do fechamento da agregação de 10 minutos da tensão. Questão 14 69. Na questão 14, pode-se observar que as contribuições da ABRADEE, AES Brasil e Grupo CPFL remetem a competência de opinar sobre a proposta do caderno de testes ao órgão competente, INMETRO. Apenas a empresa Kron concorda que a proposta da ANEEL está adequada. Questão 15 70. Por fim, na questão 15, a ABRADEE, AES SUL e o Grupo CPFL relatam a presença de apenas dois laboratórios com capacidade técnica e instrumental para a realização de testes. Além disso, a ABRADEE e a AES SUL apontam a necessidade de certificação dos laboratórios pelo INMETRO. 71. O ONS destaca que os laboratórios nacionais devem seguir, como referência, os procedimentos de testes estabelecidos pela UFU (Universidade Federal de Uberlândia) e o ONS.





Outros pontos 72. A empresa IMS sugere como rotina de testes para análise de desempenho dos medidores de parâmetros da qualidade da energia elétrica os procedimentos detalhados na norma IEC 625861 - Medição da Qualidade da Energia em Sistemas de Fornecimento de Energia Elétrica. Segundo a IMS, a norma IEC 62586 - publicada em dezembro de 2013 – apresenta os testes de tipo de medidores de qualidade de energia elétrica. Ressalta que a citada norma complementa as já existentes IEC 61000-4-30, 6100-4-7 e 61000-4-15 referenciadas pelo Módulo 8 do PRODIST, definindo os testes necessários para o desenvolvimento e homologação de analisadores da qualidade da energia elétrica e verificando a conformidade para medidores nas classes A e S. Complementa que, apesar dos testes especificados nessa nova norma apresentarem desafios em termos de geração de sinais e complexidade dos testes, tal avanço trará benefícios à indústria de medição de qualidade de energia. III.4 Acompanhamento dos Indicadores 73. Quanto ao acompanhamento dos indicadores, seis questões (16 a 21) foram colocadas em discussão na presente Consulta. Questão 16 74. Sobre a questão 16, a AES Sul, a CEB-Dis e o Grupo CPFL apontam que os transdutores a dois elementos são expressivos no Brasil.

75. Com relação a quantidade de transdutores, as contribuições ilustram a situação de algumas distribuidoras, conforme a Tabela a seguir.

Tabela 1 – Informações sobre os transdutores a dois elementos por distribuidora.

Distribuidora Quantidade de

transdutores a dois elementos

Ainda utiliza como padrão em novas

ligações

Fonte

AES Eletropaulo 1000 (MT) A2 Abradee, AES Eletropaulo

AES Sul 350 (Grupo A) - Abradee, AES Sul

Cemig 759 - Abradee

DME Distribuição 5 - Abradee

Elektro 7038 Sim Abradee

Grupo Energisa 61 - Abradee

Light 2060 (25 kV e 13,8 kV) - Abradee

Grupo Neoenergia 1348 - Abradee

Grupo CPFL 6333 MT Abradee

Copel-Dis Não informado A4 Abradee

1 Power quality measurement in power supply systems – Part 1: Power quality instruments (PQI) e Part 2: Functional tests and uncertainty requirements.





CEB-Dis Não informado 13,8kV CEB-Dis

76. Ademais, a ABRADEE solicita maiores esclarecimentos quanto ao procedimento desenvolvido para a obtenção destes valores e questiona quanto aos valores de referência e limites permitidos devem ser mais rígidos, considerando a metodologia utilizada para a obtenção/mensuração dos mesmos. 77. A AES Sul considera importante uma análise mais aprofundada a respeito da redução de 50% do limite dos indicadores para este tipo de topologia. Propõe ainda que o fator de redução deve ser proposto a partir de uma base de dados proveniente de campanhas de medição. Questão 17 78. As contribuições à questão 17 foram consolidadas na Tabela a seguir:

Tabela 2 – Quantidade de medidores de QEE e suas respectivas classes2. Empresa Classe Modelo Local/Utilização Quantidade

Light

A ION 7650 65% dos barramentos

secundários em 138/13,8 kV e 138/25 kV

-

S KRON Mult-K NG 19% das saídas dos

alimentadores em 13,8 kV e 25 kV

-

A ION 7650 PCHs e pontos de fronteira 32

Grupo Neoenergia

S (portátil) - Reclamações 5 A (portátil) - Reclamações 2

A (fixo) - Barramento de subestações 9

A (fixo) - A serem instalados em barramento de subestações 4

DME A ION 7650 Estão sendo instalados na

saída dos alimentadores em 13,8 kV e DIT em 138 kV

-

Cemig A FLUKE 435 Reclamações 2 S FLUKE 434 Reclamações 7

Elektro - ION 8650 modelos A, B e C Pontos de fronteira, clientes livres e A2 914

Grupo Energisa A - Subestações e pontos de fronteira 6

S - Pontos de Fronteira 72

Coelce A (fixo) ION 7650 Transformadores e barramentos em 13,8 kV 201

AES Eletropaulo S (portátil) PowerNet PQ-600 Reclamação 14 A (portátil) G4500 Reclamação 4

- - Subestações (P & D) 44

AES Sul A DRANETZ PX 5 Reclamação de grandes consumidores 1

CEB-Dis

S - Ambientes abrigados 2 S - MT 2

- - Registradores exclusivos para DRP/DRC 89

2 Extraídas das contribuições da ABRADEE, AES Sul, AES Eletropaulo, Grupo CPFL e CEB-Dis.





- - DRP/DRC, carregamento e fator de potência 8

Celpa - ION 8600 C Pontos de entrega com a

Rede Básica 33

- ION 8600 C Clientes livres 11 - ION 8650 C Usinas Diesel- Elétricas 9

EDP Bandeirante

- SEL 734 Secundários de transformadores em 13,8 kV 24

A SEL 735 Secundários de transformadores em 13,8 kV 17

A ION 7650 Barras 9 - ION 7550 Barras 2

Escelsa

- SEL 734 Barramentos de 15 kV de subestações 30

- Reason RQE III Barras de 69 kV e 138 kV (não estão em operação) Cerca de 9

- ION Barras de fronteira -

Grupo CPFL

- - 70% dos medidores em pontos de fronteira -

- - - - - ION 7650 Reclamações e RISE 13

A (portátil) FLUKE 435 Reclamações e RISE 2

Copel A (portátil) - - 14 S (portátil) - - 62

Questão 18 79. Com relação questão 18, a ABRACE concorda com o critério proposto pela ANEEL, pois permite sinalizar medições de QEE em maiores densidades de cargas. Contudo, esta destaca que deve ser prevista a hipótese de o consumidor realizar a instalação da medição, senda esta aferida e reconhecida pela concessionária. 80. A ABRADEE afirma que selecionar um critério único a ser aplicado a todas as distribuidoras não é o procedimento mais adequado, pois pode não resultar na representatividade das áreas de concessão, a depender das particularidades de cada sistema. Sugere que a distribuidora já inclua os medidores de QEE na implantação de uma nova SED e também o estabelecimento de um cronograma para a implementação de medições permanentes em pontos fraqueados pelas distribuidoras, sendo as regiões representativas de suas concessões. 81. A AES Brasil entende que o critério deve ser estabelecido pelas distribuidoras, visto que pode existir subestações com potência abaixo da estabelecida com necessidade de monitoramento permanente da qualidade em função de especificidades geoelétricas.





82. O grupo CPFL entende que um critério único não seja o mais adequado, pois não garante a escolha de pontos representativos, uma vez que não considera as particularidades regionais, especificidades socioeconômicas das áreas de atuação das distribuidoras, conforme prevê a Seção 8.3 – Disposições Transitórias do Módulo 8 do PRODIST. Sugere que o processo de escolha das subestações a serem realizadas medições permanentes considere critérios técnicos que garantem a escolha de pontos representativos, com a necessidade do estabelecimento de um cronograma de instalação compatível com a capacidade de implementação das concessionárias. 83. O ONS entende que a questão deve ser discutida pelas distribuidoras e afirma estar estudando a viabilidade de implantação de medição permanente em tensões ≥ 69 kV (transformadores de fronteira). 84. A SBQEE afirma não estar de acordo com o critério de seleção das subestações, visto que no Brasil há pequenas localidades atendidas por subestações de pequeno porte. Não controlar este universo seria permanecer sem o conhecimento de Qualidade da energia no sistema de distribuição, inviabilizando avaliações rápidas e uma gestão mais eficiente do sistema. Além disso, destaca que o custo de medição é irrisório se comparado aos benefícios da posse destas informações.

85. A CEEE-D entende que deve ser especificado se os barramentos de transferência das subestações também serão pontos de medição. Também sugere esclarecimento se, a exemplo, uma subestação com potência maior ou igual a 25 MVA, composta por 2 transformadores de 12,5 MVA, também deveria ter medição nos barramentos desses transformadores, ou se seria aplicado somente aos transformadores com potência maior ou igual a 25 MVA. Questão 19 86. Com relação à questão 19, a ABRADEE é contrária ao estabelecimento de um processo regulamentado para atendimento de reclamações relacionadas aos fenômenos de qualidade do produto, acreditando que a Agência e agentes envolvidos não possuem insumos e experiências suficientes para a estruturação do processo, pedindo cautela por parte da SRD, no aprimoramento da regulamentação a fim de evitar casos de judicialização indevida de processos comerciais de reclamação. Sugere que, a fim de não onerar nenhuma das partes, a distribuidora atenda às solicitações dos consumidores prestando o devido atendimento às reclamações pontuais, dando um parecer e apoiando-o na solução de problemas. Além disso, acredita que a instalação gradual de medições permanentes no sistema já propiciará um avanço significativo no tema. 87. A AES Brasil discorda da medição eventual para outros fenômenos, alegando que causará um impacto substancial no atendimento dos prazos da ANEEL, além de custos operacionais elevados e um maior tempo de análise dos resultados. Também ressalta que esta medida demandará esforços além do necessário pelas distribuidoras, representando ineficiência ao atendimento de reclamações e um ônus desnecessário à tarifa do consumidor final. No entanto, quando a distribuidora identificar que as reclamações podem ter sido geradas por tais fenômenos, uma análise deve ser feita e as informações devem ser registradas.





88. O Grupo CPFL entende que este não é o melhor momento para a criação deste novo processo, especialmente ao que se refere a VTCDs e afirma ser um desafio pouco factível à realidade das distribuidoras. Isso devido a um déficit de insumos e experiências suficientes para que seja estruturado um processo de Gestão de Reclamações, principalmente no que diz respeito à atribuição de responsabilidades. Sugere ser mais adequado que eventuais reclamações atendidas pelas distribuidoras devem resultar em um parecer quanto à situação do ponto de conexão, visando o auxílio aos consumidores na mitigação de eventuais inconvenientes. Reiteram que só é possível mapear os pontos de maior vulnerabilidade de VTCDs através de medições permanentes, visto à aleatoriedade do fenômeno, e sugere que o avanço da regulamentação deva ser cauteloso e pautar no equilíbrio das responsabilidades entre os agentes a fim de evitar incentivos para judicialização de processos de reclamação. 89. A SBQEE afirma que sim, pois é uma oportunidade de se conhecer o desempenho do ponto monitorado, praticamente sem custos adicionais.

90. A empresa Kron contribuiu dizendo que a medição de tensão em regime permanente utiliza os instrumentos que já contemplam as medições de qualidade da energia elétrica. Em outras palavras, afirma que a estrutura utilizada será a mesma, não havendo aumento de custos. Questão 20 91. Com relação à questão 20, a ABRADEE é contrária ao aumento dos parâmetros medidos na medição amostral devido aos custos significativos envolvidos, não só na aquisição de novos medidores, quanto ao treinamento e capacitação dos profissionais envolvidos. Também devido ao fato de que um período de medição de 7 dias não é suficiente para avaliar VTCDs. Afirma que o grupo Energisa possui experiência devido à realização e gestão de campanhas de medida de QEE no desenvolvimento de projeto P&D ANEEL e que o tempo de realização da campanha ultrapassou o planejado devido à problemas de manutenção dos medidores, que apresentavam comportamentos inadequados, uma vez expostos a constantes intempéries climáticas e impactos mecânicos. 92. O Grupo CPFL também acredita que a medição amostral não deve comtemplar todos os indicadores devido aos custos associados à sua implementação, aquisição de medidores e também a não efetividade dos resultados práticos obtidos. Ressalta que as medições amostrais geralmente são realizadas em consumidores BT, dentre os quais poucos são trifásicos, e que o período de medição não possui significância estatística para os indicadores de distorção harmônica e VTCD. 93. Por outro lado, a AES Brasil concorda que a medição amostral deve contemplar os demais fenômenos a fim de identificar a necessidade de áreas que demandarão esforços de correção pela distribuidora. Afirma que as medições amostrais devem ser contempladas apenas para consumidores do grupo A, visto que os de baixa tensão são muito pouco impactados por esses distúrbios. 94. A SBQEE entende que deve ser expandido o processo de medição amostral de tensão em regime permanente para outros fenômenos.

95. A empresa Kron concorda que sim, sob os mesmos argumentos apresentados na questão 19.





Questão 21 96. Na questão 21, questionou-se a respeito do estabelecimento de penalidades quando da ultrapassagem dos limites. Em caso positivo, perguntou-se como estabelecer procedimento para atribuir responsabilidades.

97. A contribuição da ABRACE concorda que devem ser estabelecidas penalidades. A sua sugestão diz que a partir do instante em que forem confrontadas as ocorrências de VTCD com o FI de cada concessionária, a distribuidora teria um prazo para regularização, após o qual seria pertinente a aplicação de penalidades em caso de não cumprimento das ações de correção. 98. A ABRADEE entende que nesse momento não devem ser estabelecidas penalidades quando da ultrapassagem dos limites dos indicadores. Lembra ainda que práticas regulatórias de incentivo à melhoria da qualidade do produto e não de penalização em caso de descumprimento de limites precisam estar no radar da ANEEL quando mais à frente o tema vier a ser discutido. 99. A AES BRASIL pondera que: (i) na maioria das vezes, os fenômenos são provocados pelo próprio consumidor, sem qualquer gerenciamento pela distribuidora; (ii) a indenização ao consumidor certamente ensejará em sinal equivocado para o aumento de tais práticas na rede elétrica; (iii) o risco de piora da confiabilidade da rede elétrica pelo aumento da possibilidade de conexão de cargas perturbadoras à revelia (sem o conhecimento prévio) da distribuidora; (iv) o aumento dos custos da distribuidora associados ao combate de tais práticas. Sendo assim, entende a AES Brasil que tais fenômenos devem ser, tão somente, objeto de fiscalização pela ANEEL, com aplicação de multa prevista REN 63/2004, no caso de identificação de falta de diligencia nos processos de investigação e correção dos problemas identificados. 100. As distribuidoras do grupo CPFL Energia entendem que ainda não se deve estabelecer qualquer tipo de penalidade haja vista a significante proposta de avanço na regulamentação, a concorrência com outras atribuições recentemente delegadas às distribuidoras no que tange a manutenção dos níveis de tensão, os desafios técnicos e econômicos que as distribuidoras têm vivenciado diariamente e o vultuoso investimento necessário para adequação ao regulamento proposto. Neste complexo contexto, sugere-se que esta Agência concentre-se em prestar maiores esclarecimentos, evoluir e consolidar as metodologias que estão sendo propostas, incentivar a composição de uma base sólida e uniforme de medições da qualidade da energia para que possa avançar no sentido de se propor valores de referência para os indicadores quem venham a ser de fato definidos. Tão logo estas etapas tenham atingido certo grau de maturidade a ponto do regulamento estar aderente à realidade do sistema elétrico de distribuição e factível de ser cumprido, aí sim se entende que a Agência deva avançar no sentido de atribuir penalidades devido à ultrapassagem dos limites. 101. Já o SBQEE diz que neste momento deve-se conhecer a realidade do sistema elétrico e, no futuro, pode-se pensar em um aprimoramento da legislação. III.5 Critérios de Acesso 102. As contribuições acerca dos aspectos relacionados aos critérios de acesso foram recebidas por meio de respostas às questões 22 a 25.





Questão 22 103. A ABRADEE entende que a atribuição pela elaboração do RISE deverá ser do acessante, uma vez que este possui conhecimento das características de sua carga. Em complemento, destaca também que essa prática já é exigida pelos Procedimentos de Rede. 104. O Grupo AES Brasil tem opinião similar à ABRADEE. Sugere que o RISE, elaborado pelo consumidor, pode ser objeto de estudo advindo de projeto estratégico de P&D ou, ainda, fruto da avaliação dos diferentes modelos de relatórios já disponíveis nas distribuidoras. Dessa forma, o RISE ficaria padronizado e poderia ser encaminhado aos novos acessantes como parte dos estudos que estes deverão apresentar às distribuidoras, subsidiando o estabelecimento de medidas mitigadoras prévias a serem implementadas pelos novos consumidores, negociadas e definidas no parecer de acesso e durante as negociações contratuais. Por fim, destaca que a padronização do RISE prevê tratamento igualitário para todos os consumidores, ainda que atendidos em diferentes áreas de concessão. 105. As distribuidoras do Grupo CPFL diz que a responsabilidade de elaborar o RISE deve ser atribuída aos acessantes, uma vez que estes conhecem as características de suas cargas não lineares, o que possibilita a modelagem adequada para a realização dos estudos de QEE. Assim como a ABRADEE, a CPFL cita que tal procedimento consta nos Procedimentos de Rede. Ademais, alegam que essa atribuição trará maior comprometimento dos acessantes tanto no processo de acesso quanto no atendimento ao Art. 165 da Resolução 414/2010. Por fim, a CPFL demonstra preocupação quanto ao procedimento a ser adotado para obtenção da admitância interna referente às cargas dos acessantes e do equivalente no ponto de conexão. 106. Por outro lado, segundo a SBQEE, o RISE deve ser elaborado pela Distribuidora, pois essa possui maior conhecimento do seu sistema elétrico, o que facilita a definição de adequações necessárias para suprir uma carga. Questão 23 107. Em sua contribuição, a ABRADEE concorda com a proposta da ANEEL, dizendo que o RISE deve ser exigido na etapa da Solicitação de Acesso. Sugere que o prazo para que o responsável elabore esse documento seja de 60 (sessenta) dias, com a ressalva de que a violação deste prazo poderá delongar a emissão do parecer de acesso pela concessionária de energia. 108. A AES Brasil e o Grupo CPFL também opinam que o RISE deva ser apresentado na etapa de solicitação de acesso. O Grupo CPFL Energia também sugere o prazo de 60 (sessenta) dias para que o responsável elabore o documento e, ainda, reforça que o acessante deve se responsabilizar pelas análises necessárias para avaliar/mitigar os impactos da entrada de sua carga. 109. Já o ONS entende que a etapa seja após a solicitação de acesso com a apresentação do estudo de desempenho da carga não linear pelo responsável em um prazo a ser discutido no âmbito da Distribuidora.





Questão 24 110. Segundo a ABRACE, as ações de regularização, quando houver, devem considerar o ponto de vista da rede sem distúrbios, dado que um acessante não deve ser responsabilizado por problemas de QEE já existentes na rede acessada. 111. Por outro lado, a ABRADEE, a AES Brasil e o Grupo CPFL disseram que a execução das ações de regularização deve ser realizada, considerando a operação real das redes de distribuição. 112. A SBQEE opina por considerar a rede sem distúrbios, sob o argumento que a responsabilidade da degradação já presente não seja do acessante. Questão 25 113. A ABRACE acredita que a participação financeira não seja aplicável, visto que o consumidor deva arcar somente pelas ações de regularização diretamente aplicáveis aos impactos de sua carga. 114. Por outro lado, a ABRADEE entende a atribuição dos custos envolvidos deve ser atribuída aos consumidores. 115. Na mesma linha, a AES BRASIL relata que, além de abarcar as condições previstas na regulamentação vigente, a participação financeira do consumidor deva ainda contemplar eventuais custos para a adequação da rede elétrica aos padrões definidos no PRODIST. 116. De forma análoga, as distribuidoras do Grupo CPFL entendem que as melhorias necessárias para a conexão de carga perturbadora devem ser de responsabilidade do acessante e, por consequência, os custos envolvidos para realizar a adequação de sua carga ao ponto de conexão. Cita as dificuldades expostas na Nota Técnica nº 105/2014 sobre a divisão de responsabilidade pelos distúrbios de QEE. A partir disso, sugere estimular os novos acessantes a se responsabilizarem pelas perturbações causadas por suas respectivas cargas. O Grupo CPFL destaca, em sua contribuição à questão 10, alguns pontos sobre critérios de acesso que, conforme REN 068/2004 de 8/6/2004, revisada pela REN 312/2008 de 6/5/2008, os requisitantes do acesso às DIT devem encaminhar suas solicitações, acompanhadas dos dados e informações necessários à avaliação técnica do acesso solicitado, ao ONS ou à concessionária de transmissão proprietária das instalações no ponto de acesso. Dentre os dados e informações necessários à avaliação técnica do acesso solicitado, o ONS exige estudos específicos e campanhas de medições de Qualidade da Energia, conforme Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. Ressalta que a proposta da CP nº 18/2014 difere dos requisitos dos Procedimentos de Rede. 117. A SBQEE destaca que a situação é complexa e não considera razoável que um novo acessante assuma os custos atrelados a outros consumidores.





Outros pontos 118. Sobre os estudos associados às distorções harmônicas serem contemplados no RISE, o Grupo Eletrobrás sugere complementar na proposta de regulamento como deve ser obtida a impedância harmônica do sistema, argumentando que nos Procedimentos de Rede do ONS, a obtenção da impedância harmônica do sistema é extremamente complexa e reúne em um lugar geométrico os possíveis valores desta impedância considerando as principais contingências que podem ocorrer na Rede Básica. Sugere também uma maneira mais simplificada de determinar a impedância do SDMT. Por fim, destaca equalizar os limites de distorção harmônica contidos na proposta de acesso (Módulo 3) com os limites propostos para os indicadores de distorção harmônica (Módulo 8). 119. A contribuição da ENGUIA GEN LTDA sugere que no PRODIST estabeleça a obrigação à distribuidora: (i) fornecer e-mail de contato para os acessantes, a fim de formalizarem e informarem eventuais distúrbios que comprometam a qualidade do serviço; (ii) também apresentar aos acessantes os resultados de acompanhamento e controle do desempenho das distribuidoras e transmissoras, com periodicidade mensal. Argumenta que os desequilíbrios dos níveis de tensão nas distribuidoras ocorrem de forma ordinária e encontram-se na faixa de 350 a 400 Vca, menor e maior fase. Também relata que há flutuações de tensão em suas empresas que atingem valores críticos, sendo um impeditivo para a entrada em operação/sincronismo de algumas de suas plantas. III.6 Análise de Impacto Regulatório 120. Um das etapas do processo de aprimoramento do atual regulamento refere-se à Análise de Impacto Regulatório (AIR). Nesse sentido, foram inseridas algumas perguntas (questões 26 a 30) na CP nº 18/2014. A seguir, apresenta-se uma síntese das contribuições recebida sobre a AIR. Questão 26 121. Com relação a questão 26, a ABRADEE afirma que os problemas existentes são referentes à insatisfação dos consumidores, principalmente do Grupo A. 122. A AES BRASIL relata que os problemas recebidos pela distribuidora são pontuais e de pequena monta, afetando consumidores específicos. Propõe que tais fenômenos sejam monitorados para os consumidores do Grupo A, sendo objeto de monitoramento do regulador em processos fiscalizatórios. 123. As distribuidoras do Grupo CPFL afirmam que os problemas somente serão mapeados após a implementação de monitoramento permanente em suas subestações. Destaca que tal monitoramento permitirá conhecer o comportamento do sistema de distribuição frente aos fenômenos de qualidade, como também eventuais impactos aos seus consumidores. 124. O ONS aponta problemas como a deterioração no suprimento da forma de onda de tensão, seja através do aumento das variações de tensão de curta duração (VTCD), como também da proliferação de uma tensão distorcida, com flutuações e/ou desequilíbrios de tensão.





125. Segundo o SBQEE, a falta de informações relacionadas ao desempenho do sistema de distribuição frente aos fenômenos de QEE impossibilita uma adequada gestão técnica do sistema elétrico. A Sociedade acredita no monitoramento para permitir que haja uma verificação contínua das tendências de cada uma das grandezas elétricas, permitindo antecipar ações corretivas no sistema, minimizando seus efeitos aos clientes, e antecipando ações corretivas, de maneira que o problema seja conhecido pela empresa antes dos clientes reclamarem do fornecimento inadequado. Questão 27 126. A ABRADEE, AES Brasil e Grupo CPFL relataram não dispor das informações solicitadas pela questão 27. Questão 28 127. Nesta questão, a ABRADEE afirma que o benefício advindo será a maior satisfação aos consumidores. No entanto, destaca que este avanço deve ser gradual e parcimonioso, de forma a permitir às concessionárias a devida adequação, evitando a judicialização de relacionamentos comerciais entre a distribuidora e o consumidor. 128. O grupo AES Brasil afirma que esta regulamentação necessitará de monitoramento dos fenômenos, aumentando assim a qualidade da energia elétrica utilizada pelo consumidor. Entretanto, deve-se levar em consideração a relação custo/benefício da inserção destas práticas, dada a abrangência e o nível de impacto destas, visto que um maior custo para as concessionárias impactará na tarifa do consumidor. 129. O grupo CPFL entende que só será possível determinar os benefícios se a proposta for realizada com um cronograma definido, de forma a possibilitar o planejamento das distribuidoras quanto aos investimentos necessários. 130. O ONS contribui que o benefício será o controle da QEE no sistema de distribuição de forma eficaz, evitando a proliferação de correntes harmônicas e o consequente o aumento desses distúrbios na Rede Básica. 131. A SBQEE acredita que esta é uma oportunidade de evolução na gestão do sistema de distribuição, relacionado à qualidade do produto. Questão 29 132. A ABRADEE relata que os custos decorrentes da adequação do regulamento são: os associados à aquisição e manutenção de medidores, treinamento dos técnicos que farão uso dos equipamentos (manuseio e parametrização em campo); alocação dos medidores; aquisição e gerenciamento das medições; contratação de técnicos especializados para fins de extração dos registros e análise dos resultados das medições (mão de obra especializada) e desenvolvimento de sistemas para a gestão do processo e das informações. Também relata os casos das empresas do Grupo Energisa, Elektro, Light, Grupo Neoenergia, DME Distribuição, CEMIG, AES Eletropaulo, Coelce, EDP Bandeirante e EDP Escelsa.





133. A AES Brasil afirma que os custos às adequações serão advindos da contratação e qualificação das equipes, aquisição e instalação de equipamentos, adequação da infraestrutura para a coleta e armazenamento dos dados, elaboração de novos procedimentos para análise das informações extraídas e de atendimento comercial e manutenção e calibração dos equipamentos. 134. A CEB estimou valores de R$ 1.500.00,00 para substituição dos medidores existentes pelos os de classe S, R$ 25.000,00 para mudança nos programas existentes, R$ 100.000,00 em alocação de espaço adicional de disco, R$ 25.000,00 em treinamentos de pessoal e R$ 20.000,00 para laudo de 4 medidores já existentes. 135. O Grupo CPFL afirma não ser possível determinar com assertividade o montante financeiro necessário à adequação, devido à sua complexidade. No entanto, destaca que os investimentos mais elevados serão os advindos da aquisição, gestão e manutenção de medidores de qualidade, que deverão ser de classe A, devido à sua precisão. Além disso, acrescenta-se custos relacionados à logística para alocação dos medidores, desenvolvimento de sistema para armazenamento dos dados, desenvolvimento de sistema de gerenciamento dos indicadores de qualidade e demais grandezas elétricas necessárias à análise dos eventos de perturbação, contratação de mão-de-obra especializada e requalificação do quadro já existente. Questão 30 136. No que se refere à questão 30, a ABRADEE propõe a implementação de um modelo de cronograma para as distribuidoras, com ações em médio prazo, com recursos de P&D (se possível) respaldando as primeiras iniciativas. Com isso, os aprimoramentos serão introduzidos de forma gradual e parcimoniosa, concedendo tempo às distribuidoras para a adequação. 137. A AES Brasil sugere um prazo de 5 anos para a efetiva implementação, segmentado em etapas:

Etapa 1 - Definição de política pública para incentivo à fabricação de equipamentos; Etapa 2 - Estudo acerca dos principais perfis de cargas perturbadoras; Etapa 3 - Padronização dos protocolos dos equipamentos de medição e certificação dos

equipamentos, produtos e processos; Etapa 4 - Estudo a respeito das limitações de perturbações em equipamentos; Etapa 5 - Forma de incentivo ao fabricante e/ou unidade consumidora para a manutenção dos

limites admissíveis; Etapa 6 - Definição de regra regulatória contendo os novos indicadores e limites a serem

observados pela distribuidora, levando-se em consideração o impacto econômico-financeiro dos investimentos a serem realizados na rede elétrica.

138. Destaca o prazo mínimo de 2 anos para a conclusão das etapas 1 a 3. 139. Já a CEB afirmou ser necessário um ano para aquisição de novos medidores, um ano e seis meses para mudança nos programas, seis meses para alocação de espaço em disco, seis meses de treinamento pessoal (dois meses após a compra dos medidores) e dois meses para laudo dos medidores já existentes.





140. O Grupo CPFL entende que as primeiras iniciativas necessárias à adequação ao novo regulamento poderiam ser respaldadas pelos recursos P&D, com início em médio prazo, para que o aprimoramento seja implementado gradativamente. Destaca assim, a necessidade de um tempo hábil às distribuidoras e ao mercado para suportar as necessidades de produtos e serviços. 141. O ONS considera que 6 meses é um prazo razoável para completa adequação das distribuidoras. 142. A SBQEE acredita que em no máximo 3 anos as distribuidoras se adequarão ao novo regulamento. III.7 Outros Temas 143. A ABRACE entende que as VTCDs são os fenômenos que mais afetam os consumidores industriais e geram grandes danos a estes. Assim, acredita ser necessária a criação de dispositivos regulatórios para que a ANEEL possa avaliar a qualidade do produto sob a ótica de grandes consumidores e estabelecer regras claras quanto à medição, identificação e solução dos problemas, sejam eles de responsabilidade da distribuidora ou do próprio consumidor. Concorda com a metodologia proposta para os fenômenos, porém diz que os valores propostos não refletem o nível de qualidade da energia necessário aos processos industriais. Propõe a medição permanente de VTCDs, incluindo a opção do consumidor de instalar um medidor de QEE padronizado pela concessionária e disponibilizar estes dados coletados em sítio eletrônico; substituição do limite único de 1 pu por limites mensais, trimestrais e anuais, considerando o grau de industrialização de cada região; e estipular períodos de testes e adaptações para as medições. Também, que a mesma distribuidora possua diferentes FI base, tendo regiões mais industrializadas fatores mais restritivos. 144. Em sua contribuição, a FIRJAN atenta à necessidade de se fazer um estudo econômico mais aprofundado a respeito dos custos associados às campanhas amostrais de medição dos fenômenos de qualidade, argumentando que tais custos serão absorvidos pelas distribuidoras e, posteriormente, repassados aos consumidores, impactando ainda mais no custo da energia. Destacou que não foi identificada nos relatórios a existência de avaliações nos níveis de investimentos a serem adotados, caso as ocorrências não estejam em conformidade com os limites. Por fim, solicitou à ANEEL a emissão obrigatória de relatórios com características físico-elétricas para novos acessantes da rede de distribuição e estabelecimento de penalidades e definição de respectivo responsável de causar distúrbios na rede.

145. A SBQEE sugere que o período dos limites e medições seja de um ano, pois VTCDs estão intimamente relacionadas às sazonalidades (períodos de chuva e de seca), não sendo comparável o desempenho em períodos diferentes. Também sugere que a medição seja permanente e eventual, quando da reclamação de um consumidor considerando um período de monitoramento de 30 dias, sendo a medição amostral de 7 dias não adequada para VTCDs. Adicionalmente, acredita que a distribuidora deve efetuar medição permanente do fator de potência, acreditando assim melhorar a administração das perdas técnicas.





146. Em relação ao critério de expurgo no conjunto de leitura, a empresa Kron diz que haveria algoritmos diferentes para considerar o expurgo dos parâmetros, o que ocasionaria, em alguns casos, registros com estampas de tempos diferentes e também as quantidades dos registros no final do período de medição seriam diferentes. Propõe analisar a viabilidade de utilizar somente o conceito de “flag de eventos” nos registros os quais ocorreram VTCDs. Desta forma, o especialista poderia descartar os registros com flag evitando assim um erro na interpretação dos parâmetros que sofrem maior influência dos VTCDs. Com isso, a opção de utilizar algoritmos diferentes para o critério de expurgo implicaria em alterar o firmware do instrumento, além do mapeamento de memória que essas alterações implicariam em custo de mão de obra de engenharia e, muito provável, no custo do instrumento.

147. Além das questões anteriormente descritas, a AES Brasil destaca a necessidade de parcimônia e equilíbrio do regulador ao definir novas responsabilidades às distribuidoras, novos prazos e limites. Também afirmam em sua contribuição: (i) a falta de padronização do protocolo dos instrumentos de medição; (ii) a necessidade de certificação dos equipamentos de medição e o envolvimento do órgão metrológico nacional; (iii) definição do padrão industrial para qualidade do produto; (iv) a corroboração com a existência de indicadores e limites sem que ensejem penalidades para a distribuidora; (v) equilíbrio no impacto regulatório; e (vi) alterações nos Anexos II, III e IV da Nota Técnica nº 105/2014. 148. Por fim, a contribuição da ABRADEE opina que os aprimoramentos propostos devem ocorrer com parcimônia, observando a atual conjuntura do setor elétrico brasileiro e o necessário equilíbrio das responsabilidades atribuídas aos diversos agentes envolvidos no tema. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 149. A Lei Nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, e o Decreto 2335, de 6 outubro de 1997, são o fundamento legal para o assunto discutido nesta Nota Técnica. V. CONCLUSÃO 150. Ante o exposto, conclui-se que as contribuições compiladas ao longo desta Nota Técnica serão valiosas e também balizarão a proposta a ser submetida à Audiência Pública. 151. Entretanto, cabe destacar que algumas propostas da ANEEL tiveram contribuições com entendimentos divergentes entre os contribuintes. Percebe-se que o assunto é complexo, com diversos pontos de vista conflitantes, o que dificultará o consenso em qualquer proposta que venha a ser apresentada.





VI. RECOMENDAÇÃO 152. Recomenda-se que o encaminhamento de um Audiência Pública com vista a propor minuta de resolução para aprimoramento dos Módulos 1 e 8, ambos do PRODIST.

WESLEY FERNANDO USIDA LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ Especialista em Regulação Especialista em Regulação

SRD SRD

De acordo:

HUGO LAMIN Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição Substituto – SRD



nota técnica nº 0100/2015-srd/aneel

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