CONTRIBUIÇÕES DE ALTERAÇÃO NO TEXTO …...Adequação dos sistemas de gestão e de faturamento das distribuidoras; Contrataç ão e Treinamento de pessoal para esta nova função

RELATÓRIO DE ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 043/2010

Obter subsídios e informações adicionais para estabelecimento de Resolução Normativa acerca dos requisitos mínimos para os medidores

eletrônicos em unidades consumidoras em baixa tensão.

CONTRIBUIÇÕES DE ALTERAÇÃO NO TEXTO PROPOSTO

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº , DE DE DE 2010. Regulamenta os requisitos mínimos dos sistemas de medição de energia elétrica instalados em unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, e no subgrupo B3.

AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA

ANATEL

001. Regulamenta os requisitos mínimos dos sistemas de medição, controle, supervisão e monitoramento de energia elétrica instalados em unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, e no subgrupo B3. Justificativa: No Art. 8º, os requisitos mínimos abrangem os conceitos de controle, supervisão e monitoramento.

Não aceito O texto é suficientemente claro.

Fl. 2 do Relatório de Análise de Contribuições da Audiência Pública nº 043/2010 – Anexo da Nota Técnica nº 0098/2012-SRD/ANEEL.

CPFL

IBM Brasil

002. Regulamenta os requisitos mínimos dos sistemas de medição de energia elétrica instalados em unidades consumidoras do Grupo B Justificativa CPFL: A exceção feita às unidades consumidoras enquadradas como Baixa Renda na ementa compromete a decisão da distribuidora pelo uso de sistemas de medição em unidades consumidoras assim classificadas. Justificativa IBM Brasil: Esta resolução deve contemplar o uso de medidores inteligentes em consumidores do Grupo B como um todo, incluindo o subgrupo de Baixa Renda.

Parcialmente aceito

A ementa fará menção somente às unidades consumidoras do grupo B, entretanto, ao longo da norma, se restringirá a abrangência de modo a excluir os classificados em qualquer classe baixa renda e os B4 – Iluminação Pública.

EDP

003. Regulamenta os requisitos técnicos mínimos dos sistemas de medição de energia elétrica instalados em unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, e no subgrupo B3. Justificativa: Idem item 007.

Parcialmente aceito A norma vai além de estabelecer os requisitos técnicos mínimos, definindo também prazos e responsabilidades financeiras.

O Diretor-Geral da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo

em vista o disposto na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com base no art. 4º, inciso XX, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997 e no que consta do Processo nº 48500.005714/2009-46 e considerando:

a necessidade de modernização do parque de medição instalado em unidades consumidoras de baixa tensão e, de maneira decorrente, de todo o sistema de distribuição,

a necessidade de busca da melhoraria da qualidade do fornecimento de energia, da redução de custos operacionais das distribuidoras, do combate às perdas e da eficiência energética,


CEPEL

TELMO FREIRE

004. “...considerando a necessidade de busca da melhoria da qualidade do fornecimento de energia,.. Justificativa CEPEL: Corrigir redação.

Aceito O erro de digitação será corrigido.


GUIMARÃES Justificativa Telmo Freire Magalhães: Tenho observado ultimamente vários erros em textos de minutas de Resoluções, é necessário um tratamento e aperfeiçoamento melhor por parte da ANEEL, principalmente em minuta de Resolução.

as contribuições recebidas na Consulta Pública nº 015/2009, realizada entre 30 de janeiro e 30 de abril de 2009 e na Audiência Pública nº XX/2010,

realizada no período de xx de xx a xx de xx de 2010, que foram objeto de análise desta Agência e permitiram o aperfeiçoamento deste ato regulamentar, resolve:

Art. 1º Regulamentar os requisitos mínimos dos sistemas de medição de energia elétrica em unidades consumidoras do Grupo B.

Parágrafo único. As distribuidoras, compreendendo as permissionárias e as concessionárias de serviço público de distribuição, devem adotar sistemas de medição de forma a atender prazos e requisitos estabelecidos nesta Resolução.


ABRADEE

CPFL

IBM Brasil

005. Art 1° Regulamentar os requisitos técnicos mínimos dos sistemas de medição de energia elétrica em unidades consumidoras do Grupo B. Parágrafo único. As distribuidoras, compreendendo as permissionárias e as concessionárias de serviço público de distribuição, devem adotar sistemas de medição de forma a atender os requisitos técnicos estabelecidos nesta Resolução. Justificativa ABRADEE e CPFL: Esta AP deve-se ater somente a especificação técnica devido as seguintes indefinições: Elaboração de norma técnica ou RTM para os medidores; Projeto e fabricação dos medidores por parte dos fabricantes; Homologação dos medidores junto ao INMETRO Testes dos medidores em campo (pilotos); Verificação de taxas de falha e de vida útil dos medidores (ensaios em

laboratórios); Adequação dos sistemas de gestão e de faturamento das distribuidoras; Contratação e Treinamento de pessoal para esta nova função (instalação,

Não aceito Idem item 003.


leitura e inspeção dos novos medidores); Contratação de instrumentos de leitura apropriados; Processo de contratação da compra dos medidores; Aspectos relativos ao meio ambiente (locais de descarte dos medidores

substituídos e a respectiva contratação do serviço de sucateamento); Justificativa IBM Brasil: Esta Resolução deve contemplar apenas a especificação técnica. Os prazos e meios de financiamento devem ser tema de outro grupo de trabalho, tal como salientado durante a audiência pública, sessão presencial em 26.01.2011.

CEMIG

006. Parágrafo único. As distribuidoras, compreendendo as permissionárias e as concessionárias de serviço público de distribuição, devem adotar sistemas de medição de forma a atender prazos e os requisitos técnicos estabelecidos nesta Resolução. Justificativa: Esta AP deve-se ater ao estabelecimento dos requisitos técnicos a serem atendidos pelos medidores, pois o estabelecimento de qualquer prazo que se proponha irá esbarrar em um alto nível de incertezas, pelos seguintes motivos: 1. Indefinição quanto à viabilidade econômica; 2. Indefinição quanto às questões relativas à depreciação dos ativos a serem instalados e dos que serão substituídos; 3. Indefinição quanto às questões de comunicação (necessidade de desenvolvimento de soluções para a realidade do sistema elétrico brasileiro); 4. Necessidade de aguardar resultados e definições dos Grupos em andamento da ABRADEE (P&D estratégico) e MME; 5. Indefinição das fontes de financiamento; 6. Indefinição dos prazos relativos a: Desenvolvimento de normalização e regulamentação específica; Desenvolvimento de medidores e adequação do parque fabril, de acordo



com a normalização a ser desenvolvida; Homologação dos medidores junto ao INMETRO; Testes e validação dos medidores em campo (pilotos); Verificação de taxas de falha e de vida útil dos medidores (ensaios em

laboratórios); Desenvolvimento e validação de protocolos de comunicação para AMI

(Infraestrutura Avançada de Medição); Desenvolvimento, testes e validação de tecnologias de comunicação de

AMI; Especificação e desenvolvimento de integração, e adequação dos

sistemas de gestão e de faturamento das distribuidoras; Adequação de processos da Distribuidora (haverá impacto pelo menos nos

processos de leitura, corte, religação, faturamento, planejamento, CAC, engenharia, medição, tarifas, relacionamento comercial, TI); Contratação e Treinamento de pessoal para as novas funções e

processos; Contratação de instrumentos de leitura apropriados Aspectos relativos ao meio ambiente (locais de descarte dos medidores

substituídos e a respectiva contratação do serviço de sucateamento) A fim de melhor embasar a posição da Cemig, segue no ANEXO 1 desta contribuição arquivo com a “Descrição e Interrelação de Atividades-AP 043-Cemig.doc” que apresenta a descrição, partes interessadas e relação de interdependência de cada uma das atividades indicadas.

EDP

007. Art. 1º Regulamentar os requisitos técnicos mínimos dos sistemas de medição de energia elétrica em unidades consumidoras do Grupo B a serem adotadas pelas concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica, conforme critérios e regulamentação específica. Parágrafo único. As distribuidoras, compreendendo as permissionárias e as concessionárias de serviço público de distribuição, devem adotar sistemas



de medição de forma a atender prazos e requisitos estabelecidos nesta Resolução. Justificativa: Esse artigo, assim como a ementa, caracterizam o escopo desse regulamento, ou seja, tão somente os requisitos mínimos dos sistemas de medição. Portanto, não cabe regulamentar a implementação dos mesmos, pelas razões apresentadas a seguir.

LECTRON

008. Art. 1º Regulamentar os requisitos mínimos dos sistemas de medição e medidores inteligentes de energia elétrica em unidades consumidoras do Grupo B. Justificativa: 1. Deveriam coexistir ambos “Sistemas e Medição Inteligente” e “Medidores Inteligentes”, tal divisão semântica torna se necessária, pois atualmente o sistema estará efetuando as funções inteligentes através de diversos periféricos acoplados ao medidor eletrônico simples. Porém os medidores inteligentes que surgirão após esta resolução, irão efetuar por eles mesmos, diversas funções inteligentes hoje realizadas por outros dispositivos. Este medidores inteligentes estão basicamente aguardando esta resolução normativa para sua certificação. 2. Outro aspecto importante do Medidor Inteligente, é que o mesmo é peça fundamental para toda a futura camada de serviços e inovações da smart grid. Ex: identificação de veículos elétricos na rede (via medidor), entrada de energias sazonais, reprogramação do medidor, serviços de simulação e análise preditivos na rede assim como outros de confiabilidade e estresse do sistema, todos rodando no medidor inteligente e em outras camadas do sistema.

Não aceito

A utilização do termo “sistema de medição” foi prorposital. Conforme explicado no item 49 da Nota Técnica n° 0044/2010–SRD/ANEEL, em toda a minuta de resolução “foi adotada a terminologia ‘sistema de medição’ para se referir ao conjunto de equipamentos que devem ser instalados para obtenção dos requisitos mínimos que estão sendo exigidos. Evitou-se utilizar o termo ‘medidor’ ao definir tais requisitos de forma a deixar à escolha da distribuidora a forma de obtenção e tratamento dos dados apurados, seja no próprio equipamento de medição, seja no sistema central de gerenciamento de dados”.

DA ABRANGÊNCIA

Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, e no subgrupo B3.


Parágrafo único. A abrangência estipulada no caput se aplica ao atendimento a novas ligações de unidades consumidoras e quando da substituição, por qualquer motivo, do sistema de medição de unidades consumidoras existentes.


ABINEE

ITRON

009. Texto: Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, subgrupo B2 (rural) e no subgrupo B3. Parágrafo único. A abrangência estipulada no caput se aplica ao atendimento a novas ligações de unidades consumidoras e quando da substituição, por qualquer motivo, do sistema de medição de unidades consumidoras existentes. Justificativa ABINE: Acreditamos que a inclusão do subgrupo B2 contribuirá na diluição dos investimentos necessários para o plano de substituição, em virtude deste possuir uma média de consumo maior em comparação com outros subgrupos, da melhoria operacional das concessionárias nos processos de faturamento, corte/religa deste subgrupo e custos logísticos elevados evitados. Justificativa ITRON: O subgrupo B2 possui como caracteristicas uma média de consumo superior aos demais subgrupos não incluídos e a inclusão do subgrupo B2 , além de contribuir na diluição dos investimentos necessários para o plano de substituição, também trará uma forte redução dos custos operacionais das distrbuidoras em virtude da melhoria operacional das concessionárias nos processos de faturamento, corte/religa e custos logísticos que serão evitados com a utilização deste novo sistema de medição.

Aceito O grupo B2 será incluso. Entretanto, a exclusão dos consumidores baixa renda e do B4 será disposta como um parágrafo do artigo 1º.

ABRADEE 010. Este artigo deve ser excluído. Justificativa: A abrangência deve ser tratada em resolução específica, devido os seguintes motivos:

Não aceito A norma definirá a abrangência.


Indefinição quanto à viabilidade técnico/econômica; Indefinição quanto às questões relativas à depreciação dos ativos

envolvidos; Indefinição quanto às questões de comunicação (aprovação da ANATEL,

etc); Aguardar resultados e definições dos Grupos em andamento da ABRADEE

(P&D) e MME; Financiamento dos custos.

ACLARA

011. Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B, incluindo-se especificamente os enquadrados como Baixa Renda e Consumidores Rurais. Justificativa: Recomendamos a não exclusão dos clientes denominados Baixa Renda e Rurais. Justificativa 01: Manter a isonomia entre todas as classes de clientes. Justivicativa 02: Em termos operacionais, otimiza-se os recursos caso a implantação seja realizada envolvendo 100% dos consumidores em determinadas regiões (nichos). Esta forma de trabalho reduz custos de implementação em campo e evita a necessidade de manter processos paralelos (leitura manual x leitura AMI) em clientes localizados na mesma região. Justificativa 03: Clientes Rurais e de Baixa Renda encontram-se nas classes que apresentam maiores dificuldades operacionais e menor geração de receita para as distribuidoras, portanto muitas vezes tendem a receber menor atenção. A exclusão destes clientes nesta resolução demonstrará que também a ANEEL trata estas classes de forma marginal. Naturalmente, clientes residenciais de maior consumo (B1) já recebem tratamento diferenciado por parte das Distribuidoras. A ANEEL deve, portanto, dar maior enfâse aos consumidores de Baixa Renda e Rurais visando alinhar a qualidade de fornecimento em todas subgrupos.

Parcialmente aceito Os consumidores rurais serão inclusos, mas o de baixa renda ainda não.


Justificativa 04: O histórico de aplicação de sistemas de medição eletrônica mostra um payback maior em áreas de baixa renda, devido à redução de perdas e áreas rurais devido a redução de custos operacionais altos relacionados a despachos a campo para manutenção e leitura em áreas com baixa densidade demográfica. Dessa forma, a inclusão de clientes destes subgrupos trará maiores retornos finaceiros à distribuidora e consequentemente ao consumidor final Parágrafo único. A abrangência estipulada no caput se aplica ao atendimento a todas ligações de unidades consumidoras de regiões definidas pela distribuidora/permissionária. Justificativa: A atualização somente de medidores novos e/ou substituídos irá pulverizar os novos equipamentos em toda área de concessão encarecendo a utilização de sistemas de medição e forçando a manutenção de processos paralelos para medidores novos (eletrônicos) e antigos (eletromecânicos). Recomenda-se que a implementação seja realizada em áreas definidas pela disribuidora ou a partir de metas (novos medidores / ano) determinadas pela ANEEL.

AES ELETROPAU

LO

012. Art. 3º Parágrafo único. A abrangência estipulada no caput se aplica aos equipamentos de medição de energia elétrica que vierem a ser adquiridos pelas concessionárias a partir do término do prazo estabelecido no artigo 4 º.ao atendimento a novas ligações de unidades consumidoras e quando da substituição, por qualquer motivo, do sistema de medição de unidades consumidoras existentes. Justificativa: A título de exemplo, a depender da disponibilidade no mercado do medidor eletrônico com as especificações estabelecidas pela ANEEL, a distribuidora pode identificar a necessidade de adquirir medidores eletromecânicos para o atendimento de ligações de novas unidades consumidoras no período de transição estabelecido no artigo 40 (24 meses).

Não aceito A distribuidora deve organizar a logística interna de modo a atender ao prazo de abrangência.


Não obstante, ainda deve ser levada em consideração a possibilidade de utilização dos medidores com boas condições de uso e que não estiverem totalmente depreciados, existentes no parque de medição da concessionária. Sendo assim, a proposta visa não limitar a utilização do estoque de medidores das concessionárias aos clientes de baixa renda, de forma não onerar os consumidores da distribuidora.

ANATEL

013. Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição, controle, supervisão e monitoramento definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, e no subgrupo B3. Justificativa: Adequação ao escopo.


CEMAR

014. Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento às unidades consumidoras do grupo B, definidas por critério geográfico. Parágrafo único. A abrangência estipulada no caput se aplica ao atendimento a novas ligações de unidades consumidoras e quando da substituição, por qualquer motivo, do sistema de medição de unidades consumidoras existentes. §1º As regiões definidas deverão maximizar a infra-estrutura de Telecom implantada, abrangendo todos os clientes cobertos pelo sistema de comunicação de dados. §2º Os cronogramas e as regiões onde se realizarão as trocas deverão ser definidos pela concessionária ou autorizada de distribuição. Justificativa: A CEMAR considera financeiramente inviável a adoção de outro critério, que não o geográfico, para delimitar as unidades consumidoras atendidas pelo novo modelo. A segregação por subgrupo encareceria consideravelmente o processo de implantação, de forma que as distribuidoras teriam que manter dois tipos de estrutura para atender uma mesma área. A fim de evitar tais custos, a empresa defende a construção

Não aceito A proposta enrijece a implantação dos novos sistemas de medição. Será proposta uma norma mais flexível, em que a instalação do medidor dependerá da vontade do consumidor ou da distribuidora.


paralela dos sistemas de medição e de comunicação. Ademais, de forma a avaliar o funcionamento da “medição inteligente”, seria prudente iniciar o processo de implantação por meio de projetos-piloto, estabelecidos os bairros, cidades ou regiões contempladas.

CEMIG

015. Texto: Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B nas quais sua implantação apresente viabilidade econômica segundo critérios estabelecidos pela Aneel. classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, e no subgrupo B3. Parágrafo Único: Os impactos financeiros anuais resultantes dos investimentos em medição para atender esta resolução, serão calculados e incorporados no reajuste ou revisão tarifária seguinte. Justificativa: 1. Necessidade de viabilidade econômica: Para a realização de qualquer investimento, é necessário verificar a viabilidade econômica do mesmo. Como essa viabilidade pode variar de forma significativa, dependendo das condições de cada distribuidora, sugere-se que a presente resolução não estabeleça, a priori, quais os subgrupos a serem abrangidos. Os estudos a serem desenvolvidos pelas distribuidoras seriam os norteadores para a indicação de quais classes de consumidores deveriam ser objeto de instalação dos novos medidores, de acordo com critérios a serem estabelecidos por essa Agência. 2. Introdução do Parágrafo Único: Os medidores propostos nesta resolução são mais caros do que os utilizados atualmente, de forma que a cobertura tarifária dos modelos atuais seria insuficiente para a aquisição dos novos modelos, gerando desequilíbrio no contrato de concessão. Além disso, existe a questão do valor residual dos equipamentos que forem trocados e a questão do índice de depreciação dos novos equipamentos, que deveria ser mais acelerada do que nos modelos atuais, de forma semelhante ao ocorrido com os impactos do Programa Luz para todos.

Não aceito O texto proposto para o caput não é objetivo. As regras de reconhecimento tarifário são definidas em regulamento específico e não precisam ser replicadas.


CEPEL

016. Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, B1 Residencial Baixa Renda e no subgrupo B3. Justificativa: As unidades consumidoras classificadas como Baixa Renda não devem ser excluídas da abrangência da aplicação desta Resolução. Deve ser considerado que um dos aspectos da utilização dos novos sistemas de medição é a disponibilização de informações ao consumidor, bem como a apuração de dados relativos à continuidade e qualidade do fornecimento de energia, com reflexo, inclusive no ressarcimento individual aos consumidores. Neste contexto, as unidades consumidoras classificadas como Baixa Renda estariam sendo tratadas de forma distinta e não isonômica, na atual proposta de Resolução. Como exemplo, teríamos a situação em que outros consumidores da rede BT teriam acesso a informação ou poderiam verificar a qualidade do seu fornecimento, confirmando que seus índices DIC foram superados, enquanto que os de Baixa Renda não teriam essa condição. De modo a minimizar a assimetria de informações entre consumidores de uma rede de BT, sugerimos não excluir a classe Baixa Renda da aplicação desta Resolução. Além disso, conforme indicado na própria Resolução, um dos seus objetivos é o combate às perdas, técnicas e não técnicas, que beneficiam todo o setor elétrico. É fato que a medição eletrônica é um dos instrumentos para alcançar este objetivo, e onde o seu uso obteve as maiores reduções dessas perdas. Portanto, excluir uma classe de consumidores da mudança de tecnologia seria um obstáculo para alcançar resultados positivos neste aspecto, com benefícios diretos para toda a área de concessão. A massificação do uso da medição eletrônica , com economia de escala, deve contribuir para redução de preços, como ocorre com os demais eletro-eletrônicos de baixa potência. É importante salientar também que, mesmo com baixo consumo, não se deve excluir as unidades

Não aceito Os usuários classificados nas subclasses baixa renda não serão inclusos nesse momento.


consumidoras de baixa renda de eventuais benefícios promovidos pela múltipla tarifação, somente aplicada com a medição eletrônica.

CONCEN

017. Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, subgrupo B2 Rural e no subgrupo B3. Justificativa: Retirar os usuários Baixa Renda e Rural do programa de substituição cria uma distinção entre as classes (clientes de segunda linha) e compromete o ganho de escala que auxilia na redução dos custos de implantação dos medidores eletrônicos por representarem fatia significativa do mercado instalado

Aceito Idem item 009.

COPEL

018. Art. 2º Parágrafo único. A abrangência estipulada no caput se aplica ao atendimento a novas ligações de unidades consumidoras e quando da substituição, por qualquer motivo, do sistema de medição de unidades consumidoras existentes a todos os equipamentos adquiridos a partir da data definida neste regulamento. Justificativa: O texto original torna obsoletos os medidores adquiridos anteriormente e que ainda estão em condições para reaproveitamento. De acordo com o texto original, ocorreria um sucateamento em massa de equipamentos em perfeito estado. Caso isto venha a ocorrer, significará um enorme prejuízo aos ativos da concessão. Este ato fere os preceitos constitucionais da administração pública quanto a Eficiência e Razoabilidade


CPFL

019. Art. 2º Parágrafo único: A abrangência estipulada no caput se aplica aos equipamentos adquiridos a partir da data definida neste regulamento Justificativa: Observada a modicidade tarifaria, e o universo dos equipamentos já instalados nas unidades consumidoras da área de concessão, fica a cargo da concessionária quando da publicação desta resolução, a aplicação dos medidores em estoque, até sua total depreciação. No entanto, consideramos que o tema “Abrangência” deve ser tratado em



resolução específica, devido aos seguintes motivos: indefinição quanto à viabilidade técnico/econômica; indefinição quanto às questões relativas à depreciação dos ativos

envolvidos; indefinição quanto às questões de comunicação (aprovação da ANATEL,

etc.); aguardar resultados e definições dos trabalhos quês estão em andamento

nos grupos da ABRADEE (P&D Estratégico) e MME; financiamento dos custos.

EDP

020. Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, e no subgrupo B3. Parágrafo único. A abrangência estipulada no caput se aplica ao atendimento a novas ligações de unidades consumidoras e quando da substituição, por qualquer motivo, do sistema de medição de unidades consumidoras existentes. Justificativa: Condicionada a uma avaliação de viabilidade técnica e econômica, não há, em princípio, necessidade de vedar a possibilidade de implantação da medição eletrônica em nenhuma subclasse tarifária em BT. A implementação da medição eletrônica deve, necessariamente, passar por um processo de avaliação de viabilidade técnica e econômica, de modo a garantir o investimento prudente. Caso contrário, é possível que se estabeleça um critério de investimento que vai contra os fundamentos regulatórios vigentes, o que pode contrariar, inclusive, o art. 3º a seguir. É importante ter certeza, antes de regulamentar a plena utilização da medição eletrônica em BT, que os medidores comerciais tenham qualidade regulamentada e garantida. Em particular, requere-se que a vida útil regulatória mantenha coerência com o valor da vida útil que deve ser regulamentado e verificado por meio de ensaio de tipo. Adicionalmente, é



necessário que o sistema de comunicação seja viável de ser implantado, sem o qual, restringe muito a atratividade do sistema de medição como um todo. Esse fato restringe a viabilidade somente para aplicação em lote (e não pulverizada, como proposto) e somente naquelas regiões com sistema de comunicação disponível e confiável.

ENDESA

021. Art. 2º § 2º. A abrangência estipulada no caput não se aplica aos locais onde estejam instalados os Sistemas de Medição Centralizada – SMC, devendo estes seguirem um cronograma estabelecido pela própria distribuidora. Justificativa: As novas ligações e substituições do sistema de medição onde existam Sistemas de Medição Centralizada – SMC afetam os demais consumidores ligados no mesmo concentrador, exigindo maior esforço da distribuidora.

Não aceito O consumidor não pode ser tratado de forma diferenciada em função da distribuidora ter escolhido sistema de medição diferenciado.

IBM Brasil

022. Art. 2º Os requisitos técnicos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B. Parágrafo único. A abrangência estipulada no caput se aplica ao atendimento a novas ligações de unidades consumidoras, seguindo critério e cronograma aprovado junto à ANEEL. Justificativa: Além de contemplar todo o Grupo B, esta resolução deve deixar a cargo da distribuidora a estratégia e roteirização das trocas, no prazo a ser definido em outra resolução. Esta sugestão tem o objetivo de otimizar a troca dos medidores conforme o meio de comunicação adotado, otimizando o impacto dos custos operacionais decorrentes da adoção da nova tecnologia. O ideal é sempre trocar os medidores em regiões e não de forma randômica.

Parcialmente aceito O critério de novas ligações e da substituição promove uma regra rígida de aplicação. A implantação será flexível, e dependerá da vontade do consumidor ou da própria distribuidora.

LIGHT 023. Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento das unidades consumidoras do Grupo B de localizadas em regiões definidas pela distribuidora para a instalação e substituição dos medidores. classificadas no subgrupo B1

Parcialmente aceito O critério de novas ligações e da substituição promove uma regra rígida de aplicação. A implantação será flexível, e dependerá da vontade do consumidor ou da própria


Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, e no subgrupo B3. Parágrafo único A abrangência estipulada no caput se aplica ao atendimento a novas ligações de unidades consumidoras e quando da substituição, por qualquer motivo, do sistema de medição de unidades consumidoras existentes. §1º As regiões definidas deverão maximizar a infra-estrutura de Telecom implantada, abrangendo todos os clientes cobertos pelo sistema de comunicação de dados. §2º A instalação de medidores eletrônicos em unidades consumidoras de Baixa Renda deve ser opcional, dependendo da viabilidade de cada caso. §3º Os cronogramas e as regiões onde se realizarão as trocas deverão ser definidos pela concessionária ou autorizada de distribuição. §4º O prazo de implementação deve ser compatível com a previsão de depreciação dos ativos atualmente instalados. §5º A obrigatoriedade em casos de novas ligações ou substituições se aplicará somente em áreas onde exista a infra-estrutura de comunicações Justificativa: A Light entende que a implantação dos sistemas de medição deve ser feita de forma regionalizada abrangendo todos os clientes do grupo B, inclusive os de Baixa Renda (caso seja de interesse da concessionária), que estejam na área coberta pelo sistema de telecomunicação, o que permite maximizar o aproveitamento desta infra-estrutura, pois o custo da instalação será diluído por um número maior de clientes. Assim, se apenas os clientes B1 forem atendidos pela resolução, o custo de comunicação será rateado por menos medidores, tornando o sistema mais oneroso por cliente, podendo até inviabilizá-lo. Em alguns casos, como é o da Light, unidades consumidoras enquadradas como Baixa Renda estão fisicamente muito próximas a unidades consumidoras B1 convencional. Neste caso, excluir os consumidores de Baixa Renda do escopo desta resolução implicaria em

distribuidora. A utilização de sistema de comunicação de dados não será compulsória. A vida útil (e consequentemente depreciação) de medidores eletrônicos foi definida recentemente na Resolução Normativa nº 474/2012, que alterou o Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE.


maiores custos operacionais como, por exemplo, enviar leituristas para coletar em apenas alguns logradouros. A Light entende ainda que estas medições também devam ser utilizadas para auxiliar no combate ao furto de energia, que inclui ações junto aos consumidores de Baixa Renda, além de ajudar no enquadramento do consumidor beneficiário de Tarifa Social, pois o furto de energia pode mascarar o consumo de alguns consumidores que podem consumir muito além do que permite a tarifa Baixa Renda. Pelo exposto, a Light sugere que a instalação de medidores inteligentes em unidades consumidoras enquadradas como Baixa Renda deve ser opcional, dependendo da viabilidade de cada caso. Adicionalmente, a obrigatoriedade de medidor eletrônico, inclusive em casos de novas ligações ou substituições de medidores, só deve ocorrer em áreas onde já exista a infra-estrutura de comunicação. A Light entende que a implementação de medições inteligentes deve ser realizada de acordo com as condições de mercado e sob cronograma a ser definido pela concessionária, de forma a priorizar as regiões onde haja condições técnicas favoráveis e viabilidade econômica e financeira. A Light defende a substituição massiva, porém, progressiva do parque de medição atual por sistemas de medição inteligente para todo o território nacional caso o prazo de implementação seja compatível com a previsão de depreciação dos ativos atualmente instalados.

PROCON-SP

024. Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadrados como Baixa Renda, Núcleos habitacionais denominados de Baixa Renda, e no subgrupo B3. Justificativa: As concessionárias estão efetuando regularizações em tais núcleos, instalando e trocando medidores e redes. Poderão ou não priorizar a instalação desse novo sistema nesses núcleos? As concessionárias têm interesse na implantação do sistema de pré-pagamento, considerando que está evidenciado nesta audiência pública essa priorização (medidor



inteligente) em prejuízo de outras medidas sustentáveis, com maior beneficio aos consumidores? Ressaltamos que a legislação e normas editadas pela ANELL priorizam os núcleos de baixa renda, no sentido de se viabilizar a instalação de energia alternativa/sustentável, com a finalidade de baratear as tarifas de energia elétrica para esse segmento da sociedade que s insere no conceito de hopossuficiência. A regra em discussão vai na contramão das normas que foram construídas aos longo dos anos e que visam priorizar a modicidade das tarifas, e atendimento diferenciado aos carentes, além de prestigiar questões ligadas a segurança, e economia no consumo em tais núcleos. A legislação acerca da tarifa social (Lei 12.212/2010) determina que metade dos recursos do fundo de eficiência se destina à regularização de núcleos de baixa renda em que residam beneficiários da tarifa social. A Resolução Nº 414/2010, no artigo 52, expressa: nas localidades onde houver dificuldade de entrega de faturas poderá ser implantado sistema de pré pagamento, com previa autorização da ANEEL.

REDE ENERGIA

025. Art. 2º Retirar o parágrafo único. Justificativa: Não se pode, em uma área de grande concessão, implantar um procedimento a partir de uma data definida. Há a necessidade de cada concessionária estabelecer seu planejamento e cronograma dentro de um prazo e cronograma definido.

Parcialmente aceito

O critério de novas ligações e da substituição promove uma regra rígida de aplicação. Entretanto, será definida uma abrangência mínima, mas a implantação será flexível, e dependerá da vontade do consumidor ou da própria distribuidora.

T-SYSTEMS 026. Art. 2º Os requisitos mínimos dos sistemas de medição definidos nesta Resolução se aplicam para o atendimento a unidades consumidoras do Grupo B. Justificativa: Vide contribuição do agente no sítio da audiência.

Parcialmente aceito Idem item 011.

Art. 3º Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária, fica facultado à distribuidora o uso de sistemas de medição em unidades consumidoras não relacionadas no art. 2º.



ABRADEE

CEMIG

CONCEN

EDP

LIGHT

PROCON-SP

027. Excluir o artigo 3º. Justificativa ABRADEE: A abrangência deve ser tratada em resolução específica, devido os seguintes motivos: Indefinição quanto à viabilidade técnico/econômica; Indefinição quanto às questões relativas à depreciação dos ativos

envolvidos; Indefinição quanto às questões de comunicação (aprovação da ANATEL, etc); Aguardar resultados e definições dos Grupos em andamento da ABRADEE

(P&D) e MME; Financiamento dos custos.

Justificativa CEMIG: Como sugeriu-se, no artigo 2º, que os estudos para determinação de quais seriam as classes de consumidores abrangidas ficasse a cargo das distribuidoras, é prudente a exclusão do artigo 3º, já que a abrangência seria determinada por esses estudos. Justificativa CONCEN: Sem distinção de classes o terceiro artigo perde a razão de ser. Justificativa EDP: Evidentemente, a prudência dos investimentos deve ser sempre a diretriz a ser seguida. Justamente por esta razão e pelas justificativas expostas nos artigos anteriores, não cabe a regulamentação da implementação neste ato normativo. Justificativa LIGHT: Não se aplica, pois no artigo anterior é contemplado todo o Grupo B. Justificativa PROCON-SP: Sugerimos exclusão do artigo terceiro para que

Não aceito O item apenas reflete a liberdade operacional da distribuidora em investir na melhoria da rede, limitada pela prudência dos investimentos e pela modicidade tarifária.


nesse primeiro momento os consumidores de baixa renda sejam protegidos da implantação de sistema de pré-pagamento e para que abrangência de um sistema não testado possa ser ampliada paulatinamente, após avaliação dos agentes públicos (ANEEL, SNDC, etc), e da própria sociedade.

CCEE

028. Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária, fica facultado à distribuidora o uso de sistemas de medição, conforme estabelecidos nesta Resolução, em unidades consumidoras do subgrupo B1 para baixa renda e do subgrupo B2. Justificativa: Deixar claro que a abrangência fica limitada ao Grupo B.

Parcialmente aceito A ementa da resolução e o art. 1° já limitam a abrangência a unidades consumidoras do Grupo B.

CPFL

ENDESA

029. Art. 3º § 1º A concessionária poderá submeter à ANEEL o Plano de Substituição do Sistema de Medição, a ser implementado conforme caput. § 2º O respectivo Plano de Substituição e Implantação de Sistemas de Medição, contendo os Programas Anuais de que trata o Caput, quando encaminhado à ANEEL, deverá ser submetido à aprovação. § 3º. A aprovação pela ANEEL terá por objetivo, sobretudo, compatibilizar o plano de substituição com as metas de investimento e com o ano da revisão tarifária da distribuidora, oportunidade em que a Agência poderá determinar adequações julgadas necessárias ou decidir pela não-conformidade com o previsto nesta Resolução, o que, neste último caso, caracteriza situação equivalente à não apresentação. Justificativa: Necessidade de definir o procedimento a ser seguido pelas empresas para implantação dos sistemas de medição nas unidades consumidoras não relacionadas nessa resolução visando o adequado repasse dos investimentos por meio de reconhecimento tarifário.

Não aceito

Após a publicação desta Resolução, a distribuidora fica livre para decidir aumentar a abrangência, sem necessidade de aprovação prévia pela ANEEL. Obviamente, neste investimento, a distribuidora deve observar o princípio da prudência de investimentos e modicidade tarifária. Um eventual aumento compulsório da abrangência poderá ser definido em regulamento específico.

DAVID AMOR

GARRIDO

030. Parágrafo único. Nos casos em que a distribuidora optar pelo uso de sistemas de medição em unidades consumidoras não relacionadas no art. 2º, deverá observar o disposto no artigo 14 desta Resolução. Justiticativa: Entendo que a idéia de que a distribuidora, se optar por implantar a medição eletrônica em outras classe, deverá fazê-lo sem custo

Não aceito Conforme observado na própria justificativa da contribuição, o texto do artigo 14 já é amplo e não se restringe a um caso de implantação específico.


para o consumidor (grupo B), já está presente, e a adição do parágrafo único busca apenas torná-la explícita.

ELEKTRO

031. Art. 3º Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária, fica facultado à distribuidora o uso de sistemas de medição em unidades consumidoras não contemplados no art. 2º. Justificativa: Sugere-se que a ANEEL estabeleça metodologia em que as empresas apresentem estudos de viabilidade para implantação de sistemas de medição nos demais grupos de consumidores, incluindo assim aqueles não contemplados no art. 2º, que porventura apresentem oportunidades para ganhos de eficiência operacional e de combate a perdas. Há de se considerar também que os sistemas de comunicação, se implantados, oferecerão abrangência para todos os consumidores num dado subsistema elétrico ou localidade, o que favorece a mudança de processo de leitura para todos os consumidores, independente do grupo tarifário dos mesmos.

Não aceito Não cabe à ANEEL estabelecer metodologia de análise de viabilidade de investimento das distribuidoras. Essas são operadoras da rede, e como tal, devem tomar decisões.

IBM Brasil

032. Art. 3º Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária, fica facultado à distribuidora o uso de sistemas de medição em unidades consumidoras não relacionadas no art. 2º, com critério e cronograma aprovado junto à ANEEL. Justificativa: As distribuidoras devem enviar seu plano de substituição dos medidores à ANEEL para aprovação, incluindo eventuais subgrupos de medição que não estejam contemplados no caput (medição de Iluminação Pública, por exemplo, uma vez que o subgrupo de Baixa Renda já está contemplado). Isto evita a possibilidade de remuneração incompatível com os investimentos.


IDEC 033. Nesta circunstância, a prudência dos investimentos deve ser levada para Audiência Pública para que os consumidores avaliem se haverá impacto na tarifa.

Parcialmente aceito

A sugestão já está implantada. Em cada revisão tarifária ordinária, a proposta tarifária é levada à AP para o recebimento de contribuições da sociedade. Dentre os diversos temas que envolvem o processo tarifário está a aprovação dos investimentos realizados pela distribuidora no último ciclo. Desta forma, os consumidores já podem


contribuir acerca da prudência destes investimentos quando do processo de revisão tarifária de cada distribuidora.

DO PRAZO INICIAL

Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 18 (dezoito) meses após a publicação desta Resolução, utilizar sistemas de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução.

Parágrafo único. Para as permissionárias de distribuição que assinaram Contrato de Permissão após a publicação desta Resolução, o prazo de que trata

o caput é válido a partir da data de assinatura do referido Contrato.


ABINEE

034. Preocupação sobre o prazo estabelecido Justiticativa: Os fabricantes, conforme informado anteriormente, necessitam de 12 meses para o desenvolvimento dos produtos. Quanto ao prazo para aprovação dos produtos no INMETRO, a ABINEE preocupa-se com o período de 6 meses restantes para todo o processo de apreciação técnica de modelo e de verificação inicial, devido à quantidade de modelos a ser apreciada, (estimativa de quantidade de 24 modelos distintos a serem aprovados).

Não aplicável O texto não faz contribuições, apenas ponderações acerca do prazo.

ABRADEE

CEMIG

EDP

035. Excluir o artigo 4º. Justificativa ABRADEE: O Prazo deve ser tratado em resolução específica, pois não existe definição sobre o plano de substituição de medidores. Justificativa CEMIG: Sugere-se que a Resolução não estabeleça os prazos de inicio de implantação desses medidores, atendo-se ao estabelecimento



de requisitos técnicos, devido ao alto grau de incerteza envolvido, conforme exposição de motivos apresentada para justificativa de alteração do artigo 1º. Quando da definição dos requisitos técnicos e do estabelecimento das condições mínimas de produção dos medidores ora discutidos, além da necessária fase de aprovação pelo órgão metrológico oficial, caberia à Aneel a publicação de resolução especifica sobre os prazos de implantação do novo parque de medição. Justificativa EDP: Pelas justificativas expostas nos artigos anteriores, não cabe a regulamentação da implementação neste ato normativo.

AES ELETROPAU

LO

036. Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 18 (dezoito) 24 (vinte e quatro) meses após a publicação desta Resolução, utilizar sistemas de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução Justificativa: Dado a complexidade do tema, bem como a abrangência das atividades a serem desenvolvidas pelas concessionárias e fornecedores, entendemos que o prazo para a utilização dos medidores com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução deve ser prorrogado para 24 meses. Dentre as principais atividades a serem desenvolvidas pelas concessionárias e fornecedores, e que justificam o referido pedido de prorrogação do prazo, citamos: (i) desenvolvimento do equipamento e início da produção em escala; (ii) homologação do medidor pelo órgão metrológico legal; (iii) negociações comerciais referentes ao abastecimento dos estoques das concessionárias; (iv) treinamentos e capacitações para instalação dos medidores, bem como operação e manutenção dos novos equipamentos.

Não aceito Na nova proposta de regulamento, será adotado um medidor com menos complexo e em menos unidades consumidoras nesse momento inicial. Assim, não há razão para aumento de prazo.

ANATEL 037. Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 18 (dezoito) meses após a publicação desta Resolução, utilizar sistemas de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução.implantar os sistemas de medição modular com os requisitos

Não aceito A adoção de sistemas de medição modulares fica à critério da distribuidora.


mínimos estabelecidos nesta Resolução. § 1º O sistema será preferencialmente modular para viabilizar a implementação das demais etapas a serem definidas pelo órgão regulador para atender as aplicações de controle, supervisão e monitoramento. § 2º . Para as permissionárias de distribuição que assinaram Contrato de Permissão após a publicação desta Resolução, o prazo de que trata o caput é válido a partir da data de assinatura do referido Contrato. Justificativa: A alteração propõe uma implementação modular permite a divisão em etapas. A inclusão do parágrafo tem o objetivo de explicitar a idéia de implementação em etapas, não prejudicando a idéia inicial sobre medição inteligente.

CELESC

038. Art.4º Para atendimento ao art.2º, a distribuidora deve, em até 48 (quarenta e oito) meses após a publicação desta Resolução, utilizar sistema de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução. Justificativa: Para o atendimento do artigo 2, será necessário as concessionárias estabelecerem e encontrarem soluções economicamente viáveis de sistemas de telecomunicações de acesso a cada medidor em questão. Além da questão técnica, o acesso a cada consumidor vai onerar tanto o valor dos Investimentos quanto os gastos operacionais dependendo das localidades e da estrutura de atendimento de telecomunição de cada concessionária..


CEMAR

039. Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 24 meses após a homologação dos medidores pelo INMETRO, utilizar sistemas de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução. Justificativa: O novo período foi estipulado tendo em vista o tempo necessário para a fabricação e testes dos novos medidores, além de, caso necessária, a homologação pela ANATEL dos equipamentos. Além disso, seria preciso tempo para reestruturar os nossos serviços e a nossa infra-estrutura de TI, e para treinar as equipes que teriam contato direto ou indireto com a implantação do novo sistema e com os consumidores



atendidos pelo mesmo.

COPEL

040. Texto: Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 18 (dezoito) meses após a publicação desta Resolução, utilizar sistemas de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução. Este prazo fica condicionado a existência mínima de 3 fornecedores, para cada modelo, com portaria de aprovação emitida pelo INMETRO. Justificativa: Este prazo deve ficar vinculado à existência de pelo menos três fornecedores distintos aprovados pelo INMETRO, devido às restrições da Lei 8666/93, que regulamenta as aquisições por processo de licitação.

Não aceito Já existem fornecedores aprovados pelo INMETRO.

CPFL

041. Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 36 (trinta e seis) meses após a homologação pelo Inmetro de medidores de no mínimo 3 (três) fornecedores distintos, iniciar a utilização desistema de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução. Justificativa: O prazo de 18 meses é insuficiente, considerando que a homologação dos equipamentos irá gerar grande demanda no INMETRO o que pode acarretar lentidão no processo de certificação dos novos equipamentos e, que somente após isso, osfornecedores terão condições de iniciar a produção em escala, e as concessionárias terão então condições de começar os processos de tomada de preço em mercado. Considerando a indefinição da disponibilidade de equipamentos com as características propostas nesta resolução, entendemos que o prazo de inicio da implantação deve ser tratado em resolução específica, uma vez que ainda existe indefinição do plano regulamentar pretendido para substituição isonômica dos medidores.


ELEKTRO

042. Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 18 (dezoito) meses após a portaria de aprovação pelo INMETRO para 3 (três) fabricantes diferentes, utilizar sistemas de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução. Justificativa: Após a publicação de portaria de aprovação do INMETRO para



3 (três) fabricantes diferentes as empresas de energia necessitam de prazo para: o Especificação dos sistemas de medição visando atender os requisitos funcionais desejados; o Homologação interna de sistemas de medição; o Elaboração de consulta de preços e pregões para fornecimento de sistemas de medição; o Estabelecimento de novos contratos de fornecimento; o Adequação dos processos e sistemas operacionais; o Adequação da cadeia logística e de suprimentos.

ENDESA

043. Art. 4º §1º O prazo citado no caput fica condicionado a existência no mercado de medidores com as características relacionadas neste regulamento e a devida homologação do INMETRO. §2º Caso as condições contidas no parágrafo anterior sejam atingidas em antecedência inferior a 9 (nove) meses do prazo limite estabelecido no caput, o mesmo será prorrogado para permitir um prazo mínimo de preparação da fabricação massiva de 9 (nove) meses entre a homologação e o inicio da utilização do sistema de telegestão. A homologação e colocação no mercado de medidores apresenta histórico de períodos longos entre projeto e comercialização logo deve haver condicionantes. Justificativa: O processo de aprovação e modelos por fabricantes pode se estender por períodos que não permitam a colocação no mercado de medidores aprovados em tempo hábil ao cumprimento do prazo regulamentar. Faz-se necessário prazo para que as distribuidoras providenciem suas compras ou licitações (lei 8.666) para inicio de aplicação das condições da resolução.



IBM Brasil

044. Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 12 (doze) meses após a homologação pelo INMETRO de pelo menos dois medidores de fornecedores distintos, apresentar seu Plano de Trabalho à ANEEL, contemplando os critérios e cronograma de substituição dos medidores pelos que seguem os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução. Parágrafo Único. Para as permissionárias de distribuição que assinaram Contrato de Permissão após a publicação desta Resolução, o prazo de que trata o caput é válido a partir da data de assinatura do referido Contrato. Justificativa: O prazo inicial de 18 meses proposto apenas faz sentido se houver equipamentos disponíveis para aquisição, o que requer aprovação de modelo junto ao INMETRO. A existência de mais de um medidor é importante para garantir o princípio da concorrência. O texto original também não define o que significa “utilizar sistemas de medição” em termos quantitativos. A nova proposta de texto tem o objetivo de a distribuidora formalizar um plano junto à ANEEL que deve ser seguido. Tal plano deve ser apresentado em até 12 meses após a existência de equipamentos no mercado, o que dá tempo para as equipes técnicas da distribuidora avaliarem os equipamentos em laboratório e campo, se assim for necessário.

Não aceito O prazo proposto é insuficiente.

INMETRO 045. Art. 4º Prazo a definir Justificativa: Necessidade de revisão do prazo estabelecido visto que talvez não seja adequado (prazo para aprovação dos medidores depende da definição efetiva das características do medidor) .

Não aceito O prazo será definido nesta Resolução.

LIGHT

046. Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 18 (dezoito) meses após a homologação pelo INMETRO da quantidade suficiente de medidores que permita a substituição publicação desta Resolução, utilizar sistemas de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução.



Justificativa: Light sugere que o prazo inicial para a troca do padrão nas condições estabelecidas nesta resolução somente pode ser iniciado após a homologação pelo INMETRO de fornecedores que tenham a capacidade de atender a demanda de medidores para a substituição do padrão de medição.

PROCON-SP

047. Art. 4º Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, obedecer ao seguinte cronograma: (prazos razoáveis), após a publicação desta Resolução, utilizar sistemas de medição com os requisitos mínimos estabelecido s nesta Resolução. Justificativa: O artigo 4º da minuta de resolução aponta o prazo de 18 (dezoito) meses para instalação de medidores eletrônicos. A implantação deveria obedecer as etapas, inclusive contemplando avaliação dos ganhos, os problemas decorrentes do novo sistema. Sugerimos inserir cronograma com essas etapas e dilatar o prazo de implantação para contemplar avaliação e expansão.


WEG

048. Art. 4 Para atendimento ao art. 2º, a distribuidora deve, em até 24 (vinte e quatro) meses após a publicação desta Resolução, iniciar a utilização de sistemas de medição com os requisitos mínimos estabelecidos nesta Resolução. A partir de 36 (trinta e seis) meses da publicação desta resolução utilizar sistemas de medição com os requisitos mínimo s estabelecidos nesta Resolução e de acordo co m o plano de substituição de medidores. Justificativa: O prazo de 24 (vinte quatro) meses servirá para que tanto distribuidoras como fabricantes se adequem às exigências, treinem o pessoal de campo e formalizem os projetos piloto de acordo com a resolução; Neste período, revisar as normas ABNT e a portaria 431 para as novas exigências. O prazo de 24 a 36 meses servirá para a análise dos projetos piloto e para que mais fabricantes de medidores consigam a certificação no INMETRO; Após 36 meses, as distribuidoras e os fabricantes terão maior conhecimento dos problemas e das soluções envolvidas na



aplicação do produto, bem como ter ão um ambiente tecnologica mente regulado e seguro par a os investimentos para atender ao plano de substituição de medidores

DAS GRANDEZAS MEDIDAS E FUNCIONALIDADES COMPLEMENTARES

Art. 5º As seguintes grandezas devem ser apuradas pelo sistema de medição para cada unidade consumidora: I – Tensão: valor eficaz instantâneo; II – Energia elétrica ativa: registro do valor para fins de faturamento do consumo, em cada posto horário; III – Energia elétrica reativa indutiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz).


ABINEE

049. Art. 5º IV - Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). Justificativa: − Tecnologia disponível. − Monitoramento da conseqüência da utilização de equipamentos para correção do fator de potência.

Não aceito

A(s) funcionalidade(s) proposta(s) pode(m) ser instalada(s) à critério da distribuidora. Estabelecê-la(s) como critério mínimo para todas as unidades consumidoras não é economicamente viável. Ou seja, a Resolução aborda a definição de requsitos mínimos e fica facultado à distribuidora a adoção de sistemas de medição com requisitos adicionais aos estabelecidos, desde que respeitadas as regras sobre prestação de outros serviços.

ABRADEE

CPFL

050. Art. 5º As seguintes grandezas devem ser medidas pelo equipamento de medição para cada unidade consumidora: I – Tensão: valor eficaz por fase; ... IV - Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor, em cada posto

Parcialmente aceito

Caput: Parcialmente Aceito. O texto será melhorado. Inciso I: Aceito. Será especificado que a tensão deve ser por fase.


horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). V – Demanda por posto horário. Justificativa: Todos os dados necessários para registrar estes parâmetros já são aquietados para a realização das funções básicas (energia ativa e reativa). Os demais parâmetros são obtidos através de cálculos, que não representam aumento de custos. As informações que serão geradas a partir destes registros podem subsidiar o planejamento técnico das concessionárias. Inclusão da Energia Elétrica Reativa Capacitiva: a presença de energia elétrica reativa é um fator indesejável para o sistema elétrico, seja ela de natureza indutiva ou de natureza capacitiva. Se passar a haver algum tipo de penalização (por exemplo, via tarifas) às unidades consumidoras conectadas em baixa tensão apenas pelo excesso de energia reativa indutiva, corre-se o risco de ocorrer a aplicação de um excesso de energia reativa capacitiva para a correção da energia reativa indutiva. O excesso de energia reativa capacitiva deve então, ser evitado, e para que essa situação seja adequadamente monitorada e controlada, faz-se necessário que o medidor registre também a energia reativa capacitiva, em registradores e postos horários distintos. Da mesma forma que na avaliação da energia reativa indutiva, deve ser considerada apenas a componente fundamental (60 Hz), na contabilização da energia reativa capacitiva, já que a atribuição de responsabilidade pela energia distorsiva (oriunda de freqüências superiores a 60 Hz) não é trivial. Inclusão da Demanda: As tecnologias atuais já permitem esse tipo de medição e os benefícios são muito importantes para o controle da curva de carga e para uma futura eventual cobrança de demanda no Grupo B.

Incicos IV e V: Não aceito. Idem item 049.


AES ELETROPAU

LO

051. Art. 5º I – Tensão: valor eficaz instantâneo por fase, com integralização de medição em 1 (um) segundo; II – Energia elétrica ativa: registro do valor acumulado para fins de faturamento do consumo, em cada posto horário; III – Energia elétrica reativa indutiva: registro do valor acumulado, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). IV - Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor acumulado, em cada posto horário, apenas na frequência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz); V – Energia elétrica reativa excedente: registro do valor acumulado em cada posto horário; VI- Corrente: valor eficaz por fase, com integralização de medição em 1 (um) segundo; VII - Fator de Potência: por fase, com integralização de medição em 1 (um) segundo; VIII – Freqüência, com integralização de medição em 1 (um) segundo; IX - Demanda elétrica, por posto horário, integralizzadas em 1 (uma) hora; Justificativa: Entendemos ser necessária a inclusão de outras funcionalidades básicas nos medidores eletrônicos a serem definidos pela ANEEL, visando (i) o completo registro das informações referentes ao faturamento da unidade consumidora; (ii) subsidiar o planejamento técnico das concessionárias de distribuição; e (iii) permitir maior nível de informações aos consumidores para a gestão do consumo. Conforme Nota Técnica 044/2010, por força de Decreto, atualmente não há previsão de faturamento de demanda em consumidores do Grupo B, porém isso pode ser revisto. Sendo assim, tal funcionalidade pode viabilizar o deslocamento dos picos de consumo de energia.

Parcialmente aceito

Incisos II e III: Aceito. Poderá ser adotado o valor acumulado. No entanto o texto será diferente do proposto. Demais incisos: Não aceito. Justificativas iguais àquelas dadas para o item 049.


Por fim, quanto ao custo adicional do medidor, no que tange à inserção de funcionalidades, de acordo com estudos preliminares realizados pela AES Eletropaulo, os mesmos não são representativos, face ao incremento de qualidade oferecido à prestação de serviço aos consumidores.

CCEE

052. Art. 5º ... II - Corrente: valor eficaz instantâneo; ... V- Valores máximos e mínimos de fator de potência diários; VI - UFER: Unidade de faturamento de energia reativa; VII - DMCR: Demanda máxima corrigida registrada; VIII- Potência ativa e aparente; Justificativa: No caso de UFER/DMCR poderá ser verificado eventual ultrapassagem por baixo fator de potência. Permitem também avaliação da qualidade da energia e dos serviços prestados, exigência cada vez maior dos consumidores e do órgão regulador. Permitem uma série de avaliações e estudos sem a necessidade de instalação de equipamentos adicionais para realização de campanhas de medidas. Potencializam a utilização de novos serviços com o advento de redes inteligentes. O sistema de medição deverá estar preparado para apurar energia elétrica reativa indutiva e capacitiva. Art. 5º Incluir item. Classe 1% ou melhor Justificativa: Para os medidores BT, a exatidão de 1% ou melhor, não seria fator de onerar custo do equipamento. Cabe ressaltar que em alguns países já se utiliza medidor eletrônico classe 0,5% neste tipo de unidade consumidora. Observação: Alinhamento conforme da AP ANEEL nº 120/2010 que recomenda sinalização horária em 3 (três) postos: ponta, intermediária e fora ponta.

Não aceito

Incisos: Justificativas iguais àquelas dadas para o item 049. Classe de exatidão: não é necessária uma classe de exatidão de 1% para pequenos montantes de energia. É economicamente inviável.


CELESC

053. Art. 5º I – Tensão e corrente: valor eficaz instantâneo da tensão e para corrente. A medição de corrente deve ser nos quadrantes. II – Energia elétrica ativa em dois quadrantes: registro do valor para fins de faturamento do consumo, em cada posto horário. III – Energia elétrica reativa indutiva: registro do valor, em cada posto horário e para leitura instantânea, considerando até a 30ª harmônica da tensão e da corrente em cada posto horário, tendo como base a freqüência nominal de sessenta hertz. IV – Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor, em cada posto horário e para leitura instantânea, considerando até a 30ª harmônica da tensão e da corrente em cada posto horário, tendo como base a freqüência nominal de sessenta hertz. Justificativa: Visto que a adição destas características de medição àquelas já incluídas no Art 5º da CP 043/2010 não impõe aumento custos significativos ao medidor e; Em busca de tornar mais eficiente a distribuição de energia elétrica, a medição de energia reativa capacitiva pode proporcionar: Que a distribuidora a monitore a evolução do tipo de carga presente na

casa de consumidores, pois não sabemos se a intensiva difusão de equipamentos eletrônicos na atualidade poderá alterar o perfil da carga reativa do consumidor tornando-o mais indutivo ou se virá a ser capacitivo algum dia. Que a distribuidora disponha de funcionalidades que viabilizem lidar com cenários futuros onde haja micro-geração distribuída, cujo eventual contrato contemple apenas o balanço energético ou não, sendo que os dispositivos de conversão de energia utilizado nestes sistemas podem gerar energia reativa de forma indesejada ou controlada, munindo a concessionária com informações para otimizar a gestão do sistema. Que a sociedade se beneficie da otimização do funcionamento da rede de

Não aceito Justificativas iguais àquelas dadas para o item 049.


distribuição inteligente através diminuição de perdas técnicas e por possibilitar o repasse dos custos de forma mais precisa e personalizada aos consumidores devido monitoramento da energia reativa capacitiva e indutiva na fronteira de suas instalações.

CEMAR

054. Art. 5º As seguintes grandezas devem ser medidas pelo medidor para cada unidade consumidora: I – Tensão: valor eficaz por fase; .. IV - Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). V – Demanda por posto horário. Justificativa: Todos os dados necessários para registrar estes parâmetros já são aquietados para a realização das funções básicas (energia ativa e reativa). Os demais parâmetros são obtidos através de cálculos, que não representam aumento de custos. As informações que serão geradas a partir destes registros podem subsidiar o planejamento técnico das concessionárias. 1. Inclusão da Energia Elétrica Reativa Capacitiva: A presença de energia elétrica reativa é um fator indesejável para o sistema elétrico, seja ela de natureza indutiva ou de natureza capacitiva. Se passar a haver algum tipo de penalização (por exemplo, via tarifas) às unidades consumidoras conectadas em baixa tensão apenas pelo excesso de energia reativa indutiva, corre-se o risco de ocorrer a aplicação de um excesso de energia reativa capacitiva para a correção da energia reativa indutiva. O excesso de energia reativa capacitiva deve então, ser evitado, e para que essa situação seja adequadamente monitorada e controlada, faz-se necessário que o medidor registre também a energia reativa capacitiva, em registradores e postos horários distintos. Da mesma forma que na avaliação da energia reativa indutiva, deve ser considerada apenas a componente fundamental



(60 Hz), na contabilização da energia reativa capacitiva, já que a atribuição de responsabilidade pela energia distorsiva (oriunda de freqüências superiores a 60 Hz) não é trivial. 2. Inclusão da Demanda: As tecnologias atuais já permitem esse tipo de medição e os benefícios são muito importantes para o controle da curva de carga e para uma futura eventual cobrança de demanda no Grupo B.

CEMIG

055. Art. 5º IV – Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). V - Demanda ativa por posto horário. § 1º – O intervalo de cálculo da demanda e a forma de cálculo aplicável devem ser coerentes com a estrutura tarifária adotada e tratada em resolução específica sobre o assunto. §2º – Adicionalmente, o medidor deve possuir capacidade de aplicação de tarifas diferenciadas, no mínimo, em 4 (quatro) postos horários, devendo ser programáveis o início e o fim de cada posto. Justificativa: 1. Inclusão da Energia Elétrica Reativa Capacitiva: a presença de energia elétrica reativa é um fator indesejável para o sistema indutiva ou de natureza capacitiva. Havendo algum tipo de penalização (por exemplo, via tarifas) às unidades consumidoras conectadas em baixa tensão apenas pelo excesso de energia reativa indutiva, corre-se o risco de ocorrer a aplicação de um excesso de energia reativa capacitiva para a correção da energia reativa indutiva. O excesso de energia reativa capacitiva deve então, ser evitado. Para que essa situação seja adequadamente monitorada e controlada, faz-se necessário que o medidor registre também a energia reativa capacitiva, em registradores e postos horários distintos. Da mesma forma que na avaliação da energia reativa indutiva, deve ser considerada apenas a componente fundamental (60 Hz), na contabilização da energia reativa capacitiva, já que a atribuição de responsabilidade pela energia



distorsiva (oriunda de freqüências superiores a 60 Hz) não é trivial. 2. Inclusão da Demanda Ativa: O fator preponderante no dimensionamento de circuitos elétricos de distribuição é a demanda a ser atendida. O fato de existir cargas em baixa tensão que requerem do sistema elétrico uma elevada demanda, durante um tempo de funcionamento curto, como é caso preponderantemente de chuveiros elétricos, obriga as distribuidoras a efetuar um sobre dimensionamento de circuitos, já que esses devem atender à condição operativa mais crítica, que corresponde ao pico de consumo. Uma forma efetiva de deslocar o pico de consumo das unidades consumidoras de baixa tensão passa pela tarifação de demanda nessas unidades consumidoras, já que é possível que a tarifação apenas de energia não induza a uma mudança de hábitos por parte do consumidor, visto que o valor de energia agregado por essas cargas, em geral, é baixo devido ao seu curto período de funcionamento (estudos realizados pela Cemig indicam o tempo médio de 7 minutos para um banho utilizando o chuveiro elétrico). Introdução dos §§ 1º e 2º: §1º - Devido à especificidade do assunto, e ao desconhecimento da estrutura tarifária que se pretende adotar (o que é objeto de estudos por parte de outro Grupo de Trabalho da Aneel) faz-se necessário atrelar as definições relativas a essa grandeza à estrutura tarifária a ser definida. §2º - Sabe-se ser necessária a inclusão dessa funcionalidade para aplicação de tarifação diferenciada na baixa tensão. Sugere-se a transferência para o Art. 5º, que trata de todas as grandezas e funcionalidades que deveriam fazer parte desses medidores em questão.

CEPEL

056. Art. 5º As seguintes grandezas devem ser apuradas pelo sistema de medição para cada unidade consumidora: II – Energia elétrica ativa: registro do valor para fins de faturamento do consumo, em cada posto tarifário; III – Energia elétrica reativa indutiva e capacitiva: registro de cada um dos valores, indutivo e capacitivo, em cada posto tarifário, apenas na

Parcialmente aceito Inciso II: Aceito. O termo posto tarifário será utilizado. Inciso III: Não aceito. Justificativa igual àquela dada para o item 049.


freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). Justificativa: O subgrupo B3 inclui consumidores com medição indireta em BT com cargas mais elevadas, principalmente nos grandes centros urbanos. Caso a concessionária queira aplicar o faturamento de energia reativa nesses consumidores (permitido pela Resolução 414), eventuais compensações dimensionadas pelo consumidor podem tornar a carga total com fator de potencia capacitivo, a exemplo do que ocorre no Grupo A. Neste aspecto seria importante medir também o fator de potencia capacitivo. Além disso, consideramos que não deva existir acréscimo de custo significativo para essa implementação. Pode também auxiliar no conhecimento e redução das perdas técnicas e na avaliação do FP de cargas não lineares, como lâmpadas compactas. A expressão posto tarifário define melhor as possibilidades de uma nova estrutura tarifária, não limitando os intervalos apenas aos horários dos dias, mas permitindo a flexibilização em relação ao calendário (dias úteis, sábados, domingos, feriados, verão, inverno, etc), tornando mais objetiva a redação proposta.

CIA PORTE

057. Art. 5º I. Tensão: valor eficaz instantâneo de módulo e fase da tensão monofásica e, para os casos polifásicos, também da tensão entre fases; II. Corrente: valor eficaz instantâneo de módulo e fase da corrente por fase; III. Energia elétrica ativa: valores integralizados para fins de faturamento do consumo; IV. Energia elétrica reativa: valores integralizados para fins de faturamento do consumo; V. Demanda ativa: valor instantâneo da demanda ativa monofásica ou polifásica para fins de consumo, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência da demanda ativa máxima durante o ciclo de faturamento; VI. Demanda reativa: valor instantâneo da demanda reativa monofásica ou



polifásica para fins de consumo, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência da demanda reativa máxima durante o ciclo de faturamento; VII. Fator de potência: valor instantâneo do fator de potência, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência dos fatores de potência mínimo e máximo durante o ciclo de faturamento; VIII. Freqüência: valor instantâneo da freqüência da corrente por fase. Justificativa: 1) Entendemos que a Nota Técnica n° 0109/2009‐SRD/ANEEL foi elaborada através do estudo das melhores práticas sendo executadas a nível mundial. Acreditamos que o Brasil precisa, no mínimo, seguir os padrões já utilizados internacionalmente, e sempre que possível, inovar em pró do melhor custo/benefício para todos os envolvidos. 2) A sugestão do retorno à leitura das oito grandezas sugeridas incialmente na nota técnica 0109/2009‐SRD/ANEEL, implica somente na maximização do custo/benefício dos Medidores Inteligentes. Todas estas funcionalidades já fazem parte das features da grande maioria dos componentes utilizados comercialmente (ex. Analog Devices, Texas Instruments,...). 3) Uma vez adotada a utilização de “Medidores Inteligentes”, e não um arranjo de tecnologias acopladas a um medidor passivo, simulando certa inteligência, essas e muitas outras features são dependentes apenas de Software (firmware), ou seja, geram impacto zero no custo por unidade produzida.

COPEL

058. Art. 5º I – Tensão: valor eficaz instantâneo, por fase; II – Energia elétrica ativa: registro do valor para fins de faturamento do consumo; III – Energia elétrica reativa indutiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na frequência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). IV - Energia elétrica reativa capacitiva: Registro do valor, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz).



Justificativa: De acordo com o texto original, deve haver previsão para implantação de futuros programas com tarifa horossazonal nos consumidores do grupo B. Esta preparação é válida, contudo é preciso observar que o modelo que utilizamos atualmente nos consumidores do grupo A foi desenvolvido a cerca de 20 anos, quando não existiam recursos de comunicação. Isto explica a existência de relógios de precisão e baterias integrados na eletrônica dos medidores que até hoje são produzidos seguindo este padrão. Contudo, ao se planejar uma expansão a um número bem maior de consumidores, é aconselhável adotar um sistema com centralização de dados através de meios de comunicação disponíveis atualmente. Portanto, exigir que medidores já venham equipados com relógios será um requisito dispensável nos novos modelos de sistemas para tarifação horossazonal. Em complemento, deve-se prever que futuros programas não serão compulsórios aos consumidores, isto é, haverá apenas um percentual deles que optará pela tarifação diferenciada por horário. Atribuir um custo significativo (relógio de precisão e bateria) a cada medidor, mesmo considerada a possibilidade de não empregar tarifas diferenciadas por horário pode ser considerada uma imprudência no investimento, a qual imputará responsabilidade a agência reguladora. Caso opte-se por manter tal requisito, deve ser prevista a aquisição de medidores com a função horossazonal apenas para os consumidores que aderirem a algum programa específico, com pagamento do custo diferencial em relação ao equipamento padrão (sem relógio e bateria). Cabe ressaltar que o emprego de medidores com registros de energia reativa implicam um aumento do custo operacional significativo. Isto ocorre porque a leitura atualmente é realizada manualmente de forma instantânea, isto é, o leiturista consegue anotar o valor correspondente com um olhar instantâneo sobre o registrador. Ao obrigar a existência de mais dois registros, estes sendo “ciclados” no display a cada 5 segundos, cada leitura passa a exigir 15 segundos, a produtividade cai e o custo aumenta. Para tarifa


horossazonal no grupo B, em larga escala, é praticamente obrigatório o emprego de sistema de telecomunicação para efetuar estas leituras (3 registradores em 4 postos horários).

DAVID AMOR

GARRIDO

059. III – Energia elétrica reativa indutiva e capacitiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz); IV - Demanda ativa, com registro do valor instantâneo da demanda monofásica ou polifásica para fins de consumo, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência da demanda máxima durante o ciclo de faturamento; V - Demanda reativa, com registro do valor instantâneo da demanda monofásica ou polifásica para fins de consumo, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência da demanda máxima durante o ciclo de faturamento; Justiticativa: A informação de demanda é fundamental para que, num futuro, sejam feitas as alterações legais/normativas necessárias para a tarifa binômia para baixa tensão. Adicionalmente, mesmo sem a possibilidade de aplicar-se tarifa binômia, essa informação pode ser útil ao consumidor, ao permitir que ele perceba quanto está demandando e acompanhe melhor sua carga. Quanto ao registro de energia capacitiva, o incremento de custo para implementá-lo agora certamente será menor que ter de trocar os medidores novamente para contemplar tal capacidade.


ELEKTRO

060. Art. 5º As seguintes grandezas devem ser medidas pelo medidor para cada unidade consumidora: I – Tensão: valor eficaz por fase; ... IV – Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). V – Demanda por posto horário acumulada.

Não aceito

Caput: Não aceito. A utilização do termo “sistema de medição” foi prorposital. Conforme explicado no item 49 da Nota Técnica n° 0044/2010–SRD/ANEEL, em toda a minuta de resolução “foi adotada a terminologia ‘sistema de medição’ para se referir ao conjunto de equipamentos que devem ser instalados para obtenção dos requisitos mínimos que estão sendo exigidos. Evitou-se utilizar o termo ‘medidor’ ao definir tais requisitos de forma a deixar à escolha da


Justificativa: O estabelecimento das novas grandezas não implica em custos adicionais significativos na fabricação dos medidores. Futuramente podem proporcionar benefícios para a operação do sistema elétrico se aliados à regulação específica. Dentre os potenciais benefícios: o Planejamento técnico apurado; o Melhor controle da curva de carga; Controle da demanda.

distribuidora a forma de obtenção e tratamento dos dados apurados, seja no próprio equipamento de medição, seja no sistema central de gerenciamento de dados”. Demais incisos: Não aceito. Justificativas iguais àquelas dadas para o item 049.

ENDESA

061. Art. 5º III – Energia elétrica reativa indutiva e capacitiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na frequência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). IV – Demanda por posto horário. V - Controle de potência contratada, reprogramada remotamente. VI - Redução da potência disponível. VII - Registro de maxímetro de potência consumida em um intervalo de tempo. VIII - Discriminação horária em distintas faixas em cada dia da semana atendendo ao calendário. IX - Registro de eventos e acessos. X -Cálculo de excessos de energia maior que nível de potência contratada. XI - Curvas de carga de energia ativa e reativa. XII - Registro de curva de medidas. XIII - Possibilidade de configurar contratos de fornecimento de energia. XIV - Medição bidirecional. Justificativa: A energia capacitiva deve ser uma das medidas realizadas, pois com a possibilidade de cobrança de energia reativa indutiva, grande parcela dos clientes instalará capacitores como medida corretiva, este fato poderá modificar a característica do sistema elétrico tornando-o capacitivo sem que haja a medição e os acertos que possam se fazer necessários nas



unidades consumidoras. Lembramos ainda, que a resolução 414/2010, em seu artigo 95, estabelece limite também para fator de potência capacitivo. As outras funções mínimas sugeridas fazem parte de um rol de funções que não agregarem custos adicionais aos medidores, e contribuem para aplicações de Smart Grid. Justificamos cada funcionalidade: Demanda por posto horário – Permitirá futura estrutura tarifária mais completa para consumidores BT. Controle de potência contratada, reprogramada remotamente - Esta funcionalidade é muito importante para o controle de carga da rede de distribuição e otimização da mesma. Redução da potência disponível - Em alguns países, no caso de não pagamento do cliente, no lugar de corte do consumo, se procede a uma redução drástica da potência máxima programada durante um período de tempo antes da interrupção total do fornecimento. Esta funcionalidade utiliza a função de limite de potência programável. Registro de curva de medidas - Registro de qualquer grandeza existente no medidor com um intervalo configurável e armazenado durante um tempo determinado; Possibilidade de configurar contratos de fornecimento de energia – Possibilidade de registros que podem ser utilizados em um futuro mercado livre de energia em BT; Medição bidirecional – Abre capacidade para integração de geração distribuída.

GE 062. A GE apoia a resolução de que o medidor deve medir e armazenar os parametros acima. Adicionalmente, recomendamos que o medidor também registre energia reativa nos quatro quadrantes e potência aparente.


IBM Brasil 063. Art. 5º As seguintes grandezas devem ser medidas pelo medidor para cada unidade consumidora: I – Tensão: valor eficaz por fase;



II – Energia elétrica ativa no sentido linha-carga: registro do valor para fins de faturamento do consumo, em cada posto horário, consumido pelo cliente da distribuidora; III – Energia elétrica ativa no sentido carga-linha: registro do valor para fins de faturamento ou abatimento do consumo, em cada posto horário, fornecido ao sistema pelo cliente da distribuidora autorizado a operar em regime de geração distribuída/microgeração; IV – Energia elétrica reativa indutiva: registro do valor, em cada posto horário, na freqüência nominal (sessenta hertz) e na terceira harmônica para tensão e corrente; V - Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor, em cada posto horário, na freqüência nominal (sessenta hertz) e na terceira harmônica para tensão e corrente; V – Demanda Ativa por posto horário e por sentido (linha-carga e carga-linha). Justificativa: A proposta de aumentar o número de grandezas medidas é o de tornar o medidor inteligente plenamente compatível com o conceito de Smart Grid, onde há fluxo bidirecional de potência nos consumidores (caso de microgeração, veículos elétricos). A sugestão de texto também contempla a medição de energia reativa (indutiva e capacitiva) considerando a principal freqüência harmônica que prejudica o sistema de distribuição (apenas esta por questões de custo do projeto, que utilizaria algoritmo mais simples para cálculos FFT). A medição de tensão por fase foi sugerida para garantir, em consumidores bi ou trifásicos, a mesma qualidade de serviço. O registro de demanda não encarece o medidor, por ser uma grandeza derivada. Ela traz benefícios à distribuidora para fins de estudo e manutenção do sistema. Este registro também permite flexibilidade tarifária futura (cobrança de demanda) sem a necessidade da troca do medidor.


ITRON

064. Art. 5º IV - Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). Justificativa: A especificação para que os equipamentos de medição também possuam a capacidade de entregar a informação da energia reativa capacitiva , conforme proposta , trará o beneficio de que os equipamentos a serem instalados já possam ser utilizados em caso de os consumidores serem possiveis geradores ( geração distribuida) além de agregar o beneficio do monitoramento da utilização de equipamentos para correção de fator de potencia devido a cobrança da energia reativa indutiva .Ademais a tecnologia já se encontra disponivel para ser empregada nos equipamentos de medição residencial . A manutenção da especificação para que as energias reativas sejam apuradas somente em sessenta hertz é importante e desejada , pois sabe-se que todavia não existe uma harmonização mundial ( normas ) quanto a correta aplicação de algoritmos para determinação da energia reativa considerando harmonicos , principalmente tendo em vista que a origem destes no sistema podem não ser de responsabilidade da carga a ser faturada.Importante salientar também que as entidades responsaveis pela certificação dos equipamentos para fins de faturamento, possuem seus procedimentos definidos de modo a certificar a resposta do equipamento somente sob a frequencia fundamental. Importante que haja revisão da Portaria 414/2010 – Art 96 quanto aos procedimentos a serem utilizados para calculo e determinação do reativo excedente (ERE / DRE ) para fins de faturamento , onde é definido a possibilidade de que para este processo os equipamentos de medição possam realizar estes calculos . Pois assim sendo , considerando que os equipamentos a serem utilizados no sistema de medição terão certificação da Meterolgia Legal ( INMETRO) os calculos efetuados deverão ser também parte do processo de certificação quando da apreciação tecnica de modelo pela metrologia legal (INMETRO) , de modo a prover credibilidade perante



aos consumidores para esta apuração .

LECTRON

065. Art. 5º As seguintes grandezas devem ser obrigatoriamente apuradas pelo sistema de medição para cada unidade consumidora: I. Tensão: valor eficaz instantâneo de módulo e fase da tensão monofásica e, para os casos polifásicos, também da tensão entre fases; II. Corrente: valor eficaz instantâneo de módulo e fase da corrente por fase; III. Energia elétrica ativa: valores integralizados para fins de faturamento do consumo; IV. Energia elétrica reativa: valores integralizados para fins de faturamento do consumo; V. Demanda ativa: valor instantâneo da demanda ativa monofásica ou polifásica para fins de consumo, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência da demanda ativa máxima durante o ciclo de faturamento; VI. Demanda reativa: valor instantâneo da demanda reativa monofásica ou polifásica para fins de consumo, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência da demanda reativa máxima durante o ciclo de faturamento; VII. Fator de potência: valor instantâneo do fator de potência, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência dos fatores de potência mínimo e máximo durante o ciclo de faturamento; VIII. Frequência: valor instantâneo da frequência da corrente por fase. Justificativa: 1. É possível a medição de diversas outras grandezas elétricas em um medidor inteligente, sem o acréscimo de custo no produto final. Portanto é importante que exista a possibilidade de evolução no medidor inteligente para a leitura de outras grandezas elétricas e diversos cálculos em tempo real pelo equipamento. 2. Uma vez selecionado um “sensor” digital para a medição de grandezas elétricas em conjunto com um “microprocessador” é possível se obter diversos cálculos, e ainda a operação de diversas análises e coletas de dados estatísticos e preditivos nos equipamentos. E isso sem custo



adicional de hardware, pois todo este “upgrade” é realizado a partir de firmware no equipamento (com a devida certificação e regulação.

LIGHT

066. Art. 5º IV – Demanda por Posto Horário: registro do valor, em cada posto horário, da maior demanda e da ultrapassagem para fins de faturamento. Justificativa: A Light entende que a variação dos custos de uso do sistema de distribuição (Fio) ao longo do dia permitirá a gestão energética pelo lado da demanda com a possibilidade de tarifar, o que poderá motivar a mudança de comportamento do consumidor. A tarifa binômia tende ainda a trazer benefícios adicionais no que tange a gestão de ativos de rede, por exemplo, pela facilitação do planejamento de expansão dos sistemas elétricos.

Não aceito

Atualmente, não há previsão de faturamento de demanda em consumidores do Grupo B, pois o Decreto nº 62.724, de 17 de maio de 1968, determina que o faturamento para esse Grupo seja monômio.

PETROBRAS

067. Art 5º III - Energia gerada: registro do valor da energia elétrica ativa injetada pela unidade consumidora na rede da concessionária de distribuição. Justificativa: Em 2010 a ANEEL promoveu a consulta pública 015/2010 visando discutir as barreiras para a instalação de geração distribuída de pequeno porte, a partir de fontes renováveis, conectada em tensão de distribuição. Um dos pontos que a Petrobras colocou naquela oportunidade foi justamente a questão da medição da energia gerada, que pode ser excessivamente onerosa para pequenos geradores. Assim, quando estamos tratando da seleção de um novo padrão tecnológico para medição de energia, é importante que um dos requisitos mínimos desta nova tecnologia seja a possibilidade de medição bidirecional do fluxo de energia (consumo e geração, separadamente), contribuindo para a diminuição das barreiras para a entrada de novos geradores conectados diretamente nas redes de distribuição. Portanto, sugerimos a inserção de um novo inciso III no Artigo 5º, de modo que um dos requisitos mínimos necessários aos novos medidores seja a capacidade de medição de energia gerada, de forma independente da

Não aceito

É viável utilizar o registro em 4 quadrantes (da energia gerada e consumida) apenas em consumidores que possuam geração associada, e não em todas as unidades consumidoras. Essa postura também foi adotada pela Resolução Normativa nº 482/2012, que trata da micro e minigeração de energia elétrica.


energia consumida.

PROCON-SP

068. Os medidores terão de medir no mínimo tensão, energia ativa e energia reativa. A Agência deve se preocupar em expressar nas regras a impossibilidade de cobrança de energia reativa de consumidores residenciais. A medição é importante para impulsionar normas técnicas, fabricação de melhores equipamentos, consumo racional e eficiente, mas é necessária transição, clareza dos efetivos ganhos para consumidores e prestadores do serviço. Consideramos oportuna e conveniente a submissão do novo sistema de cobrança e faturamento a uma nova consulta pública. Quanto às funcionalidades complementares consideramos muito positiva toda a informação sobre indicadores de qualidade ao alcance do consumidor. Porém tais dados devem ser disponibilizados de forma didática e traduzida aos usuários. Caso contrário de nada adiantará as informações e custos despendidos com as novas funções. Quanto a funcionalidade de indicação do consumo em cada bloco de horário, consideramos positivo para estimular o consumidor ao uso do serviço fora do horários de pico. Não pode o consumidor ser simplesmente onerado com pagamento de tarifa maior porque utiliza energia somente a noite quando está em casa. A regulação deve estimular o uso nos horários de ociosidade do sistema (fora da ponta) mediante melhores tarifas, descontos pelo uso nesses horários, e não cobranças adicionais nos horários críticos. Esses indicativos deveriam compor a resolução para dar segurança à sociedade dos rumos e intenções da regulamentação.

Parcialmente aceito

Não será adotada a medição de energia reativa como funcionalidade mínima. Sobre a conveniência de cobrança de energia reativa para o consumidor residencial, a questão será tratada em Audiência Pública com publicação prevista para 2012. Vide Processo nº 48500.002798/2012-61.

RDS

069. Novo Inciso -Demanda de Potência: registro do maior valor em KW (quilowatt) em cada posto horário. Justificativa: Poderá ser utilizada em controle do uso racional de energia, eficiência energética (troca de aparelhos) bem como avaliar a alteração de carga do consumidor (redução ou acréscimo).



REDE ENERGIA

070. Art 5º I – Tensão: valor eficaz instantâneo da tensão de linha, por fase; ... III – Energia elétrica reativa indutiva: registro do valor para fins de faturamento, apenas na frequencia nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz) IV - Energia elétrica reativa capacitiva: registro do valor, apenas na frequência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). Justificativa: Necessidade de definição da taxa de amostragem do valor de tensão eficaz, tempo de armazenamento das informações no sistema, tempo de atualização desses dados.


SILVER SPRING

071. Art. 5º IV – Permitir medir fluxo de energia bidirecional (4 quadrantes) Justificativa: Garantir a possibilidade de medir fluxo de energia bidirecional (4 quadrantes) suportando desta forma novas aplicações como geração distribuída (painel fotovoltaico, gerador eólico, etc), bem como dispositivos de armazenamento (baterias, veículos elétricos, etc).


Art. 6º Adicionalmente às grandezas descritas no artigo anterior, as seguintes funcionalidades complementares devem ser apuradas para cada unidade consumidora:

I – Interrupções de curta duração: devem ser registradas data e hora de início e fim de cada interrupção de curta duração; II – Interrupções de longa duração: devem ser registradas data e hora de início e fim de cada interrupção de longa duração, para efeito de cálculo da

Freqüência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – FIC, da Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – DIC e da Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – DMIC;

III – Duração de transgressão de tensão: devem ser apurados os parâmetros para efeito de cálculo de Duração Relativa da Transgressão de Tensão

Precária – DRP e de Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica – DRC;


IV – Postos tarifários: deve haver capacidade de aplicação de tarifas diferenciadas, no mínimo, em 4 (quatro) postos horários, devendo ser programáveis

o início e o fim de cada posto.


ABINEE

072. Texto: Art. 6º ... Parágrafo único: para armazenamento das interrupções de curta e de longa duração (alíneas I e II) os medidores devem possuir capacidade de armazenamento de no mínimo, 32 registros por mês, para cada tipo de interrupção. Justificativa: − Tecnologia disponível. − Para a realidade da aplicação de medição na baixa tensão, é esperada a utilização somente de medidores de ligação direta. A definição de interrupção como sendo 10% da tensão de fornecimento, implica na utilização de medidores com alimentação auxiliar, a qual não está disponível nas ligações diretas. Portanto, é necessária a revisão da definição de interrupção na medição na baixa tensão. − Dar alternativas para realizar de formas diferentes a apuração desejada. O medidor poderá realizar o cálculo dos índices, mas no caso em que o medidor apenas registre a memória de massa dastensões e não tome a decisão do registro de DRP e DRC, um software externo poderá calcular DRP e DRC e expurgar períodos não relevantes.

Não aceito A quantidade de registros não será definida em regulamento por se tratar de característica construtiva do equipamento. Esse parâmetro deve ser acertado entre fabricante e distribuidora.

ACLARA

073. Remover o item III. Justificativa: O cálculo de transgressão de tensão, se calculados de acordo com item 2.6.1.2 do PRODIST/módulo 8, requer um equipamento de medição tecnicamente superior ao tradicionalmente utilizado para faturamento de energia por solicitar 16 amostras/ciclo e conversor A/D de 12 bits. Isso irá gerar um custo alto no medidor, dificultando a implementação em larga escala da tecnologia ou trazendo alto custo à sociedade.

Não aceito Inciso III: Não aceito. O medidor deve registrar qualidade. Inciso IV: Não aceito. Será mantida a aplicação de 4 postos tarifários.


Uma alternativa para esta função pode ser realizada em pontos estratégicos, como na saída de cada transformador de distribuição ao invés de inserir a função em todos os medidores residenciais. IV – Postos tarifários: deve haver capacidade de aplicação de tarifas diferenciadas, no mínimo, em 3 (três) postos horários, devendo ser programáveis o início e o fim de cada posto. Justificativa: Propõe-se a utilização de 3 pontos horários para alinhamento com AP120/2010. Além disso, tradicionalmente o consumidor terá maior facilidade na compreensão dos postos ‘ponta’ e ‘fora-ponta’, sendo o terceiro posto ‘reservado’ utilizado da forma mais conveniente em ocasiões específicas. Além disso, muitos sistemas atualmente já estão preparados para faturamento de três postos. A adoção de um quarto posto horário demandaria custos extras à distribuidora e não gerariam maiores benefícios ao sistema de distribuição.

AES ELETROPAU

LO

074. Art. 6º II – Interrupções de longa duração: devem ser registradas data e hora de início e fim de cada interrupção de longa duração, para efeito de cálculo da Freqüência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – FIC, da Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – DIC e da Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – DMIC; V – Indicação de seqüência de fases (quando aplicável); VI – Registro de detecção de inversão do fluxo de corrente; VII – Registro de violação do medidor (tampa do medidor, tampa de bornes, caixa de medição e fraude magnética); VIII – Registro de corrente de Neutro (quando aplicável); IX – Controle de versão e atualização de software; X – Alarme de ausência de tensão e corrente nas fases;

Não aceito Funcionalidades adicionais podem ser adotadas, à critério da distribuidora, e não serão compulsórias.


XI - O Medidor deve contemplar interface padronizada a ser definida pela distribuidora, conforme segue: a. Direção de tráfego de dados: deve haver capacidade de comunicação bidirecional entre o sistema central de gerenciamento de dados e o sistema de medição, com a utilização de meio de comunicação que ficará a critério da distribuidora; b. Parametrização e leitura remotas: deve haver capacidade de monitoramento e controle remoto dos parâmetros associados às grandezas medidas e funcionalidades complementares do sistema de medição; c. Quando se tratar de medição direta, os medidores devem possuir dispositivo para efetuar a suspensão e a religação do fornecimento de energia remotamente; d. Os medidores para medição indireta devem possuir capacidade para receber e efetuar comandos remotos de suspensão e de religação do fornecimento de energia através de interface padronizada ou comandar dispositivos externos, tais como disjuntores ou contatores; e. Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo, permitindo a interoperabilidade e a intercambialidade entre equipamentos de diferentes fabricantes. Justificativa: II- Apesar de favoráveis a manutenção da funcionalidade referente às interrupções de longa duração, entendemos que a mesma não deve ser associada ao cálculo dos indicadores de DIC, FIC e DMIC, pois a metodologia para a definição de tais indicadores, contida no módulo 8 do PRODIST (revisão 2), permite o expurgo de interrupções específicas. Sendo assim, tal associação pode gerar dúvidas ou reclamações nos canais de atendimento das distribuidoras. Demais Incisos - as funcionalidades sugeridas visam suportar funções de detecção ou inibição das fraudes e consumos irregulares, auxiliando no combate às perdas. Sugerimos ainda, a inclusão de um dispositivo de comunicação integrado ao


medidor, o que não obriga seu uso imediato, porém incentiva a construção de uma infra-estrutura de comunicação para viabilizar sua utilização a critério de cada concessionária, conforme seus objetivos estratégicos. Por entender que tal infra-estrutura é uma funcionalidade do medidor, sugerimos a inserção do texto contido no artigo 8º, com os devidos ajustes na redação, visando facilitar o entendimento. Por fim, quanto ao custo adicional do medidor, no que tange à inserção de funcionalidades, de acordo com estudos preliminares realizados pela AES Eletropaulo, os mesmos não são representativos, face ao incremento de qualidade oferecido à prestação de serviço aos consumidores.

CCEE

075. Art. 6º Incluir item V. Considerar medição em 4 quadrantes Justificativa: A medição em 4 quadrantes possibilita a medição de energia em fluxo direto e reverso, com possibilidade de incremento de utilização de fontes de energia distribuída/renováveis, estando o medidor apto para ser utilizado para a medição deste tipo de unidade. Incluir item VI. O medidor deve possuir memória de massa com capacidade de armazenar os dados de acordo com a programação da concessionária usuária Justificativa: Possibilidade de medição e registro dos dados em intervalos programáveis de 5 a 60 minutos durante o período mínimo de faturamento (ex: 32 dias), como também levantamento do perfil de carga da unidade consumidora e verificação de demanda. Incluir item VII. Funcionalidade de parametrização de código de identificação. Justificativa: A funcionalidade é importante, pois o equipamento, quando a regulação permitir, está preparado para eventual migração da unidade para o ACL. Atualmente a parametrização do código de identificação é de 14

Não aceito

Item V: Considerando o custo incremental, não se considera oportuno a inserção da funcionalidade em todas as unidades consumidoras. Seria mais racional a adoção do medidor em 4 quadrantes apenas para os consumidores que desejassem exportar energia. Item VI: A memória de massa pode ser utilizada para o atendimento aos requisitos mínimos desta resolulção, cabendo ao fabricante e/ou distribuidora decidir pelo seu uso. O regulamento não disporá sobre a forma de tratamento dos dados, e sim sobre requisitos. Item VII: Considerando a impossibilidade de participação no ACL para consumidores de baixa tensão, a funcionalidade proposta ficará em desuso. Item VIII: A contribuição não apresenta justificativa adequada para inclusão da funcionalidade.


dígitos. Incluir no item VIII - VTCD (valor rms das variações de tensão de curta duração) Justificativa: Grandeza relativa à medição da qualidade de tensão

CEMIG

076. Art. 6º Adicionalmente às grandezas descritas no artigo anterior, as seguintes funcionalidades complementares devem ser apuradas para cada unidade consumidora: apuradas em cada transformador, utilizado em área urbana, ao qual sejam conectadas unidades consumidoras que venham a receber sistemas de medição com as características indicadas no artigo 5º: ... IV - Tensão eficaz por fase; V - Corrente eficaz por fase; VI - Demanda ativa por fase, integralizada em intervalos de 5 minutos; VII - Memória de Massa: capaz de armazenar no mínimo 12 canais com intervalos de 5 minutos, por 37 dias; § 1º A aplicação em transformadores novos e em uso a que se refere este artigo, ocorrerá nos casos em que haja viabilidade econômica para a implantação de medidores nas unidades consumidoras conectadas a esse transformador, conforme artigo 2º; § 2º Estão excluídos da obrigatoriedade de implantação de medições com as características indicadas neste artigo, transformadores que se enquadrem em qualquer das hipóteses abaixo: a) transformadores utilizados para atender exclusivamente unidades consumidoras rurais; b) transformadores que não sejam de propriedade da Distribuidora; § 3º A forma de apuração e a quantidade de ocorrências a ser armazenada no sistema de medição a que se referem aos incisos I, II, III, IV, V e VI deste artigo devem seguir o estabelecido em

Parcialmente aceito

Caput: Parcialmente aceito. Serão propostas duas formas de medir a continuidade: uma no medidor, caso o consumidor solicite; e outra através de medidores especializados em continuidade, na forma da proposta da CEMIG. Demais itens: Não aceito. Idem item 074.


regulamentação específica sobre o assunto. Justificativa: 1 - Apuração por transformador e não por unidade consumidora: a) a supervisão da baixa tensão de transformadores possibilita o monitoramento, em um único ponto, de todos os parâmetros relativos a interrupções de tensão de curta e de longa duração, relativos aos clientes alimentados a partir do circuito de baixa tensão desse transformador, já que não há nenhum elemento de chaveamento, desde os terminais de baixa tensão do transformador até o ponto de entrega da energia. A supervisão no lado de baixa tensão dos transformadores possibilita, ainda, a apuração de valores de tensão e corrente secundárias disponibilizados às unidades consumidoras conectadas em baixa tensão. A partir dos valores medidos nesse ponto, é possível efetuar a avaliação de dados relativos à ocorrência e DRP (Duração Relativa de Transgressão de Tensão Precária) e DRC (Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica) em todas as unidades consumidoras conectadas ao secundário do mesmo transformador; b) a exigência de supervisão das grandezas indicadas no artigo 6º em cada unidade consumidora iria onerar o custo de um medidor que deve ser aplicado em larga escala, sem trazer benefícios coerentes com esse ônus, já que as mesmas informações podem ser obtidas ao se avaliar o secundário do transformador, conforme indicado no item anterior. A manutenção dessa exigência, conforme apresentado na minuta de resolução apresentada para audiência pública, elevaria consideravelmente os custos das Distribuidoras, o que contraria o princípio da modicidade tarifária. Considerando uma média de 40 unidades consumidoras por transformador urbano, teríamos a necessidade utilização de medidores mais complexos, com as funcionalidades indicadas no artigo 6º, em 2,5% (1/40) dos pontos em que seriam necessários em comparação com a exigência dessas funcionalidades na totalidade das unidades consumidoras, o que levaria a um impacto nos custos globais das distribuidoras


consideravelmente menor; c) deve-se considerar que, além dos custos diretos relativos a medidores mais complexos que teriam de ser instalados em grande volume de unidades consumidoras, incidiriam também custos operativos elevados, relativos ao transporte, ao gerenciamento e ao armazenamento de um imenso volume de dados por parte das distribuidoras. d) Distribuidoras que priorizaram a segurança na definição de seu padrão de medição, optando pela instalação do disjuntor de proteção antes (a montante) do medidor, seriam penalizadas erroneamente, pois esse padrão teria de ser alterado para as novas instalações. Essa alteração far-se-ia necessária, uma vez que o consumidor poderia provocar falta de energia em sua unidade consumidora, a fim de buscar algum benefício financeiro (ressarcimento) da Distribuidora, decorrente dessa interrupção forçada. Os custos dessa alteração de padrão de conexão são estimados, no caso da Cemig, R$ 60,00/UC, totalizando R$ 240 milhões considerando-se o universo de aplicação de 4 milhões de consumidores enquadrados nas classes B1 e B3 na Cemig Distribuição S.A.. 2. Medição da Tensão Eficaz por fase, Corrente Eficaz por fase e Demanda Ativa por fase no medidor a ser utilizado no transformador: a) A medição da tensão eficaz por fase reflete uma necessidade fundamental para a apuração dos parâmetros de transgressão de tensão indicados no inciso III; b) A medição da demanda ativa por fase, integralizada em intervalos adequados irá fornecer parâmetros que permitirão, em conjunto com os dados de tensão e corrente, determinar todas as demais grandezas elétricas referentes ao transformador, como potência aparente, fator de potência, perdas etc. Esses dados são relevantes para as áreas de operação e manutenção das distribuidoras, tornando mais atraente a implantação de medição no secundário de transformadores; 3. Necessidade de Memória de Massa no medidor a ser usado no transformador: O indicado no inciso VII (memória de massa) fornecerá os dados necessários para se fazer a avaliação dos


índices de transgressão de tensão nas unidades consumidoras individuais, através da execução de algoritmos adequados. 4. Exclusões: a) Consumidores rurais: não há exigência de utilização do novo medidor em unidades consumidoras rurais; além disso, na grande maioria dos casos não há infra-estrutura de telecomunicações para levar as informações da unidade consumidora rural até o centro de medição das distribuidoras; b) transformadores que não sejam de propriedade das distribuidoras: por não ser um ativo de propriedade da distribuidora, e sob o qual a mesma não tem ação, não se pode aplicar a exigência de medição nesses. 3. Necessidade de regulamentação específica para determinar a forma de apuração dos índices desejados: Conforme proposto no §3º, deve ser emitida regulamentação específica para padronizar a forma de apuração e armazenamento dos dados a serem registrados pelos medidores, de forma a garantir que os dados a serem gerados pelos diversos modelos de medidores que serão desenvolvidos pelos fabricantes sigam os mesmos critérios e gerem resultados compatíveis entre si. A Cemig sugere que seja usada a expertise do órgão metrológico oficial nesse processo.

CELESC

077. Art. 6º: V – Medição da taxa de distorção harmônica instantânea para a tensão e corrente considerando até a 30ª harmônica. VI – Medição do fator de potência instantâneo considerando até a 30ª harmônica: Justificativa: Com o atual cenário de gradativa massificação do uso de componentes eletrônicos com fontes chaveadas e de eletrodomésticos que empregam inversores acionamento de motores e compressores, a adição deteste tipo de medida no medidor eletrônico facilitará a detecção de cargas perturbadoras eventualmente presentes em unidades consumidoras. Com o uso de sistemas de TI a concessionária poderá identificar uma unidade consumidora que eventualmente esteja causando problemas na qualidade da energia devido ao uso de cargas perturbadoras ou de eventuais



problemas na rede, trazendo benefícios à eficiência energética e aos consumidores. A adição destas características de medição àquelas já incluídas no Art 6º da CP 043/2010 não impõe aumento custos significativo ao medidor. VI – O medidor deve ter relógio interno sincronizavel via canal de dados e deve possibilitar a atribuição de estampa de tempo com a precisão de um segundo para as medidas. Justificativa: Para que, na medida do uso de canais de comunicação não determinísticos, muito lentos ou para que ao descarregar a memória de massa as medições possam dispor de estampas de tempo, viabilizando o rastreamento temporal das medições.

CEPEL

078. Art. 6º: IV – Postos tarifários: deve haver capacidade de aplicação de tarifas diferenciadas, no mínimo, em 4 (quatro) postos tarifários, devendo ser programáveis o início e o fim de cada posto, com as respectivas datas, horários e dias da semana, de modo a possibilitar total flexibilidade na sua programação e aplicação (dias úteis, sábados, domingos, feriados, eventos especiais, horário de verão, períodos sazonais específicos, etc). Justificativa: Apesar da nova estrutura tarifária para as unidades consumidoras atendidas em BT ainda não estar definida, é importante deixar claro a necessidade de flexibilização da sua aplicação, conforme experiência na aplicação da tarifa THS. Além disso, sabemos que existe uma grande diversidade de condições nas concessionárias e permissionárias existentes no País, onde a rede de BT é mais ou menos estressada em função dos períodos do ano, temperatura, etc. Este fato deve ser considerado para permitir maior flexibilidade na utilização dos novos sistemas de medição propostos na Resolução. V – As informações registradas nos incisos de I a III devem ser

Parcialmente aceito

Inciso IV: O inciso que trata dos postos tarifários já prevê que o início e fim de cada posto seja programável. Portanto, a idéia da proposta já está atendida. Inciso V: idem item 072. Ademais, a implantação será flexível e dependerá da vontade do consumidor ou da própria distribuidora.


armazenadas para uma quantidade mínima de 100 eventos, considerando cada evento uma interrupção ou transgressão de tensão. Justificativa: É necessário quantificar o número de eventos mínimos a serem registrados.

CIA PORTE

LECTRON

079. Art. 6º IV – Postos tarifários: deve haver capacidade de aplicação de tarifas diferenciadas, no mínimo, em 4 (quatro) postos horários, tendo os parâmetros valor , início e o fim de cada posto sendo programáveis remotamente. V‐ Pré‐pagamento: deve haver capacidade de operação do medidor em modo de pré‐pagamento VI ‐ Armazenamento de dados: as informações relativas às grandezas medidas e funcionalidades adicionais devem permanecer armazenadas por um período mínimo no medidor ou no concentrador de dados, a critério da distribuidora. VII – Operação em 4 Quadrantes: deve haver capacidade para medição da demanda de energia devolvida ao sistema de transmissão; Justificativa: 1) Entendemos que a Nota Técnica n° 0109/2009‐SRD/ANEEL foi elaborada através do estudo das melhores práticas sendo executadas a nível mundial. Acreditamos que o Brasil precisa, no mínimo, seguir os padrões já utilizados internacionalmente, e sempre que possível, inovar em pró do melhor custo/benefício para todos os envolvidos. 2) Pré‐Pagamento e Operação em 4 Quadrantes: Uma vez adotada a utilização de “Medidores Inteligentes”, e não um arranjo de tecnologias acopladas a um medidor passivo, simulando certa inteligência, essas e muitas outras features são dependentes apenas de Software(firmware), ou seja, geram impacto zero no custo por unidade produzida. Tanto a modalidade pré‐paga como a venda de energia sazonal para rede, são necessidades já latentes no mercado, que certamente, logo farão parte do dia a dia de muitos usuários do Grupo B. Entendemos que para um melhor

Não aceito

Inciso IV: a programação de início de fim de cada posto é suficiente para garantir a flexibildiade do sistema. Inciso VI: idem item 072. Incisos V e VII: É mais racional exigir a funcionalidade apenas quando o usuário for efetivamente utilizá-las, e não definir como mínimo em todas as situações.


aproveitamento dos custos envolvidos na substituição e manutenção dos novos medidores, a agregação das principais funcionalidades em um único equipamento é essencial. Reduzindo assim o número de técnicos e especializações necessárias para dominar todas as tecnologias envolvidas. 3) Armazenamento de Massa de Dados: Requisito mínimo para confiabilidade e segurança de todo o sistema. Com a complexidade dos processos envolvidos e a segurança necessária para garantir a fidelidade dos dados apresentados, redundância de informações é um quesito básico e indispensável. A quantidade de informações e tempo necessários para armazenamento poderia ser parametrizável. No hardware, esta feature é implementada através do uso de memórias Flash e similares, cada vez mais baratas no mercado. Justificativa LECTRON: 1. Atender a Nota Técnica n° 0109/2009‐SRD/ANEEL, justificadas no mesmo documento. 2. Programação remota dos postos tarifários: a. Maior flexibilidade ao sistema b. Feature implementada via firmware, não impacta nos custos por unidade produzida. 3. Pré‐Pagamento: a. Maximização do aproveitamento dos investimentos para a substituição dos medidores. b. Recurso implementado via firmware, não impacta nos custos por unidade produzida. 4. Armazenamento de Massa de Dados: a. Requisito mínimo para confiabilidade e segurança de todo o sistema. b. Maximização do aproveitamento dos processadores necessários a medidores inteligentes. c. Utilização de memórias Flash e similares, de baixo custo. 5. Operação em 4 Quadrantes:


a. Maximização do aproveitamento dos investimentos para a substituição dos medidores b. Preparação para venda de energia sazonal para rede c. Disponível na grande maioria dos componentes utilizados comercialmente (Ex.: Analog Devices, Texas Instruments). d. Recurso implementado via firmware, não impacta nos custos por unidade produzida.

COPEL

080. Art. 6º A distribuidora deve implementar, de acordo com a regulamentação específica, sistema de medição que permita, de forma complementar as grandezas apuradas no Art. 5º, a apuração das seguintes ocorrências em ramais secundários urbanos de distribuição: ... IV – Desbalanço energético em cada ramal para fins de combate a perdas. Justificativa: A implantação de registradores de interrupções em cada um dos consumidores, através dos medidores para faturamento, acarreta problemas operacionais em relação ao posicionamento dos disjuntores nospadrões de diversas concessionárias do país. Ainda, a eficiência desta forma de registro, individual, é comparável à obtida na implantação de um único registrador apenas na saída dos transformadores de baixa tensão. A vantagem, neste caso, é a economia, tendo em vista um número médio de quarenta consumidores por ramal secundário urbano, pode-se prever a redução de custos gerada ao se adotar este modelo. No caso da Copel são 3.400.000 medidores instalados em consumidores urbanos. A alteração do padrão de instalação (disjuntor após) não é viável, por questões de segurança, quando eventual intervenção no medidor que permaneceria energizado, e por questões de custos, pela necessidade de mais mão-de-obra (dois eletricistas) para intervenções, dada a necessidade de desligamento no poste. A implantação do balanço energético por ramal secundário de distribuição vai de encontro às necessidades de redução de perdas técnicas e comerciais, podendo representar significativa redução nas



tarifas praticadas. A ANEEL deve promover um programa para implantação da medição (de qualidade de energia) nos ramais urbanos priorizando os conjuntos com piores índices de continuidade no fornecimento. A aplicação de tarifa horossazonal deve seguir os mesmos pontos apontados na justificativa do artigo anterior.

CPFL

081. Adequar o texto atual para contemplar a condição de disjuntores antes da medição Justificativa: Importante destacar para este artigo a característica particular da Companhia Luz e Força Santa Cruz onde, do total de ligações do Grupo B, cerca de 94% possuem dispositivo de proteção (disjuntor) instalado antes do medidor, o que comprometerá a confiabilidade das informações registradas, uma vez que o próprio consumidor poderá inserir registros de interrupções independentes de responsabilidade da concessionária. Portanto, deve haver dispositivo capaz de tratar a informação da interrupção, uma vez que a concessionária tem registro de que a rede (ramal de serviço) se mantenha em operação.

Não aceito A ANEEL não regulamenta a forma de montagem dos padrões de medição, cabendo à distribuidora estabelecer tal regra.

DAVID AMOR

GARRIDO

082. Art. 6º V – Suspensão de fornecimento: devem ser registradas data e hora de início de cada suspensão do fornecimento, bem como data e hora da respectiva religação; VI – Desligamento: devem ser registradas data e hora de cada desligamento (com encerramento do contrato), diferenciando-os das suspensões de fornecimento. Justiticativa: Tais dados podem ajudar a diferenciar suspensões e desligamentos de simples interrupções no fornecimento


ENDESA

083. Parágrafo único: Os registros que tratam os incisos I, II e III devem ser mantidos na memória do medidor por um período mínimo de 3 meses. Justificativa: Conforme estabelecido no Prodist o período de tempo decorrido desde a interrupção até a efetiva compensação é de 3 meses. Desta forma, deve existir memória suficiente para guardar no mínimo as

Não aceito O regulamento não detalhará requisitos técnicos do sistema de medição.


informações deste período regulamentar.

GE 084. A GE compreende os requerimentos mencionados e apoia completamente a necessidade do medidor suportar 4 postos tarifários, como identificado no Artigo 6o.

Aceito O sistema de medição das unidades consumidoras que aderirem ao faturamento na modalidade tarifária branca deve apurar o consumo de energia elétrica ativa em pelo menos 4 (quatro) postos tarifários.

IBM Brasil

085. Art. 6º IV – Postos tarifários: deve haver capacidade de aplicação de tarifas diferenciadas, no mínimo, em 4 (quatro) postos horários, devendo atuar de forma estática ou dinâmica, conforme Regulação em vigor. Justificativa: Apenas o item IV foi alterado, sugerindo não só a estrutura THS estática (programável, conforme atualmente em uso nos consumidores do Grupo A), mas também a dinâmica (como o Real-Time Pricing em estudo e testes no exterior).

Não aceito No âmbito do PRORET não há previsão de aplicação de estrutura tarifária dinâmica.

IDEC

086. A criação de postos tarifários diferenciados somente poderá ter aplicação após um período razoável de conscientização dos usuários do serviço abrangido por esta regulamentação. Desta forma, o Idec sugere que esta Agência e as distribuidoras de energia elétrica promovam previamente, por um período de 18 meses a contar da finalização do processo de instalação, uma campanha de educação e orientação dos consumidores sobre as funcionalidades do novo medidor e o impacto econômico da cobrança de tarifas diferenciadas em razão do horário. Durante o referido período de 18 meses da campanha, a diferenciação de cobrança deve permanecer vedada. O objetivo desta campanha será informar o consumidor sobre a diferenciação de tarifa em postos horários distintos, para que este possa alterar o seu hábito de consumo e, assim, incentivar o uso racional da energia elétrica. Para a efetividade da campanha, o Idec sugere a produção de informes a serem veiculados nos meios de comunicação existentes (imprensa escrita, televisão e rádio, sites de agências e das distribuidoras, entre outros), a

Parcialmente aceito

O tratamento comercial da aplicação de tarifas horárias será objeto de estudos futuros da Agência e há previsão de realização de audiência pública específica para esse tema. As sugestões sobre a campanha educativa será levada aos responsáveis quando dos estudos do tratamento comercial da aplicação das tarifas horárias.


criação e distribuição de cartilha explicativa pela Aneel e explicações na própria conta de luz.

ITRON

087. a) Para apuração das grandezas descritas nos incisos I e II deste artigo é importante que se realize revisão dos procedimentos descritos no Módulo 8 do Prodist, considerando se a aplicação no segmento de baixa tensão residencial, quanto a : a. Requistos instrumentos e metologia medição: tendo em vista que os equipamentos serão aplicados definitivamente junto aos consumidores e não mais em campanha ( verificação amostral de consumidores), e que demais parametros de QEE não serão exigidos além dos referidos neste artigo. b. Definição dos parametros ( nivel de tensão e periodo )para Interrupções de curta e Interupções de Longa duração : os medidores residenciais estão projetados de modo geral para responder metrologicamente a variações de tensão entre 80% a 120% da tensão nominal dos equipamentos. Podendo até mesmo interromper o processo de medição ( deligando-se ) para tensão inferior a 80% da tensão nominal. c. Definição de processo de certificação do equipamentos para estas grandezas faz-se necessário através de laboratorios com capacidade para execução desta avaliação ( Universidades, INMETRO , Laboratorios independentes).

Não aceito Será estudada uma forma de medição de qualidade, que não será tratada nesta Resolução.

JORGE HASEGAWA

088. Art. 6° - Os registros de interrupções de curta duração (piscamentos) são importantíssimos porque permite monitorar a qualidade das podas de galhos de arvores que são feitas pelas distribuidoras. O afastamento mínimo dos condutores nus dos galhos de arvores, conforme a Norma ABNT NBR 15.688 de 06/03/2009, deve ser observado, mesmo que haja intempéries. No caso das redes do tipo "Spacer" não podem deixar que os galhos de arvores fiquem permanentemente encostados nos cabos cobertos devido ao fenômeno de deterioração das coberturas dos condutores denominado de

Não aplicável Não foi identificada contribuição específica. Entretanto é conhecida a importância do monitoramento de interrupções.


"trilhamento". Esse efeito pode provocar a deterioração gradual da isolação ate o rompimento da isolação e em conseqüência perder a utilidade principal da "rede spacer". Em caso de ventos considerados anormais, os galhos de arvores podem relar nos condutores cobertos e provocar o "piscamentos" ou até mesmo o desligamento após o cabo sofrer a deterioração pelo efeito de "trilhamento" na sua cobertura.

LIGHT

089. Art. 6º Parágrafo Único A arquitetura técnica do sistema de medição deve suportar produtos e serviços adicionais aos clientes. Justificativa: A Light entende que a arquitetura técnica do sistema de medição e sua infra-estrutura de TI/Telecom deve suportar a implementação das redes inteligentes de forma a permitir que seus dispositivos futuros possam compartilhar a mesma infra-estrutura de comunicações dos medidores. O escopo desta resolução deve ainda permitir que produtos e serviços adicionais aos clientes sejam ofertados, tais como sistemas de gerenciamento eficiente de energia através de dispositivos de Gestão pelo Lado da Demanda.

Parcialmente aceito

Não será adotado o texto proposto. Todavia, a Resolução aborda a definição de requsitos mínimos e fica facultado à distribuidora a adoção de sistemas de medição com requisitos adicionais aos estabelecidos, desde que respeitadas as regras sobre prestação de outros serviços. Complementarmente, o consumidor poderá requisitar o medidor com funcionalidades complementares.

REDE ENERGIA

090. Excluir art. 6º. Justificativa: De que forma será feito esta apuração/cálculo no medidor que não processa qualidade de energia? Um medidor com essas características não pode ser instalado em TODAS as unidades consumidoras, pelo preço proibitivo como também pela quantidade de informação que deverá trafegar pela mídia de comunicação até o armazenada no sistema de gerenciamento.

Parcialemente aceito

Apesar do pedido de toda a exclusão do art. 6º, a justificativa apresentada focou nas funcionalidades de apuração das informações relaciondas à qualidade. Essa justificativa foi aceita. Entretanto, entende-se como necessário o estabelecimento de funcionalidades mínimas.

SILVER SPRING

091. Art. 6º IV – Postos tarifários: deve haver capacidade de aplicação de tarifas diferenciadas, no mínimo, em 4 (quatro) postos horários, devendo ser programáveis o início de fim de cada posto de forma estática ou dinâmica (tempo real). Justificativa: Permitir a possibilidade de uso de tarifas em tempo real (real time pricing) garantindo a possibilidade de adoção de programas mas



amplos de gestão pelo lado da demanda e novas aplicações: HAN (home area network), geração distribuída, veículos elétricos, etc.

Art. 7º Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária, fica facultado à distribuidora a adoção de sistemas de medição com requisitos adicionais aos estabelecidos nesta Resolução.


ACLARA

092. Art. 7º Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária, fica obrigada à distribuidora a adoção de sistemas de medição com requisitos adicionais aos estabelecidos nesta Resolução. Justificativa: A obrigatoriedade quanto à utilização de sistemas de medição trará a real evolução na relação com o consumidor final. Em aplicações tradicionais aproximadamente 80% do custo de implementação de sistemas AMI está localizado no dispositivo final (neste caso, o medidor). Os custos de implementação de um sistema AMI seriam extremamente reduzidos para o país caso a instalação seja realizada junto com a troca do medidor. Caso a implementação seja postergada, a distribuidora terá o custo duplicado de instalação, inicialmente do medidor e posteriormente do sistema de comunicação. Recomenda-se portanto que a aplicação da tecnologia seja realizada em uma única visita a cada unidade consumidora.


CCEE 093. Observação: Deixar claro se a adoção de requisitos de medição adicionais (a critério da Distribuidora) aos estabelecidos na resolução pode ser coberta por recursos oriundos do P&D e Programa de Eficiência Energética.


Situação já prevista no art. 16 da minta submetida à AP, que será mantida na nova proposta.

REDE ENERGIA 094. (retirar este artigo em função do anterior) Parcialmente aceito

Vide item 90.


Não é conveniente proibir a distribuidora de adotar medidores com requisitos adicionais.

DO SISTEMA DE COMUNICAÇÃO

Art. 8º O sistema de medição deve contemplar a possibilidade de comunicação entre o medidor da unidade consumidora e a distribuidora, conforme a seguir:

I – Direção de tráfego de dados: deve haver capacidade de comunicação bidirecional entre o sistema central de gerenciamento de dados e o sistema de medição, com meio de comunicação escolhido a critério da distribuidora;

II – Parametrização e leitura remotas: deve haver capacidade de monitoramento e controle remoto dos parâmetros associados às grandezas medidas e

funcionalidades complementares do sistema de medição; III – Atuação remota: deve haver capacidade de suspensão e religação do fornecimento de energia de forma remota; IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público.


ABINEE

095. Texto: Art. 8º IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público, definido em norma ABNT para aplicação no SISTEMA BRASILEIRO DE MEDIÇÃO AVANÇADA. V – Todos os dispositivos necessários para atendimento às funcionalidades contidas neste artigo devem estar montados internamente no medidor e constar da apreciação técnica de modelo realizada pelo Inmetro. Justificativa: − Protocolo de comunicação: Interoperabilidade e escalabilidade na operação do sistema.

Não aceito

De forma indesejada, a definição de protocolo único pode restringir as soluções disponíveis. A montagem do sistema de comunicação (interna ou externa ao medidor) deve obedecer às necessidades da distribuidora, e, portanto, não deve ser restringida nesta resolução. A ANEEL não regulamenta a forma de montagem dos padrões de medição, cabendo à distribuidora estabelecer tal regra.


− A montagem interna destes componentes no medidor tem por finalidade atender requisitos ambientais agressivos presentes em campo, bem como reduzir intervenções não autorizadas e garantir a compatibilidade operacional de todas as funções previstas. a. Entendemos que a comunicação bidirecional é necessária. b. Conforme sugestão de alteração do item IV do Art. 8º.

ABRADEE

096. Texto: Art. 8º IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público, e aberto, permitindo a intercambialidade e interoperabilidade. Parágrafo primeiro: A utilização de sistema de comunicação, no caso de medidores individuais, é opcional, e pode ser aplicada a medidores que já tenham sido instalados, em momento posterior ao da instalação; Parágrafo segundo: Caso não haja módulo de comunicação incorporado internamente ao medidor, este deve possuir, no mínimo, interface serial de dados, compatível com o protocolo a ser definido em resolução específica da Aneel a ser emitida sobre o assunto; Parágrafo terceiro: A existência de dispositivo que permita a realização de corte e religação remota, instalado internamente ou externamente ao medidor, é opcional. Justificativa: Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária o protocolo de comunicação deve ser público e padronizado, a fim de permitir a interoperabilidade entre os diversos fornecedores de sistemas de medição, sem a necessidade de investimento em diversos sistemas e equipamentos a exemplo do sistema de medição de Fronteira. Como o objetivo macro desta consulta pública é a implantação em futuro breve da medição inteligente, o software de gestão deve ser contemplado como parte integrante do sistema de medição inclusive para a análise dos financiamentos previstos. Utilização de sistema de comunicação opcional, em momento posterior ao

Parcialmente aceito

Inciso IV: Não aceito. A adoção de protocolo aberto ou público não garante a intercambiabilidade nem a interoperabilidade. Apesar de pertinente essa preocupação, o mercado de medidores acabará definindo se haverá essas características no equipamento, sem que a ANEEL possa intervir nesse processo. Portanto, a norma não restringirá o tipo de medidor a ser utilizado. Na minuta da AP nº 43/2010 já havia previsão para que o protocolo de comunicação fosse aberto no intuito de assegurar a interoperabilidade. A intenção era a de que o tráfego de informações independesse de marcas, modelos ou fabricantes específicos, de modo a não restringir a atuação da distribuidora a um ou poucos fornecedores. Essa intenção ainda existe e deve ser buscada. No entanto, muito embora esse cuidado do regulador seja pertinente, as distribuidoras devem também compartilhar dessa mesma preocupação, em semelhança ao que já ocorre na implantação de outros equipamentos que compõem o seu sistema elétrico. Parágrafos 1º: Aceito. A adoção de sistema de comunicação remoto será opcional.


da instalação: A instalação de medição individual com as novas funcionalidades, em muitos casos ocorrerá de forma pulverizada, principalmente na situação das instalações iniciais, o que diminui a possibilidade de viabilidade econômica da instalação simultânea de um sistema de comunicação remoto. Assim, propõe-se que a implantação do sistema de comunicação possa ocorrer em um momento posterior ao da instalação do medidor, quando essa implantação tiver uma maior possibilidade de viabilidade econômica. Interface de dados padronizada: Considerando-se que a instalação do sistema de comunicação remota poderá ocorrer num momento posterior ao da instalação de medidores individuais, faz-se necessário garantir que esses medidores possuam, no mínimo, uma interface de dados padronizada, à qual possa ser conectada uma mídia de comunicação apropriada. Essa interface deve ser compatível com o protocolo que será utilizado a fim de garantir interoperabilidade de equipamentos. Assim, a fim de valorizar o investimento que será feito nos medidores, e manter a prudência desses investimentos, é necessário assegurar a existência dessa interface. Dispositivo de corte e religação: A existência de dispositivo de corte e religação agrega um custo significativo ao sistema de medição e pode não se justificar em muitos casos. Assim, a fim de assegurar-se a prudência dos investimentos que serão realizados, propõe-se que a existência desses dispositivos em medidores e/ou sistemas de medição, interna ou externamente aos mesmos, seja opcional, de forma que tais dispositivos sejam aplicados apenas em unidades consumidoras nas quais as distribuidoras considerem essa característica necessária.

Parágrado 2º: Parcialmente aceito. Será exigida uma interface local de leitura de dados. Parágrafo 3º: Não aceito. O dispositivo de corte será opcional, mas não se faz necessário explicitar isto na norma.

ACLARA 097. Art 8º IV – Protocolo de comunicação entre medidor e sistema de comunicação: deve ser adotado protocolo público. Justificativa: Especificar que o protocolo deve ser aberto entre medidor e equipamento de comunicação. Tradicionalmente os sistemas de

Não aceito Idem item 096 IV.


comunicação mundialmente consolidados trabalham com protocolos proprietários para adequação, otimização e segurança de dados da trasmissão em meios físicos distintos (RF ponto multiponto, MESH, PLC, Satélite, GPRS, etc). A espeficicação de que o protocolo somente deve ser aberto no nível do medidor garante interoperabilidade entre dispositívos finais e evita falsas interpretações de que o protocolo deva ser aberto em todas as camadas do sistema, o que excluiria grande parte dos sistemas mundialmente consagrados. Além disso, a opção por protocolos fechados no nível de transmissão de dados pode ser utilizado como mais uma forma de garantir a segurança na transmissão dos dados até o ponto final na distribuidora.

AES ELETROPAU

LO

098. Excluir o artigo 8º. Justificativa: Conforme citado na justificativa do artigo 6, é entendimento da AES Eletropaulo que o texto contido neste artigo, por tratar de questões associadas a infra-estrutura de comunicação entre a unidade consumidora e a distribuidora, é uma funcionalidade do medidor. Sendo assim, nossa sugestão é que o mesmo seja inserido no texto do artigo 6.

Não aceito Apesar da comunicação não ser tratada como requisito mínimo, haverá um artigo informando sobre a segurança dos dados trafegados.

ANATEL

099. Art. 8º Os sistemas de medição, controle, supervisão e monitoramento devem contemplar a possibilidade de comunicação entre os dispositivos de aplicação para redes inteligentes medidor da unidade consumidora e a distribuidora, conforme a seguir: I – Direção de tráfego de dados: deve haver capacidade de comunicação bidirecional entre o sistema central de gerenciamento de dados e os dispositivos de medição, controle, supervisão e monitoramento sistema de medição, com meio o sistema de comunicação escolhido a critério da distribuidora; II – Parametrização e leitura remotas: deve haver capacidade de monitoramento e controle remoto dos parâmetros associados às grandezas medidas e funcionalidades complementares do sistema de medição, controle, supervisão e monitoramento;

Não aceito A comunicação não será tratada como requisito mínimo.


Justificativa: O caput do artigo traz uma restrição para aplicação somente em dispositivos medidores, entedemos que, para alinhamento com contexto de visão a longo prazo contido na nota técnica nº0044/2010/SRD, a palavra “medidores” e a expressão “sistema de medição” restringem a abrangência de sistemas de telecomunicações para as futuras redes Smart Grid, haja vista existirem outros dispositivos que dependem de comunicação e que não são destinados para medição. III – Atuação remota: deve haver capacidade de suspensão e religação do fornecimento de energia de forma remota pelo distribuidor de energia elétrica; Justificativa: Sugerimos a alteração para esclarecer o agente responsável pelas ações de suspensão e religação. V – Segurança de dados: deve ser garantida a inviolabilidade dos dados do consumidor pela distribuidora de energia; Justificativa: Item icluído para garantir o sigilo dos dados obtidos pelo sistema de comunicação para medição, supervisão e monitoramento. VI – Confiabilidade, resiliência e latência: sistema de comunicação para medição, controle, supervisão e monitoramento deve observar os parâmetros estabelecidos pelo órgão regulador para atender situações críticas. Justificativa: Item incluído para garantir que os sistemas de comunicações não degradem a confiabilidade, resiliência e latência do sistema de energia. VII – Interoperabilidade: os sistemas de comunicações devem considerar o caráter de compatibilidade funcional entre dispositivos e entre redes. Justificativa: Item incluído para salvaguardar a interoperabilidade entre os diversos sistemas de comunicações que venham a ser instalados.


Parágrafo único – os produtos destinados a aplicações em sistemas de telecomunicações devem observar as regras de certificação estabelecidas pelo órgão regulador. Justificativa: A inclusão desse parágrafo visa garantir que os requisitos estabelecidos para redes inteligentes sejam obdecidos.

CCEE

100. Observação: Entendemos que deve haver uma padronização mínima com relação ao sistema de comunicação. Parametrização e leitura remotas/locais.... Justificativa: Permitir também a leitura e parametrização local


CEB

101. Art. 8º IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público, e aberto, permitindo a intercambialidade e interoperabilidade. Justificativa: Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária o protocolo de comunicação deve ser público e padronizado, a fim de permitir a interoperabilidade entre os diversos fornecedores de sistemas de medição, sem a necessidade de investimento em diversos sistemas e equipamentos a exemplo do ocorrido com o sistema de medição de Fronteira.


CELESC

102. Art. 8º IV- O protocolo de comunicação deverá ser um padrão público,padrão adotado em grande escala pelo mercado e que contemple todos os aspectos e mecanismos relacionados quanto a segurança da informação adotados no mercado de Tecnologia da Informação. Justificativa: A informação que trafegará sobre o sistema de telecomunicações será vulnerável a ações de terceiros de má fé caso estes consigam acessar tal sistema podendo sofrer adulterações de valores das grandezas medidas e ações não desejadas de comandos no sistema de medição.


CEMAR 103. Art. 8º IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo único e aberto. Não aceito Idem item 096 IV.


Justificativa: A CEMAR defende a utilização de protocolo único e aberto para facilidade dos fabricantes e barateamento dos medidores, haja vista que as distribuidoras não dependeriam de “um ou outro” fornecedor e que os preços seriam equilibrados pela concorrência. A Companhia sugere a criação em conjunto, pela ANEEL e ANATEL, de um fórum de discussão para o estabelecimento dos protocolos de medição e de comunicação.

CEMIG

104. IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público e aberto, permitindo a intercambiabilidade e a interoperabilidade. § 1º A utilização de sistema de comunicação, no caso de medidores individuais, é opcional, e pode ser aplicada a medidores que já tenham sido instalados; § 2º Caso não haja módulo de comunicação incorporado internamente ao medidor, o mesmo deve possuir, no mínimo, interface de dados padronizada, compatível com o protocolo de comunicação; § 3º É facultada a existência de dispositivo que permita a realização de corte e religação remota. Justificativa: 1. Necessidade de protocolo público e aberto, permitindo intercambiabilidade e interoperabilidade entre os diversos medidores e sistemas de medição: A fim de se preservar os investimentos das distribuidoras na infraestrutura de medição, é necessário que o protocolo seja público e aberto, de forma a permitir que medidores de diferentes fabricantes e modelos possam compartilhar dados e executar comandos oriundos do sistema de controle da distribuidora; 2. Utilização de sistema de comunicação opcional, em momento posterior ao da instalação: A instalação de medição individual com as novas funcionalidades, em muitos casos ocorrerá de forma pulverizada, principalmente na situação das instalações iniciais, o que diminui a possibilidade de viabilidade econômica da instalação simultânea de um sistema de comunicação remoto. Assim, propõese que a implantação do

Parcialmente aceito

Item IV: Não aceito. Idem item 096 IV. §1º: Aceito. O uso do sistema de comunicação será opcional. §2º: Não aceito. Quando o consumidor pagar pelo medidor, este deve ter interface de dados padronizada, independentemente de haver sistema de telecomunicação. §3º: Parcialmente aceito. O dispositivo de corte/religa será opcional.


sistema de comunicação possa ocorrer em um momento posterior ao da instalação do medidor, quando essa implantação tiver uma maior possibilidade de viabilidade econômica. Deve-se salientar também que ainda não foram estabelecidas tecnologias de comunicação confiáveis para as aplicações pretendidas nas condições de utilização típicas do sistema elétrico brasileiro (caixas metálicas para os medidores, redes aéreas nuas, etc); 3. Interface de dados padronizada Considerando-se que a instalação do sistema de comunicação remota poderá ocorrer num momento posterior ao da instalação de medidores individuais, faz-se necessário garantir que esses medidores possuam, no mínimo, uma interface de dados padronizada, à qual possa ser conectada uma mídia de comunicação apropriada. Essa interface deve ser compatível com o protocolo que será utilizado, a fim de garantir interoperabilidade de equipamentos. Assim, a fim de valorizar o investimento que será feito nos medidores, e manter a prudência desses investimentos, é necessário assegurar a existência dessa interface. 4. Dispositivo de corte e religação A existência de dispositivo de corte e religação agrega um custo significativo ao sistema de medição e pode não se justificar em muitos casos. Assim, a fim de assegurar-se a prudência dos investimentos que serão realizados, propõe-se que a existência desses dispositivos em medidores e/ou sistemas de medição, interna ou externamente aos mesmos, seja opcional, de forma que tais dispositivos sejam aplicados apenas em unidades consumidoras nas quais as distribuidoras considerem essa característica necessária

CEPEL

105. Art. 8º: III – Atuação remota: deve haver capacidade de suspensão e religação do fornecimento de energia de forma remota, respeitadas as condições de segurança estabelecidas pelas instituições competentes; Justificativa: É importante registrar essa condição de modo a sinalizar e evitar condições operativas indesejáveis quando da atuação remota.

Não aceito

Inciso III: Não aceito. A atuação remota não será requisito mínimo. Inciso V: Não aceito. A obediência às normas da ANATEL se fazem necessárias por força de lei, não sendo necessário replicar o comando nesta Resolução.


V - Os medidores e a infra-estrutura necessária à modalidade escolhida de comunicação devem atender às normas cabíveis referentes ao sistema de telecomunicações, expedidas pela Agência Nacional de Telecomunicações (ANATEL); Justificativa: Alertar para as questões de regulação que são atribuições da ANATEL, da mesma forma apresentada no inciso II do artigo 16 da Resolução 527 da ANATEL (uso do BPL em redes de energia elétrica), conforme transcrito a seguir: “Os equipamentos que compõem o sistema BPL devem atender às normas cabíveis, referentes ao sistema elétrico, expedidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).”

CIA PORTE

106. Art. 8º: IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público certificado pelo INMETRO. Justificativa: 1) Entendemos que seria importante a nacionalização do protocolo de comunicação, objetivando maior sintonia com as especificidades do nosso País (continental). Corroborando com as iniciativas da ABINEE, projeto SIBMA 2) Mesmo sendo adotado um protocolo internacional, sugerimos que seja público e certificado pelo IMETRO, pois somente assim será garantida a interoperabilidade de equipamentos de fabricantes diferentes.

Não aceito Não é responsabilidade do INMETRO a certificação de protocolos internacionais.

COPEL

107. Art 8º I – Direção de tráfego de dados: nos equipamentos que possuírem funções que necessitem parametrizações e execução de comandos, deve haver capacidade de comunicação bidirecional entre o sistema central de gerenciamento de dados e o sistema de medição, com meio de comunicação escolhido a critério da distribuidora; ... III – Atuação remota: deve haver, nos equipamentos em que for necessária tal função, capacidade de suspensão e religação do fornecimento de energia de forma remota;

Não aceito A comunicação não será requisito mínimo.


Justificativa: Solicita-se a inclusão do texto complementar para evitar má interpretação do mesmo e impedir que sejam incluídos custos desnecessários onde não há vantagem no emprego de determinadas funções. A título de exemplo, a capacidade de suspensão e religação só se faz necessária em consumidores com histórico de repetição elevado de atuações. Há no universo de consumidores atendidos por qualquer concessionária um percentual majoritário de clientes que nunca foi desligado por falta de pagamento ou qualquer outra irregularidade. Nestes consumidores não há nenhuma vantagem em instalar sistemas de corte automatizados. Portanto, este tipo de função e sua preparação deve ser opcional, conforme texto sugerido.

CPFL

108. Art. 8º ... IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público, aberto e padronizado por instituto internacional, permitindo a intercambialidade e interoperabilidade. O protocolo adotado deve garantir a segurança da informação de forma a evitar fraudes eletrônicas; V - O medidor deve possibilitar aquisição local de dados através de interface padronizada para situações de falhas ou ausência do sistema de comunicação. O protocolo a ser utilizado nessa interface deve ser o mesmo definido no inciso IV. § 1º. A utilização de sistema de comunicação é opcional, e pode ser aplicada em momento posterior à instalação dos medidores. § 2º. A existência de dispositivo que permita a realização de corte e religação remota, instalado interna ou externamente ao medidor, é opcional. Justificativa: Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária o protocolo de comunicação deve ser público, aberto e padronizado, a fim de permitir a interoperabilidade entre os diversos fornecedores de sistemas de medição, sem a necessidade de investimento em diversos sistemas e equipamentos. Como o objetivo macro desta consulta pública é a implantação em futuro

Parcialmente aceito

Idem item 097. Funcionalidade de atuação remota: contribuição aceita e a funcionalidade não será descrita como requisito mínimo.


breve da medição inteligente, o software de gestão deve ser contemplado como parte integrante do sistema de medição inclusive para a análise dos financiamentos previstos. Utilização de sistema de comunicação opcional, em momento posterior ao da instalação: A instalação de medição individual com as novas funcionalidades, em muitos casos ocorrerá de forma pulverizada, principalmente na situação das instalações iniciais, o que diminui a possibilidade de viabilidade econômica da instalação simultânea de um sistema de comunicação remoto. Assim, propõe-se que a ativação do sistema de comunicação possa ocorrer em um momento posterior ao da instalação do medidor, quando essa implantação tiver uma maior viabilidade econômica. Interface de dados padronizada: Considerando-se que a instalação do sistema de comunicação remota poderá ocorrer num momento posterior ao da instalação de medidores individuais e em eventuais falhas do sistema de comunicação, faz-se necessário garantir que esses medidores possuam, no mínimo, uma interface de dados padronizada, à qual possa ser conectada uma mídia de comunicação apropriada. Essa interface deve ser compatível com o protocolo que será utilizado a fim de garantir interoperabilidade de equipamentos. Assim, a fim de valorizar o investimento que será feito nos medidores, e manter a prudência desses investimentos, é necessário assegurar a existência dessa interface. Dispositivo de corte e religação: A existência de dispositivo de corte e religação agrega um custo significativo ao sistema de medição e pode não se justificar em muitos casos. Assim, a fim de assegurar-se a prudência dos investimentos que serão realizados, propõe-se que a existência desses dispositivos em medidores e/ou sistemas de medição, interna ou externamente aos mesmos, seja opcional, de forma que tais dispositivos sejam aplicados apenas em unidades consumidoras


nas quais as distribuidoras considerem essa característica necessária.

EDP

109. Art. 8º IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público, aberto e padronizado. V – Software de gestão responsável pelo gerenciamento da telecomunicação e armazenamento dos dados de medição. VI – Relógio interno: O relógio interno do medidor, caso exista, deve estar em conformidade ao Regulamento Técnico Metrológico cabível, com desvio de medida de tempo aceitável limitada a sua exatidão. Justificativa: Observada a prudência dos investimentos o protocolo de comunicação deve ser público e padronizado, a fim de permitir a interoperabilidade entre os diversos fornecedores de sistemas de medição, sem a necessidade de investimento em diversos sistemas e equipamentos a exemplo do sistema de medição de Fronteira. Como o objetivo macro desta consulta pública é a implantação em futuro breve da medição inteligente, o software de gestão deve ser contemplado como parte integrante do sistema de medição inclusive para a análise dos financiamentos previstos. Com relação ao relógio interno, a proposta visa garantir tolerância às funcionalidades derivadas da Grandeza tempo, tendo em vista a necessidade constante de sincronização e ajuste dos relógios internos dos medidores, caso haja a imposição futura ou obrigatoriedade de instalação em lugares sem sistema de comunicação que permita uma condição operacional mínima.

Não aceito

Inciso IV: idem item 097. Demais incisos: o regulamento especificará apenas os requisitos mínimos, e não a forma como os mesmos devem ser implementados ou utilizados pela distribuidora.

ELEKTRO

110. DOS REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO Art. 8º O sistema de medição deve contemplar a possibilidade de comunicação com o sistema de gerenciamento de dados da distribuidora através de sistema de comunicação, conforme a seguir: I – Direção de tráfego de dados: deve haver capacidade de comunicação bidirecional com o sistema central de gerenciamento de dados através de



sistema de comunicação escolhido a critério da distribuidora; ... Parágrafo primeiro: É facultada à distribuidora a utilização de sistema de comunicação. Parágrafo segundo: É facultada à distribuidora a utilização de dispositivo para suspensão e religação do fornecimento de energia. Justificativa: A regulamentação proposta visa estabelecer os requisitos mínimos do sistema de medição, incluindo os requisitos de comunicação. Os sistemas de comunicação e de gerenciamento de dados da distribuidora necessariamente suportarão esses requisitos estabelecidos, e poderão ou não ser utilizados considerando sua viabilidade econômica. Assim, sugere-se a alteração do texto esclarecendo que o sistema de medição não contempla a comunicação “entre o medidor da unidade consumidora e a distribuidora”. A comunicação deve ser contemplada pelo sistema de comunicação, cujos requisitos mínimos devem ser estabelecidos por regulamentação específica e em consonância com órgãos de telecomunicações e/ou sua regulação vigente. O uso massivo e indevido de sistemas de comunicação pelas distribuidoras expõem sistemas de medição a vulnerabilidades operacionais graves, sob o aspecto de segurança da rede elétrica e das informações dos consumidores. Sistemas de comunicações para distribuidoras são “serviços de missão crítica” e exigem regulamentação sobre disponibilização de faixa no espectro de radio freqüência e atribuição de custos/taxas associadas aos dispositivos transmissores. Adicionalmente, sugere-se que a segunda etapa da regulamentação inteligente, referente ao plano de substituição do parque de medição nacional, seja concomitante à regulamentação sobre os sistemas de comunicações para uso das distribuidoras. O uso de sistemas de comunicação são componente fundamental para a


implantação futura da modalidade tarifária branca (conforme Nota Técnica n.º 362/2010–SRE-SRD/ANEEL, Artigo n.º 128), sendo que os sistemas possibilitarão o sincronismo dos relógios internos dos sistemas de medição para a correta tarifação nos postos horários.

ENDESA

111. IV – O protocolo e o sistema de comunicação que será utilizado, poderá ser escolhido livremente pela distribuidora, sempre que atenda os seguintes requisitos abaixo: §1º Deve ser adotado protocolo aberto; §2º Os protocolos de comunicações utilizados deverão suportar ao menos as seguintes funções para garantir a segurança e a privacidade dos dados: (i) Todas as comunicações que circulem pelos canais de comunicações deverão estar criptografadas, autenticadas e protegidas. (ii) Permitir o uso de chaves de tamanho igual ou superior a 128 bits.” Justificativa: Esta contribuição apenas pretende deixar clara a possibilidade de uso de mais de um protocolo. Na Europa, por exemplo, se previu no principio um protocolo único, porém a experiência demonstrou que permitir mais de um protocolo de comunicação é necessário para permitir futuras evoluções tecnológicas e garantir a livre concorrência. Há atualmente na Europa um processo de padronização aberta para várias tecnologias de comunicações para telegestão.

Não aceito O sistema de comunicação não será tratado como requisito mínimo. Sobre o protocolo, vide respostas para as contribuições semelhantes.

GE

112. A GE concorda plenamente que o medidor deve suportar comunicação de duas vias para permitir a aquisição de dados de medição, parametrização remota do medidor e conexão e desconexão remota do cliente. Entretanto, pede-se avaliar a possibilidade de que protocolos abertos reconhecidos internacionalmente devam ser considerados para o mercado brasileiro - i.e. DLMS Cosem (IEC62056-56). Sua adoção, além de proporcionar um protocolo já provado e testado em campo, também contribuirá com a competitividade do mercado.


GRUPO LINCOLN

113. Art. 8º V – Segurança da informação: todas as informações devem ser Parcialmente aceito Haverá um dispositivo estabelecendo o direito do consumidor

à inviolabilidade das informações.


CONSULT criptografadas e cada medidor deverá ter sua identidade única. Justificativa: Tendo em vista que os dados gerados e transitados na rede de medição inteligente (smart grid) serão de natureza pessoal e ainda a importância de garantir a segurança e confiabilidade dos dados gerados, é necessário que a rede possua sistema de criptografia de dados de modo a garantir a inviolabilidade dos mesmos.

IBM Brasil

114. Art. 8º O sistema de medição deve contemplar a comunicação entre o medidor da unidade consumidora e a distribuidora, conforme a seguir: (...) III – Atuação remota: deve haver capacidade de suspensão e religação do fornecimento de energia de forma remota, desde que o medidor possua deteção de tensão pelo lado da carga em situação de corte; IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público, aberto e padronizado nos medidores, permitindo a intercambialidade e interoperabilidade. Paragrafo único. O dispositivo que permite a realização de corte e religação remota é opcional. Quando utilizado, deve ser capaz de verificar, por segurança, presença de tensão no lado da carga antes de proceder à religação. Justificativa: A palavra “possibilidade” foi retirada do caput porque a instalação posterior da comunicação envolve custos operacionais e investimentos elevados. A ideia é instalar o medidor já contemplando a comunicação. Os itens I a II permanecem inalterados. Sugeriu-se, no item III, que a função de religação do consumidor contemple um teste de presença de tensão pelo lado da carga antes de operar, pois há riscos de explosão e incêndio se isso não ocorrer. No item IV, para garantia de interoperabilidade e intercâmbio, o protocolo deve ser público e aberto (ou seja, não requerer associação paga a qualquer entidade ou organismo privado para direito de uso), além de



padronizado (para evitar interpretações, por parte dos fabricantes ao implantar o protocolo, que impeçam interoperabilidade. Incluiu-se um parágrafo único que trata da opção de uso do dispositivo de corte, pois ele encarece o medidor e pode ser desnecessário em determinados subgrupos ou aplicações do Grupo B.

ITRON

115. Art. 8º O sistema de medição deve contemplar a possibilidade de comunicação entre o medidor da unidade consumidora e a distribuidora, conforme a seguir: I – Direção de tráfego de dados: deve haver capacidade de comunicação bidirecional entre o sistema central de gerenciamento de dados e o sistema de medição, com meio (fisico e lógico) de comunicação escolhido a critério da distribuidora; II – Parametrização e leitura remotas: deve haver capacidade de monitoramento e controle remoto dos parâmetros associados às grandezas medidas e funcionalidades complementares do sistema de medição; III – Atuação remota: deve haver capacidade de suspensão e religação do fornecimento de energia de forma remota; IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público, V – Todos dispositivos necessários para atendimento às funcionalidades contidas neste artigo devem estar montados internamente no equipamento de medição e constar da apreciação técnica de modelo realizada pelo Inmetro. Justificativa: a. quanto a comunicação bidirecional, entendemos er necessária principalmente quanto a operacionalização remota requerida para suspensão e religação do fornecimento onde a segurança nesta operação deve ser validada , assim como beneficios de reprogramação de tarifas ou carga de programas funcionais que poderão ocorrer ocasionando custos opracionais elevados , tendo em vista a quantidade de equipamentos que estarão instalados. b. Quanto ao Protocolo de comunicação: deve-se buscar a



Interoperabilidade e escalabilidade na operação do sistema. c. Quanto a construção dos sistemas : a montagem dos componentes funcionais dos sistema de medição em um unico equipamento de medição, tem por finalidade buscar que estes componentes venham a atender os mesmos requisitos ambientais de confiabilidade presentes em campo para os equipamentos de medição, afim de que periodos de depreciação destes componentes não tenham que ser diferente do apontado para equipamentos de medição ( causando impacto nas revisões tarifarias) bem como reduzir intervenções não autorizadas e garantir a compatibilidade operacional (Ex: manutenção) de todas as funções previstas.

LABRE

116. incluir o seguinte artigo na futura resolução normativa, no capítulo “DO SISTEMA DE COMUNICAÇÃO”: Os medidores, componentes intermediadores, periféricos, instalações e infraestruturas adotadas para comunicação pela rede de energia elétrica, unidirecionais ou bilaterais, domiciliares ou públicos, não poderão provocar interferências nos serviços, sistemas e estações de radiocomunicação cujas faixas de frequências operacionais sejam coincidentes e/ou prejudicados pelos distúrbios eletromagnéticos, harmônicos, espúrios e demais subprodutos espectrais oriundos da comunicação pela rede de energia elétrica. PARAGRAFO ÚNICO: Fica a ANEEL, na data de publicação desta Resolução, responsável pelo funcionamento do sistema aberto ao público para recebimento de denúncias das interferências; pelas ações de fiscalização e desligamento imediato dos sistemas de comunicações pela rede de energia elétrica até o solucionamento por completo da geração da interferência. Justificativa: Entendemos que todo sistema de comunicação que afeta em termos eletromagnéticos outros serviços regulamentados de telecomunicações, destacadamente redes e equipamentos produtores intencionais ou não intencionais de RFI (Radio Frequency Interference), não

Não aceito Fora do escopo das atividades da ANEEL.


pode ser objeto de normatização parcial e genérica como proposto pela ANEEL na resolução em discussão nesta audiência. Vários estudos técnicos laboratoriais e de campo comprovaram o grave potencial interferente das comunicações por redes de energia elétrica, notadamente na modalidade BPL (Broadband over Power Line). Há flagrante incompatibilidade entre o BPL e o funcionamento de radiocomunicações utilitárias, militares e captação da radiodifusão pública e gratuita, causando conflitos jurídicos, incertezas técnicas e comerciais. (1) Relevamos que o sujeito de nossa representação, o Serviço de Radioamador, é de utilidade pública na geração de diferenciada comunicação emergencial em situações de calamidade pública na figura da RENER, Rede Nacional de Emergência dos Radioamadores, junto a Defesa Civil e Ministério da Integração Nacional. Redes radioamadoras locais mostraram-se eficientes ao prover comunicação de apoio às equipes de resgate durante as chuvas e desabamentos em toda região serrana do Rio de Janeiro no início de 2011. (2) Desta maneira a alteração depreciativa do ambiente espectral – tomado-o como elemento da infraestrutura crítica de comunicação (IEC) - é motivo de preocupação e merece trato aprimorado por meio do poder público. (3) A LABRE também manifesta preocupação na diretriz constituinte da Nota Técnica n. 0004/2010-SRD/ANEEL de 17/09/2010, na qual apenas: cabe à distribuidora definir que solução tecnológica será adotada para a comunicação do medidor com seu sistema central de gerenciamento de dados (4), refletido na proposta de resolução em seu Artigo 8: (…) com meio de comunicação escolhido a critério da distribuidora (5). Tal tendência tem lógica dentro da esfera de decisão empresarial, mas simplifica e aliena sua problemática técnica sem a citação das leis específicas de telecomunicações que abrangem a fabricação e comercialização de equipamentos de comunicação, assim como desconsidera a dinâmica dos equipamentos de comunicação em rede num universo prático de compatibilidades e incompatibilidades eletromagnéticas (EMC,


Eletromagnetic Compatibility). Todas estas abordagens são inerentes e obrigatórias em comunicações eletrônicas. Com esta distorção - a ausência do quesito EMC no trâmite da presente resolução - o Brasil corre o risco de ampliar a intensidade de ruídos num meio imaterial que é bem público limitado, o espectro eletromagnético, prejudicando serviços de rádio licenciados relativos a salvaguarda da vida e de comunicação pública. Se o objetivo é estabelecer premissas básicas e seguras para o funcionamento dos medidores interconectados em rede, o exposto na audiência pública é insuficiente diante da complexidade do tema telecomunicação. Torna-se imperioso explicitar a proteção espectral; a organização das denúncias, a resolução das interferências. Mesmo no entendimento de comunicação por meio confinado; a geração de harmônicos e/ou subprodutos em RF (Radio Frequency) são significativos para os demais serviços de telecomunicações, ocasionando conflitos espectrais entre outros agentes de destacada atuação social e econômica. Este panorama, sem a devida parametrização regulamentar, estimula embates jurídicos diante de reações setoriais legítimas na defesa de leis e compromissos já firmados com o ente público e os usuários dos serviços afetados. (6) A perspectiva de expansão das aplicações e ubiquidade dos equipamentos em redes smart grid apenas agravam o potencial na geração de poluição RFI se esta não for acompanhada de legislação adequada em EMC, com prevista eliminação da interferência. A matéria demanda portanto redobrada atenção e orientação regulatória, porém tal percepção foi desconsiderada na resolução em análise. (7) Caso haja compreensão que tais aprofundamentos de comunicação não sejam objeto da ANEEL, sugerimos citação das leis, normas e resoluções de outras entidades federais que garantem a proteção do meio radioelétrico, ou referenciar as instituições técnicas do executivo federal que abordam tais princípios para adicional orientação ao sistema elétrico na seleção integrada dos equipamentos, infraestruturas e sistemas de comunicação, modelando legalmente as iniciativas, respeitando as


competências e abrangências regulatórias de cada campo, em harmonia com os setores de telecomunicações, as prerrogativas técnicas de EMC e aparelho fiscalizatório do estado contra a geração de RFI. (8) Caso não tenhamos tal arcabouço jurídico, é prudente aguardar o estabelecimento do marco regulatório específico em telecomunicações no âmbito institucional apropriado antes do avanço material do smart grid, um processo mais seguro e democrático de desenvolvimento tecnológico, minimizando os riscos supracitados. Conclusão Destarte, a LABRE não faz análise do mérito, mas manifesta preocupação no tratamento dado pela ANEEL às questões comunicacionais, desconsiderando temas de EMC e o solucionamento de interferências; e/ou a ausência de orientação com referências às normas correlatas na especialidade telecomunicações ou quais as entidades congêneres de regulação neste particular. Tais ações são fundamentais para auxiliar e nortear o desenvolvimento de novas tecnologias de comunicação. Esta constatação é agravada diante da liberalização e generalização na escolha das tecnologias de comunicação pelas empresas distribuidoras, quando apartada dos contrapontos regulamentares em telecomunicações. Entendemos que comunicação não pode ser tratada de maneira parcial visando apenas suas finalidades per se, mas sim de forma integrada, considerando os demais setores econômicos e comunicacionais que serão afetados pela interação eletromagnética. Portanto pedimos atenção da ANEEL, bem como das demais órgãos públicos e agentes setoriais para reversão da perspectiva de desorganização no espectro eletromagnético devido a potencial geração de RFI. Nos colocamos a disposição para quaisquer esclarecimentos e colaborações no sentido de contribuir com os avanços das telecomunicações e manter o espectro brasileiro em boa qualidade, sem interferências, para que os sistemas licenciados de radiocomunicação estejam aptos a exercer na plenitude os serviços a que


foram legalmente destinados.

LECTRON

117. Art. 8º O medidor ou sistema de medição deve contemplar a possibilidade de comunicação entre o medidor da unidade consumidora e a distribuidora, conforme a seguir: ... III. Atuação remota: deve haver capacidade de suspensão e religação do fornecimento de energia de forma remota (no medidor inteligente ou no sistema inteligente) IV. Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público certificado pelo INMETRO. Justificativa: 1. O medidor inteligente a fim de efetuar as funções básicas, as previstas na resolução normativa e ainda garantir expansões e evoluções nos próximos anos necessitará de dimensões maiores: seja ele monofásico ou polifásico. Para tal ganho de tamanho físico é necessária a atualização da norma NBR 14519:2000. 2. Nesta norma existem 3 diferentes dimensionamentos, o ponto de atualização é a página 13, figura 9 necessita de flexibilização, onde os novos medidores, monofásicos ou polifásicos tenham o mesmo tamanho. Propomos como dimensionamento máximo as dimensões (em milímetros); A(217), B(280) e C(200). 3. Ganhos e Vantagens: a. Permitirá a evolução das plataformas de hardware, e o alojamento de todos os componentes eletrônicos para um medidor inteligente: medição, processamento, memória, cortereligação, transmissão e outros. b. Produtividade e Escala – será possível o ganho de escala na fabricação, e maximização do investimento dos Moldes de injeção. Consequentemente reduzindo riscos de P&D e reduzindo preços finais. c. Time to Market – com uma carcaça modular será possível atender 3 ou mais modelos de medidor com o mesmo Molde, o que acelera processos de

Não aceito Idem item 111. Não cabe ao INMETRO certificar protocolos.


teste, validação, certificação. Consequentemente acelerando a entrada de produtos no mercado. 4. Deve‐se permitir que o próprio medidor inteligente realize o corte e religação da energia, com componente a ele integrado (dentro) ou ligado ao mesmo. Desta forma, possibilita‐se o medidor inteligente realize a maior quantidade de tarefas e serviços sem a necessidade de hardwares e softwares acoplados, o que reduz a confiabilidade do sistema e aumenta custos.

LIGHT

118. Art. 8º IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público. a) Os medidores devem ser intercambiáveis, interoperáveis, remotamente atualizáveis (inclusive firmwares), de baixo custo e factíveis. Justificativa: A Light concorda que o protocolo de comunicação deve ser público, porém, entende que adicionalmente os medidores devem ser intercambiáveis, interoperáveis, remotamente atualizáveis (inclusive firmwares), de baixo custo e factíveis (padrões que permitam a abertura do mercado a novos entrantes). É importante que tais padrões não sejam estabelecidos pelos fornecedores de medição, mas pelas concessionárias e o regulador. Tais requisitos são fundamentais para evitar o fechamento do mercado a novos entrantes e para garantir a livre competição entre os atuais concorrentes.


ONS

119. Art. 8º V – A coleta de dados remota deve ter proteção, com processo de autenticação, autorização e criptografia na comunicação, para prevenir o acesso indevido de terceiros às informações do perfil de consumo dos usuários sem o seu consentimento, garantindo assim a sua privacidade. Justificativa: Não identifiquei nos documentos publicados no site da ANEEL referencias a questões de segurança cibernética, porém no exterior vários documentos já foram publicados sobre o assunto, envolvendo questões de privacidade, arquitetura e estratégia de segurança. Por exemplo, o perfil de consumo de energia de um consumidor é uma informação privada e só deve

Aceito Haverá artigo específico tratando da segurança da informação e da inviolabilidade dos dados.


ser divulgada a terceiros pela distribuidora após o consentimento deste usuário. A integração da tecnologia da informação e das redes de telecomunicações é essencial para a construção do ambiente de Smart Grid, porém introduzem a complexidade, as interdependências, os riscos e as vulnerabilidades associados. Esta inovação deve ser concebida e desenvolvida de acordo com os requisitos de segurança cibernética desde o inicio, de forma a entrar em uso já com a proteção adequada, uma vez que se sabe que as ameaças são diversas e inevitáveis. Entre as ameaças já previstas posso citar: hackers, vírus, espionagem, terroristas, crime organizado, competidores na indústria, funcionários insatisfeitos, erro humano por falhas de treinamento ou comprometimento, desperdício devido ao mau uso, etc. O acréscimo posterior da infraestrutura de proteção é frequentemente inviável e de alto custo.

PROCON-SP

120. Excluir o inciso III. Justificativa: O artigo 8º sugere bilateralidade de informação através do medidor. Isto significa atividade remota. É importante o maior controle da concessionária do consumo e sistema de informação em tempo real às empresas, porém quando o controle e “poder“ das empresas se amplia a vulnerabilidade do consumidor se acentua. As informações interativas com os consumidores devem ser expandidas, assegurando a informação prévia e o respeito ao princípio da continuidade deste serviço essencial.

Parcialmente aceito

O item será excluído pelo fato do sistema de comunicação não ser tratado como requisito mínimo. No entanto, a presença do dispositivo de atuação remota não infringe as regras vigentes quanto à antecedência de aviso de corte e de continuidade do serviço. A funcionalidade de atuação remota não será descrita como requisito mínimo.

REDE ENERGIA

121. I – Direção de tráfego de dados: deve haver possibilidade de comunicação bidirecional entre o sistema central de gerenciamento de dados e o sistema de medição, com meio de comunicação escolhido a critério da distribuidora; II – Parametrização e leitura remotas: deve haver possibilidade de monitoramento e controle remoto dos parâmetros associados às grandezas medidas e funcionalidades complementares do sistema de medição; III – Atuação remota: deve haver, possibilidade de suspensão e religação

Parcialmente aceito

Inciso IV: Vide item 096 IV. Demais Incisos: Parcialemente aceito. O sistema de comunicação e a funcionalidade de atuação remota não serão requisitos mínimos.


do fornecimento de energia de forma remota; IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo aberto. Justificativa: Solicita-se a inclusão do texto complementar para evitar má interpretação do mesmo e impedir que sejam incluídos custos desnecessários onde não há vantagem no emprego de determinadas funções.

SILVER SPRING

122. Art. 8º O sistema de medição deve incorporar sistema de comunicação (integrado interna ou externamente) contemplando a capacidade de comunicação entre o medidor da unidade consumidora e a distribuidora, e entre o medidor e a rede de dados residencial, conforme a seguir Justificativa: Garantir que os medidores, tratados nessa instrução, já contemplem no momento inicial de sua adoção e instalação a capacidade de comunicação com a rede de dados e sistemas da distribuidora, bem como com rede de dados e sistemas da rede residencial (HAN), permitindo a este novo sistema de medição inteligente permita a implementação da maioria das aplicações associadas a Smart Grid. IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público e aberto, permitindo a intercambialidade e interoperabilidade, e baseado em padrões globais reconhecidos (SDO - standards development organizations), como o Internet Protocol (IP) Justificativa: Garantir independência de fornecedores, interoperabilidade entre equipamentos de diferentes fabricantes, para otimizar os investimentos e oferecer mais opções nas aquisições, baseado em padrões como o IP (internet protocol), zigbee, etc V – Ter a capacidade de suportar dispositivos de comunicação para redes de dados residências com a utilização de protocolos públicos e abertos, permitindo a intercambialidade e interoperabilidade, e baseado em padrões globais reconhecidos (SDO - standards development organizations).



Justificativa: Permitir a implementação de aplicações para realizar gestão e resposta pelo lado da demanda (Demand Response), onde equipamentos elétricos / eletrônicos residênciais, podem ser comandados remotamente. Garantir independência de fornecedores, interoperabilidade entre equipamentos de diferentes fabricantes, para otimizar os investimentos e oferecer mais opções nas aquisições. VI – Segurança de Dados e Criptografia: devem ser adotados mecanismos de segurança de dados com criptografia baseados em padrões globais reconhecidos (SDO - standards development organizations). Justificativa: Garantir a integridade e inviolabilidade dos dados que trafegarão através do sistema de comunicação, e sua interoperabilidade baseada em padrões globalmente reconhecidos, como o AES 256, Hash Algorithm 256-bit, authentication RSA-1024, etc.

T-SYSTEMS

123. Art. 8º I – Direção de tráfego de dados: deve haver capacidade de comunicação bidirecional segura entre o sistema central de gerenciamento de dados e o sistema de medição, com meio de comunicação escolhido a critério da distribuidora; II – Parametrização e leitura remotas: deve haver capacidade de monitoramento e controle remoto dos parâmetros associados às grandezas medidas e funcionalidades complementares do sistema de medição, sendo que o conjunto de parâmetros deve ser flexível para incorporar futuras necessidades; IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado um único protocolo público para todo o país. A implantação do protocolo deve atender completamente os procedimentos de testes padronizados. Justificativa: Vide contribuição do agente no sítio da audiência.

Não aceito

Inciso IV: Não aceito. A definição de protocolo único pode restringir as soluções utilizáveis de forma indesejada. Demais incisos: Não aceito. A comunicação não será tratada como requisito mínimo.


TELMO FREIRE

GUIMARÃES

124. A parametrização do medidor somente poderá ser alterada com a anuência do consumidor através de algum meio sigiloso sem conhecimento da Concessionária, através de uma senha ou um dispositivo tal como um cartão com chip. Justificativa: Qual a garantia de que a parametrização não será alterada de acordo com a conveniência da Concessionária

Não aceito

Se houver um sistema de comunicação, a parametrização somente seria realizada de acordo com as situações previstas em normas (alteração de tarifação, horário de verão, etc). Em havendo qualquer alteração que contrarie tais normas, a distribuidora estaria sujeita às sanções cabíveis.

WEG

125. Art. 8 Inciso III Sem alteração. Justificativa: A WEG é a favor, apenas questiona que não existe normalização sobre as características técnicas do atuador (relê, contator, etc) para a sua correta seleção, podendo ocasionar a utilização de produtos inadequados ou inferiores para a aplicação; Deve-se normalizar os critérios de seleç ão e testes via revisão normas NBR, bem como iniciar a discu ssão com o INMETRO para atualizar a portaria 431, principalmente em relação à potência dissi pada, na qual o relê e conseqüentemente a sua contribuição a potência dissipada, a qual não é considerada na portaria ; IV – Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público e normalizado; Justificativa: A WEG reforça que o protocolo deve ser público e normalizado, de preferência internacional, criando-se um ambiente regulado e transparente para os participantes, bem como dar maior segurança às distribuidoras e aos fabricantes em seus investimentos; Neste contexto, a WEG sugere o protocolo normalizado pela IEC, chamado DLMS/COSEM através das normas IEC 62056-21, -31, -42, 46, -53, -61 e -62. A WEG não concorda com as iniciativas até então realizadas por um grupo específico de empresas, que contratou um instit uto de pesquisas (Instituto CESAR) para desenvolver o protocolo de comunicação SiBMA e não permite a entrada de outras empresas como a WEG , participem do grupo para a definição/especificação do protocolo. Esta atitude do grupo prejudica as



empres as como a WEG.

DA DISPONIBILIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES AO CONSUMIDOR

Art. 9º Devem ser disponibilizadas ao consumidor as informações relativas aos seguintes itens: I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor de energia elétrica ativa consumido por posto horário até o momento no ciclo de faturamento

vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; II – Energia elétrica reativa: deve estar disponível o valor de energia elétrica reativa registrado por posto horário até o momento no ciclo de faturamento

vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; III – Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente; IV – Continuidade do fornecimento: deve estar disponível a quantidade total e a duração total das interrupções consideradas para efeito de cálculo dos

indicadores FIC, DIC e DMIC da unidade consumidora no mês corrente e nos dois últimos meses de apuração dos referidos indicadores; V – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição

centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora.


ABRADEE

126. Art. 9º I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica ativa acumulada por posto horário; II – Energia elétrica reativa indutiva: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica reativa indutiva acumulada por posto horário;

Parcialmente aceito

Inciso I: Parcialmente aceito. A informação ao consumidor pode ser o consumo acumulado. Incisos II e III: Não aceito. As funcionalidades energia reativa indutiva e energia reativa capacitiva não serão mínimas.


III – Energia elétrica reativa capacitiva: deve estar disponível o totalizador de energia elétrica reativa capacitiva acumulada por posto horário; IV – Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente; V – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora: Retirar o item IV. Justificativa: 1. Utilização de totalizador de energia elétrica ativa: O processo de faturamento estabelecido em todas as distribuidoras baseia-se na leitura de registradores totalizadores, nos quais a quantidade de energia consumida é permanentemente acumulada. O montante de energia consumido é obtido fazendo-se a subtração mundialmente consolidado e aplicado, e todos os sistemas de faturamento utilizados no Brasil foram projetados e construídos partindo dessa premissa. A proposta apresentada na minuta de resolução não traz vantagens em relação ao sistema tradicionalmente utilizado e traria diversos dificultadores conforme a seguir: a) deve-se considerar que os medidores estarão instalados em caixas seladas, e não seria possível ter acesso ao medidor para realizar um fechamento de fatura sem o rompimento de selos e a necessidade de nova selagem, posterior ao processo; isso geraria uma imensa quantidade de resíduos e gastos desnecessários; além disso o processo de leitura tornar-se-ia muito mais lento e oneroso devido à necessidade de rompimento de selos e reselagem de todas as caixas de medição mensalmente (estima-se que a produtividade cairia no mínimo 10 vezes em relação ao que é hoje praticado), aumentando enormemente os custos das distribuidoras sem trazer nenhum benefício, e contrariando os preceitos de eficiência, para se alcançar a almejada modicidade tarifária;

Retirada do inciso IV: Parcialmente aceito. As informações de continuidade não estarão mais disponíveis em todos os medidores. Será editada norma específica sobre a melhoria da apuração e da transparência dos indicadores de continuidade.


b) necessidade de alteração no sistema de faturamento das distribuidoras para atender à nova metodologia proposta, e de convívio de dois sistemas diferentes, o que poderia induzir a erros de faturamento e insatisfação de clientes; c) a possibilidade de adoção de fechamento de fatura automático também seria desaconselhável pois tornaria os processos de logística e de instalação de medidores muito mais complexos e caros, pois seria necessário efetuar uma programação específica para cada razão utilizada pela distribuidora e a respectiva aplicação nos clientes correspondentes; d) a proposta de exibição do consumo relativo ao ciclo de faturamento anterior também agrega complexidade ao processo de forma desnecessária sem agregar benefícios tangíveis, uma vez que esses dados já foram disponibilizados ao consumidor através da fatura do ciclo anterior, 2. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa indutiva: As mesmas considerações relativas à exibição de consumo de energia ativa expostas acima são aplicáveis à energia reativa, motivo pelo qual propõe-se a exibição de totalizadores de energia reativa indutiva; 3. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa capacitiva: A introdução desse item visa adequar o texto do artigo 9º à indicação da medição de energia capacitiva, que passaria a ser uma grandeza contemplada entre as funcionalidades mínimas do medidor, conforme proposto no artigo 5º. Não disponibilizar no mostrador do medidor FIC, DIC e DMIC para evitar o conflito provocado pelas possíveis discrepâncias das informações dos medidores e os índices efetivos provocadas pelos expurgos autorizados das informações contabilizadas por dias com comportamento atípicos e por atuações dos dispositivos de proteção, nas concessionárias que optam pela instalação destes à montante da medição.

ACLARA 126b. V – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meios disponibilizados pela distribuidoras como In-Home Parcialmente aceito A adoção de In-Home Display em todas as unidades

consumidoras não é economicamente viável. Por outro lado,


Displays, Websites, por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora ou outro meio de fácil acesso ao consumidor final. Justificativa: A utilização do display do medidor para demostração de todas as informações solicitadas no Art. 9º trará alto custo neste equipamento. A tecnologia atual possibilita inúmeras formas de entrega da informação ao cliente final de forma mais completa, conveniente e a menores custos. A localização, espaço disponível e forma de apresentação no display do medidor traria dificuldade de compreensão da informação e portanto seria de baixa utilização prática para o cliente final.Recomenda-se no entanto que as informações sejam obrigatoriamente disponibilizadas através de outros meios visando a transferência de maiores informações e consequentemente melhor utilização da energia por cada unidade consumidora.

incentiva-se a disponibilização por outros mecanimos.

AES ELETROPAU

LO

127. Art. 9º I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor de energia elétrica ativa acumulado consumido por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; II – Energia elétrica reativa indutiva: deve estar disponível o valor de energia elétrica reativa indutiva acumulado registrado por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido, passível de faturamento por posto horário no ciclo anterior; III – Energia elétrica reativa capacitiva: deve estar disponível o valor de energia elétrica reativa capacitiva acumulado, passível de faturamento; IV – Energia elétrica reativa excedente: registro do valor acumulado em cada posto horário; IV – Continuidade do fornecimento: deve estar disponível a quantidade total e a duração total das interrupções consideradas para efeito de cálculo dos indicadores FIC, DIC e DMIC da unidade consumidora no mês corrente e nos dois últimos meses de apuração dos referidos indicadores;



III V – Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente; IV VI – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. Justificativa: I , II e III– Os registros de energia ativa, energia reativa indutiva e reativa capacitiva, bem como a energia reativa excedente, devem ser apresentados no mostrador do medidor por posto horário em valores acumulados, sem que haja necessidade de manipulação do medidor mensalmente para o registro do ciclo de faturamento. Caso contrário, seria necessária a manipulação do medidor pelo leiturista, o que implicaria na abertura do compartimento de medição e rompimento do lacre, demandando maior dispêndio de tempo e recurso financeiro para os consumidores da concessionária. II e III – Para que haja um monitoramento de tais grandezas elétricas pelo consumidor, entendemos que os valores de energia reativa indutiva e capacitiva devem ser disponibilizadas no medidor, o que não significa que haverá, necessariamente, a respectiva cobrança ao consumidor. Exclusão do inciso IV ANEEL - Tendo em vista que a regulamentação ANEEL permite o expurgo de interrupções específicas do cômputo dos indicadores de continuidade de fornecimento, sugerimos que não seja compulsória a disponibilização desta informação nos medidores e, consequentemente, ao consumidor, visando não gerar eventuais dúvidas ou reclamações nas distribuidoras. Caso esta Agência julguem imprescindível a disponibilização de tal informação ao consumidor, sugerimos a alteração do título, passando de “Continuidade do Fornecimento” para “Registro de Indisponibilidade de Tensão”ou seja, a apresentação dos registros de indisponibilidade de tensão percebidos pelo medidor com as datas e horários de início e fim de cada


evento, com o objetivo de minimizar eventuais divergências de entendimentos sobre a questão.

CCEE

128. Art. 9º: Incluir item VI. Acesso remoto do consumidor aos dados somente para leitura, sem que interfira no acesso da concessionária Justificativa: Acesso prioritário para a distribuidora com acesso apenas para consulta do consumidor. Avaliar a praticidade de algumas informações serem disponibilizados ao consumidor

Não aceito A comunicação não será requisito mínimo.

CEB

129. Art. 9º I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica ativa acumulada por posto horário; até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; II – Energia elétrica reativa indutiva: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica reativa indutiva acumulada por posto horário; até o momento no ciclo de faturamento vigente assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; III – Energia elétrica reativa capacitiva: deve estar disponível o totalizador de energia elétrica reativa capacitiva acumulada por posto horário; IV – Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente; V – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora: Justificativa: 1. Utilização de totalizador de energia elétrica ativa: O processo de faturamento estabelecido na CEB utiliza o cálculo da leitura atual menos anterior. Esse procedimento oferece muito mais confiabilidade e possibilidade de consistência. A proposta apresentada na minuta de resolução não traz vantagens em relação ao sistema tradicionalmente utilizado e traria diversos dificultadores conforme a seguir:



a) deve-se considerar que os medidores estarão instalados em caixas seladas, e não seria possível ter acesso ao medidor para realizar um fechamento de fatura sem o rompimento de selos e a necessidade de nova selagem, posterior ao processo; isso geraria uma imensa quantidade de resíduos e gastos desnecessários; além disso o processo de leitura tornar-se-ia muito mais lento e oneroso devido à necessidade de rompimento de selos e reselagem de todas as caixas de medição mensalmente (estima-se que a produtividade cairia no mínimo 10 vezes em relação ao que é hoje praticado), aumentando enormemente os custos das distribuidoras sem trazer nenhum benefício, e contrariando os preceitos deeficiência, para se alcançar a almejada modicidade tarifária; b) necessidade de alteração no sistema de faturamento das distribuidoras para atender à nova metodologia proposta, e de convívio de dois sistemas diferentes, o que poderia induzir a erros de faturamento e insatisfação de clientes; c) a possibilidade de adoção de fechamento de fatura automático também seria desaconselhável pois tornaria os processos de logística e de instalação de medidores muito mais complexos e caros, pois seria necessário efetuar uma programação específica para cada razão utilizada pela distribuidora e a respectiva aplicação nos clientes correspondentes; d) a proposta de exibição do consumo relativo ao ciclo de faturamento anterior também agrega complexidade ao processo de forma desnecessária sem agregar benefícios tangíveis, uma vez que esses dados já foram disponibilizados ao consumidor através da fatura do ciclo anterior, 2. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa indutiva: As mesmas considerações relativas à exibição de consumo de energia ativa expostas acima são aplicáveis à energia reativa, motivo pelo qual propõe-se a exibição de totalizadores de energia reativa indutiva; 3. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa capacitiva: A introdução desse item visa adequar o texto do artigo 9º à indicação da


medição de energia capacitiva, que passaria a ser uma grandeza contemplada entre as funcionalidades mínimas do medidor, conforme proposto no artigo 5º. Não disponibilizar no mostrador do medidor FIC, DIC e DMIC para evitar o conflito provocado pelas possíveis discrepâncias das informações dos medidores e os índices efetivos provocadas pelos expurgos autorizados das informações contabilizadas por dias com comportamento atípicos e por atuações dos dispositivos de proteção, nas concessionárias que optam pela instalação destes à montante da medição.

CELESC

130. Art 9º: EXCLUIR o item IV MODIFICAR o item “V” para: IV – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. Justificativa: As informações referentes à apuração dos indicadores de continuidade individuais DIC, FIC e DMIC não devem ser apresentadas ao consumidor, pois poderá apresentar valores conflitantes com o calculado pela Distribuidora e apresentado na Fatura de energia elétrica, conforme disposto no inciso III do § 4 do artigo 119 da resolução 414/2010 da ANEEL. O conflito que poderá ser ocasionado se dá em virtude de que nem todas as interrupções no fornecimento de energia à unidade consumidora são consideradas para fins de cálculo – caso de ocorrências de dias críticos, interrupções em situação de emergência ou sob solicitação do consumidor, conforme estabelecido nos itens 5.6.2.2, 5.6.3.1 e 5.6.3.2 da seção 2 do módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no sistema Elétrico Nacional – PRODIST. Assim sendo, ocorrendo a divergência, poderá ocasionar uma equivocada interpretação da unidade consumidora em relação à uma potencial compensação, comprometendo o processo de qualidade do serviço e a imagem da empresa perante suas unidades consumidoras.

Aceito Será estudada uma forma de dar mais informações ao consumidor acerca do valor apurado dos indicadores de continuidade.


CEMAR

131. Art. 9º Devem ser disponibilizadas ao consumidor as informações relativas aos seguintes itens: I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica ativa acumulada por posto horário; II – Energia elétrica reativa indutiva: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica reativa indutiva acumulada por posto horário; III – Energia elétrica reativa capacitiva: deve estar disponível o totalizador de energia elétrica reativa capacitiva acumulada por posto horário; IV – Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente; V – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. Justificativa: A fim de evitar possíveis conflitos entre os consumidores e as distribuidoras, a CEMAR optou pela exclusão do inciso IV. Os números registrados no mostrador do medidor dos indicadores FIC, DIC e DMIC poderiam sofrer expurgos devidamente autorizados pela regulamentação; a divergência de dados certamente não seria de fácil entendimento para o consumidor. 1. Utilização de totalizador de energia elétrica ativa: O processo de faturamento estabelecido em todas as distribuidoras baseia-se na leitura de registradores totalizadores, nos quais a quantidade de energia consumida é permanentemente acumulada. O montante de energia consumido é obtido fazendo-se a subtração entre o registro atual e o registro anterior. Esse método é mundialmente consolidado e aplicado, e todos os sistemas de faturamento utilizados no Brasil foram projetados e construídos partindo dessa premissa. A proposta apresentada na minuta de resolução não traz vantagens em relação ao sistema tradicionalmente utilizado e traria diversos dificultadores conforme a seguir:



a) Deve-se considerar que os medidores estarão instalados em caixas seladas, e não seria possível ter acesso ao medidor para realizar um fechamento de fatura sem o rompimento de selos e a necessidade de nova selagem, posterior ao processo; isso geraria uma imensa quantidade de resíduos e gastos desnecessários; além disso, o processo de leitura tornar-se-ia muito mais lento e oneroso devido à necessidade de rompimento de selos e re-selagem de todas as caixas de medição mensalmente (estima-se que a produtividade cairia no mínimo 10 vezes em relação ao que é hoje praticado), aumentando enormemente os custos das distribuidoras sem trazer nenhum benefício, e contrariando os preceitos de eficiência, para se alcançar a almejada modicidade tarifária; b) Necessidade de alteração no sistema de faturamento das distribuidoras para atender à nova metodologia proposta, e de convívio de dois sistemas diferentes, o que poderia induzir a erros de faturamento e insatisfação de clientes; c) A possibilidade de adoção de fechamento de fatura automático também seria desaconselhável pois tornaria os processos de logística e de instalação de medidores muito mais complexos e caros, pois seria necessário efetuar uma programação específica para cada razão utilizada pela distribuidora e a respectiva aplicação nos clientes correspondentes; d) A proposta de exibição do consumo relativo ao ciclo de faturamento anterior também agrega complexidade ao processo de forma desnecessária sem agregar benefícios tangíveis, uma vez que esses dados já foram disponibilizados ao consumidor através da fatura do ciclo anterior, 2. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa indutiva: As mesmas considerações relativas à exibição de consumo de energia ativa expostas acima são aplicáveis à energia reativa, motivo pelo qual se propõe a exibição de totalizadores de energia reativa indutiva; 3. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa capacitiva: A introdução desse item visa adequar o texto do artigo 9º à indicação da


medição de energia capacitiva, que passaria a ser uma grandeza contemplada entre as funcionalidades mínimas do medidor, conforme proposto no artigo 5º.

CEMIG

132. Art. 9º Devem ser disponibilizadas ao consumidor as informações relativas aos seguintes itens: I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica ativa consumida acumulada por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; II – Energia elétrica reativa indutiva: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica reativa indutiva acumulada por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; III – Energia elétrica reativa capacitiva: deve estar disponível o totalizador de energia elétrica reativa capacitiva acumulada por posto horário; III IV – Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente; V- Demanda ativa por posto horário: devem estar disponíveis os valores de demanda ativa para cada posto horário; V– Continuidade do fornecimento: deve estar disponível a quantidade total e a duração total das interrupções consideradas para efeito de cálculo dos indicadores FIC, DIC e DMIC da unidade consumidora no mês corrente e nos dois últimos meses de apuração dos referidos indicadores; VI – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. § 1º As informações relativas aos indicadores FIC, DIC e DMIC devem ser apuradas tendo por base os valores registrados pelo medidor do transformador que alimenta a unidade consumidora;

Parcialmente aceito Incisos: Parcialmente aceito. Idem item 126. Parágrafos: Não aceito. Idem item 130.


§ 2º No caso de utilização de medidores individuais, sem sistema de comunicação implantado, as informações relativas às interrupções consideradas para efeito de cálculo dos indicadores FIC, DIC e DMIC deverão ser disponibilizadas na conta de energia do consumidor, nas agências de atendimento e adicionalmente na Internet, pelo site da distribuidora. Justificativa: 1. Utilização de totalizador de energia elétrica ativa: O processo de faturamento estabelecido em todas as distribuidoras baseia-se na leitura de registradores totalizadores, nos quais a quantidade de energia consumida é permanentemente acumulada. O montante de energia consumido é obtido fazendo-se a subtração entre o registro atual e o registro anterior. Esse método é mundialmente consolidado e aplicado. Todos os sistemas de faturamento utilizados no Brasil foram projetados e construídos partindo dessa premissa. A proposta apresentada na minuta de resolução não traz vantagens em relação ao sistema tradicionalmente utilizado e traria diversos dificultadores, tais como: a) deve-se considerar que os medidores estarão instalados em caixas seladas, e não seria possível ter acesso ao medidor para realizar um fechamento de fatura sem o rompimento de selos e a necessidade de nova selagem, posterior ao processo; isso geraria uma imensa quantidade de resíduos e gastos desnecessários (no caso da Cemig, aproximadamente 4 milhões de unidades/mês, com um custo de 1,4 milhões/mês ou 17 milhões/ano somente em selos); além disso o processo de leitura tronar-se-ia muito mais lento e oneroso devido à necessidade de rompimento de selos e reselagem de todas as caixas de medição mensalmente (estima-se que a produtividade cairia no mínimo 10 vezes em relação ao que é hoje praticado), aumentando os custos das distribuidoras sem trazer nenhum benefício, e contrariando os preceitos de eficiência; o aumento de custos de leitura é estimado em 21,6 milhões/mês ou 259,2 milhões/ano no caso da Cemig.


b) necessidade de alteração no sistema de faturamento das distribuidoras para atender à nova metodologia proposta, e de convívio de dois sistemas diferentes, o que poderia induzir a erros de faturamento e insatisfação de clientes; c) a possibilidade de adoção de fechamento de fatura automático também seria desaconselhável pois tornaria o processo de leitura e instalação de medidores mais complexos e caros, pois seria necessário efetuar uma programação específica para cada razão de leitura utilizada pela distribuidora e a respectiva aplicação nos clientes correspondentes; d) a proposta de exibição do consumo relativo ao ciclo de faturamento anterior também agrega complexidade ao processo de forma desnecessária sem agregar benefícios tangíveis, uma vez que esses dados já foram disponibilizados ao consumidor através da fatura do ciclo anterior, 2. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa indutiva: As mesmas considerações relativas à exibição de consumo de energia ativa expostas acima são aplicáveis à energia reativa, motivo pelo qual propõe-se a exibição de totalizadores de energia reativa indutiva; 3. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa capacitiva: A introdução desse item visa adequar o texto do artigo 9º à indicação da medição de energia capacitiva, que passaria a ser uma grandeza contemplada entre as funcionalidades mínimas do medidor, conforme proposto no artigo 5º. 4. Exibição de Demanda: Como foi sugerido no artigo 5º a introdução de medição de demanda ativa, a mesma deveria ser disponibilizada ao consumidor.

CEPEL

133. Art. 9º: I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor de energia elétrica ativa consumido por posto tarifário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto tarifário no ciclo anterior; II – Energia elétrica reativa: deve estar disponível o valor de energia elétrica

Aceito Será utilizado o termo “posto tarifário”.


reativa registrado por posto tarifário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto tarifário no ciclo anterior; Justificativa: A expressão posto tarifário define melhor as possibilidades de uma nova estrutura tarifária, não limitando os intervalos apenas aos horários dos dias, mas permitindo a flexibilização em relação ao calendário (dias úteis, sábados, domingos, feriados, verão, inverno, etc), tornando mais objetiva a redação proposta. VI – As informações apresentadas no mostrador do medidor ou em dispositivo na unidade consumidora, no caso de medição centralizada, devem ser padronizadas de acordo com o estabelecido nas Normas vigentes sobre o assunto. Justificativa: É necessário padronizar essa apresentação de informações, de modo a garantir uma uniformidade mínima no modo de visualização das grandezas e demais dados, tanto para o consumidor quanto para a concessionária.

COPEL

134. Art. 9º I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor de energia elétrica ativa total consumido, por posto horário quando aplicável.até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; II – Energia elétrica reativa: deve estar disponível os valores de energia elétrica reativa indutiva e capacitiva, totais consumidos, registrado por posto horário quando aplicável. até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; III – Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente, quando aplicável;

Parcialmente aceito

Inciso I: Parcialmente aceito. O valor da energia consumidor poderá ser acumulado. Demais incisos: Não aceito. Se não é funcionalidade mínima, não é necessário regulamentar o que deve ser mostrado ao consumidor. No caso dos postos tarifários (III), é essencial ao consumidor saber o posto tarifário vigente.


IV – Continuidade do fornecimento: deve estar disponível a quantidade total e a duração total das interrupções consideradas para efeito de cálculo dos indicadores FIC, DIC e DMIC da unidade consumidora no mês corrente e nosdois últimos meses de apuração dos referidos indicadores, quando aplicável; V – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de sistemas de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. VI – Faculta-se a distribuidora oferecer adicionalmente a possibilidade de emprego de novas tecnologias para visualização das informações, tais como páginas dedicadas na Internet, transmissão direta para aparelhos de telefonia celular, transmissão para dispositivos computadorizados compactos, entre outros. Justificativa: Solicita-se a inclusão dos textos complementares para impedir que sejam agregados custos desnecessários onde não há vantagem no emprego de determinadas funções. Tendo em vista que o registro nos sistemas de medição das interrupções não corresponde a base de dados utilizada para cálculo de indicadores de continuidade individual (DIC, FIC e DMIC), solicita-se a alteração do texto para evitar má interpretação Ainda, deve-se prever o emprego de novas tecnologias cada vez mais massificadas.

CPFL

135. Art. 9º ... I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor do totalizador de energia elétrica ativa acumulada por posto horário; II – Energia elétrica reativa indutiva: deve estar disponível o valor do totalizador de energia elétrica reativa indutiva acumulada por posto ; III – Energia elétrica reativa capacitiva: deve estar disponível o valor do totalizador de energia elétrica reativa capacitiva acumulado por posto horário;



IV – Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente; V – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. Justificativa: 1. Utilização de totalizador de energia elétrica ativa: O processo de faturamento estabelecido em todas as distribuidoras baseia-se na leitura de registradores totalizadores, nos quais a quantidade de energia consumida é permanentemente acumulada. O montante de energia consumido é obtido fazendo-se a subtração entre o registro atual e o registro anterior. Esse método é mundialmente consolidado e aplicado, e todos os sistemas de faturamento utilizados no Brasil foram projetados e construídos partindo dessa premissa. A proposta apresentada na minuta de resolução não traz vantagens em relação ao sistema tradicionalmente utilizado e traria diversos dificultadores conforme a seguir: a) Deve-se considerar que os medidores estarão instalados em caixas seladas, e não seria possível ter acesso ao medidor para realizar um fechamento de fatura sem o rompimento de selos e a necessidade de nova selagem, posterior ao processo; isso geraria uma imensa quantidade de resíduos e gastos desnecessários; além disso, o processo de leitura tornar-se-ia muito mais lento e oneroso devido à necessidade de rompimento de selos e reselagem de todas as caixas de medição mensalmente (estima-se que a produtividade cairia no mínimo 10 vezes em relação ao que é hoje praticado), aumentando enormemente os custos das distribuidoras sem trazer nenhum benefício, e contrariando os preceitos de eficiência, para se alcançar a almejada modicidade tarifária; b) Necessidade de alteração no sistema de faturamento das distribuidoras para atender à nova metodologia proposta, e de convívio de dois sistemas diferentes, o que poderia induzir a erros de faturamento e insatisfação de


clientes; c) A possibilidade de adoção de fechamento de fatura automático também seria desaconselhável pois tornaria os processos de logística e de instalação de medidores muito mais complexos e caros, pois seria necessário efetuar uma programação específica para cada razão utilizada pela distribuidora e a respectiva aplicação nos clientes correspondentes; d) A proposta de exibição do consumo relativo ao ciclo de faturamento anterior também agrega complexidade ao processo de forma desnecessária sem agregar benefícios tangíveis, uma vez que esses dados já foram disponibilizados ao consumidor através da fatura do ciclo anterior, 2. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa indutiva: As mesmas considerações relativas à exibição de consumo de energia ativa expostas acima são aplicáveis à energia reativa, motivo pelo qual se propõe a exibição de totalizadores de energia reativa indutiva; 3. Utilização de totalizador de energia elétrica reativa capacitiva: A introdução desse item visa adequar o texto do artigo 9º à indicação da medição de energia capacitiva, que passaria a ser uma grandeza contemplada entre as funcionalidades mínimas do medidor, conforme proposto no artigo 5º. Não disponibilizar no mostrador do medidor FIC, DIC e DMIC para evitar o conflito provocado pelas possíveis discrepâncias das informações dos medidores e os índices efetivos provocadas pelos expurgos autorizados das informações contabilizadas por dias com comportamento atípicos e por atuações dos dispositivos de proteção, nas concessionárias que optam pela instalação destes à montante da medição.

DAVID AMOR

GARRIDO

136. Art. 9º V – Demanda ativa: deve estar disponível o valor de máxima demanda ativa por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor máximo de demanda por posto horário no ciclo anterior; VI - Demanda ativa instantânea: deve estar disponível o valor de demanda

Não aceito A demanda não será requisito mínimo.


ativa instantânea no momento corrente; VII – Visualização das informações: (...) Justiticativa: Mesmo sem a possibilidade de aplicar-se tarifa binômia, a informação de demanda pode ser útil ao consumidor, ao permitir que ele perceba quanto está demandando e acompanhe melhor sua carga.

EDP

137. Excluir o item IV Justificativa: Evitar o conflito provocado pelas possíveis discrepâncias das informações dos medidores e os índices efetivos provocadas pelos expurgos autorizados das informações contabilizadas por dias com comportamento atípicos e por atuações dos dispositivos de proteção, nas concessionárias que optam pela instalação destes à montante da medição.


ELEKTRO

138. Art. 9º I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica ativa acumulada por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total acumulado por posto horário no ciclo anterior; II – Energia elétrica reativa indutiva: deve estar disponível o valor totalizador de energia elétrica reativa indutiva por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total acumulado por posto horário no ciclo anterior; III – Energia elétrica reativa capacitiva: deve estar disponível o totalizador de energia elétrica reativa capacitiva por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total acumulado por posto horário no ciclo anterior; Justificativa: instalação do sistema de medição não deve interferir no processo atual de leitura da medição, nos casos em que não haverá sistema de comunicação. Assim, sugere-se que as grandezas informadas no mostrador (display ou visor) sejam os seus valores acumulados. É necessário salientar que a „ciclagem‟ excessiva das grandezas (valores)



no mostrador pode causar grande impacto na produtividade da leitura convencional. Em termos práticos, o leiturista gastaria tempo adicional aguardando a ciclagem das grandezas e o volume de erros de anotação (que exigem nova leitura) aumentaria. Dessa forma, sugere-se que o medidor tenha a capacidade de mostrar grandezas simultaneamente, o que deve ser orientado através de normatização específica. Sobre a não disponibilização dos indicadores de DIC, FIC e DMIC: Além do impacto mencionado no processo de leitura e a complexidade para sua visualização (sem a necessidade de abertura da caixa/lacre para envio de comandos para o medidor), consideramos que: o São necessários projetos pilotos ou estudos para análise do impacto da percepção do consumidor sobre eventual divergência na apuração dos indicadores. o O consumidor não deve ser penalizado com o excesso de informações técnicas e que podem gerar conflitos entre as distribuidoras, órgãos regulatórios e a sociedade. Sugere-se que ao invés de disponibilizar os indicadores de DIC, FIC e DMIC, o sistema de medição deve armazenar esses valores internamente e manter registro das interrupções ocorridas no período e, assim, para proteção dos direitos do consumidor, a distribuidora deverá oferecer serviços para a verificação do sistema de medição (semelhante à aferição a pedido do cliente) os quais deverão ser custeados pela distribuidora, em caso de erro no sistema de medição, ou pelo consumidor em caso erro no seu entendimento. Ademais, essas informações já são atualmente demonstradas nas faturas de energia elétrica.

ENDESA 139. Art. 9º IV – Continuidade do fornecimento: deve estar disponível a quantidade total e a duração total das interrupções de longa duração registradas no medidor da unidade consumidora no mês corrente e nos dois últimos



meses de apuração dos referidos indicadores; Justificativa: Ressalta-se que o tratamento das interrupções envolve também considerações regulamentares referentes ao dia atípico e a situação de emergência. Desta forma, em muitas situações os valores apresentados nas faturas e aqueles apresentados pelo medidor serão distintos criando situação de conflito entre consumidores e distribuidora. Os valores devem ser registrados e utilizados para fins de fiscalização, porém a apresentação dos mesmos, sem o tratamento regulamentar previsto, poderá provocar conflitos na relação entre o consumidor e a distribuidora.

GE

140. A GE apoia plenamente o estabelecido no Artigo 9. De toda forma, sugere-se que a comunicação entre o medidor e o consumidor, particularmente em instalações externas, sejam baseadas em nós Zigbee RF. Da mesma forma, recomenda-se que um protocolo aberto padrão seja utilizado para a transferência de dados, como o Smart Energy Profile.

Não aceito O regulamento não definirá que protocolo de comunicação utilizar.

GESTAL

141. Art. 9º Adcionalmente, os medidores devem ser providos de saída específica para as medições instantâneas de potência ativa e reativa, além dos postos tarifários e do sincronismo de relógio, conforme padrão da saída serial do usuário (NBR 14522 - Intercâmbio de informações para sistemas de medição de energia elétrica – Padronização). Tal saída deve ser disponibilizada ao acessante sempre que requerido pelo mesmo. Justificativa: Uma vez que os medidores serão substituídos, pode-se aproveitar esse esforço para adicionar a funcionalidade de saída específica para as medições instantâneas de forma a permitir a gestão da energia por parte do acessante. O custo da implementação eletrônica de tal saída é pequeno considerando o preço total do medidor e irrelevante perante a economia de energia que esta pode proporcionar. Portanto, os medidores do Grupo B devem disponibilizar de forma obrigatória tais informações, assim como já é feito para os medidores do Grupo A (compatibilizando-os

Aceito Será prevista uma porta para leitura local dos dados em tempo real.


quanto ao modelo de saída específica para o usuário, descrita nos capítulos 11 e 12 da NBR 14522). Hoje a atual “saída do usuário“ do medidor de energia elétrica tem sido amplamente utilizada por sistemas de gerenciamento e controle de energia elétrica, com fundamental importância para que os consumidores possam gerenciar sua demanda, consumo e fator de potência objetivando ações de eficiência energética. A não existência destes sinais provenientes dos medidores eletrônicos poderá acarretar na inviabilização de milhares de programas de eficiência energética prejudicando assim tanto o usuário final quanto o país.

GRUPO LINCOLN CONSULT

142. Art. 9º V – Visualização das informações: As informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente em dispositivo no interior das unidades consumidoras, inclusive no caso de medição centralizada. Justificativa: Entendemos ser de destacada relevância para o consumidor poder acessar o medidor de dentro de sua residência. Isto trará ao mesmo tempo comodidade e inteligibilidade ao consumidor final, permitindo a ele compreender e gerenciar o gasto energético a todo tempo. Desta forma podendo realizar um consumo consciente de energia. Ademais, a inserção do mostrador dentro da residência permitirá uma maior interação com os demais eletrodomésticos, cumprindo assim um importante objetivo do processo de medição inteligente.

Parcialmente aceito Idem item 126b.

IBM Brasil

143. Art. 9º I – Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor do totalizador de energia elétrica ativa acumulada por posto horário e por sentido de fluxo (linha-carga e carga-linha) até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total acumulado, por posto horário e por sentido, no ciclo anterior; II – Energia elétrica reativa indutiva: deve estar disponível o valor do totalizador de energia elétrica reativa indutiva acumulada por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior;

Parcialmente aceito

Inciso I: Parcialmente aceito. Poderá ser adotado o valor acumulado para a energia consumida. Não será requisito mínimo a medição da energia gerada. Incisos II, III, V e VI: Não aceito. As funcionalidades não serão mínimas. Incisos IV e VII: Não há contribuição.


III – Energia elétrica reativa capacitiva: deve estar disponível o valor do totalizador de energia elétrica reativa capacitiva acumulado por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; IV – Postos tarifários: deve ser identificado o posto tarifário corrente; V – Continuidade do fornecimento: deve estar disponível a quantidade total e a duração total das interrupções consideradas para efeito de cálculo dos indicadores FIC, DIC e DMIC da unidade consumidora no mês corrente e nos dois últimos meses de apuração dos referidos indicadores; VI – Transgressão de Tensão: as informações, por fase, das transgressões devem ser disponibilizadas; VII – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. Justificativa: A sugestão contempla a inclusão das informações de energia ativa bidirecional, reativa capacitiva e transgressão de tensão. No item III sugere-se a troca do termo “deve haver possibilidade de identificação” para “deve ser identificado”, garantindo que exista a funcionalidade.

LECTRON

144. Art. 9º V – Visualização das informações: as informações de natureza metrologicamente legais, funcionalidades complementares, funcionalidades programáveis e da unidade consumidora devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. Demais informações programáveis devem ser apresentadas em segundo plano de prioridade no medidor ou outro dispositivo. Justificativa: 1. Deveria ser objeto de visualização prioritária as grandezas medidas e funcionalidades complementares. Outras informações

Não aceito São exigidas apenas as grandezas metrologicamente relevantes. Fica à critério da distribuidora disponibilizar mais informações ao consumidor, caso o medidor seja dotado de funcionalidades adicionais.


relacionadas à unidade consumidora, seu consumo, qualidade, valor em moeda corrente, créditos de energia pré‐paga, carregamento de veículo e moto elétrica, poderiam ser apresentadas de modo a auxiliar o usuário no entendimento do seu padrão de consumo e status de operação do equipamento e serviço prestado. 2. É importante que o medidor inteligente possa evoluir a fim de suportar as próximas necessidades, tais como: carga de veículo inteligente, entrada de energias sazonais e outros. E para tais evoluções são necessárias a apresentação de informações no mostrador do medidor ou outro dispositivo a este acoplado. 3. Adicionar uma opção onde o medidor inteligente possa receber atualizações e disponibilizar maiores informações para o consumidor, sem detrimento das informações prioritárias. Ex: é possível a informação no Medidor Inteligente de; posto tarifário; valor do consumo em moeda corrente; alertas; informações sobre a conta; créditos no caso de energia pré‐paga e outros.

LIGHT

145. IV – Continuidade do fornecimento: deve estar disponível a quantidade total e a duração total das interrupções consideradas para efeito de cálculo dos indicadores FIC, DIC e DMIC da unidade consumidora no mês corrente e nos dois últimos meses de apuração dos referidos indicadores, expurgadas as interrupções inferiores a 3 (três) minutos e aquelas ocorridas em dias críticos. a) O expurgo deverá ser realizado pelo próprio medidor em até 20 dias úteis após a ocorrência; Justificativa: A Light sugere que, apesar do medidor registrar cada interrupção (data e hora de início e fim), somente seja disponibilizada ao consumidor a informação de DIC, FIC e DMIC expurgadas interrupções inferiores a 3 minutos. Tal expurgo deve ser realizado pelo próprio medidor. Assim, interrupções menores que 3 minutos, bem como aquelas ocorridas em “Dias Críticos” (por não serem contabilizadas), não devem ser



disponibilizadas. Caberá também nestes casos ser estabelecido uma forma de esclarecimento aos clientes.

PROCON-SP

146. Art. 9º: Excluir o inciso II. Justificativa: A Agência deve se preocupar em expressar nas regras a impossibilidade de cobrança de energia reativa de consumidores residenciais. Os eletrodomésticos produzidos no Brasil não estão adequados à eficiência energética, de modo que para a evolução na eficiência energética para o consumidor residencial, deve passar pela adequação de distribuidoras, indústria e consumidores, a fim de que toda a estrutura seja pensada para o objetivo de tornar o fornecimento de energia um serviço de excelência a tarifas módicas e de forma sustentável. Não se pode simplesmente impor ao consumidor a cobrança de mais item na fatura, sem justificar e mensurar os impactos sobre a população, mormente pelo fato dos produtos que guarnecem um residência e necessitam do serviços de energia elétrica não estarem adequados a essa nova modalidade a ser cobrada.

Aceito A energia elétrica reativa não será requisito mínimo.

RDS 147. Novo Inciso – Demanda de Potência: deve estar disponível o valor da demanda de potência (KW) referente ao mês corrente. Justificativa: Controle por parte do consumidor quanto ao uso dos aparelhos ligados em cada posto horário.

Não aceito A medição de demanda de potência não será requisito mínimo.

REDE ENERGIA

148. Art. 9º: Excluir o inciso IV V – Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de sistemas de medição, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. Justificativa: Retirar ítem IV. De que forma o medidor iria disponibilizar as informações de continuidade? Como não é prudente a aquisição de medidores que possam registrar essas informações e ainda armazenar, essas informações poderiam ser colhidas com equipamentos que teria a característica de registrar, mas não armazenaria em sua memória, mas sim

Parcialmente aceito Inciso IV: Aceito. Idem item 130. Inciso V: Não aceito. O termo “sistema de medição centralizada” é mais adequado.


no sistema que o gerenciaria.

DISPOSIÇÕES GERAIS

Art. 10. É facultada à distribuidora a instalação de equipamentos de medição em local externo à unidade consumidora, incluindo sistema de medição centralizada, desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica.


IBM Brasil

149. Art. 10 É facultada à distribuidora a instalação de equipamentos de medição em local externo à unidade consumidora, incluindo sistema de medição centralizada, desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica, desde que as distâncias envolvidas não sejam superiores a X metros. Justificativa: Grandes distâncias causam perdas ôhmicas e prejuízo aos consumidores e podem gerar custos advocatícios indesejáveis às distribuidoras.

Não aceito A medição centralizada é tratada em regulamento específico.

Art. 11. É facultada à distribuidora a instalação de equipamentos de medição com sistema de pré-pagamento, desde que também sejam respeitados os

critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica.


ABINEE 150. Mantido o texto Justificativa: Na regulamentação específica que vier a ser estabelecida pela ANEEL, deve ser compatibilizado com os requisitos aqui apresentados,

Não aplicável Não há contribuição a ser analisada.


abrangendo a modalidade pré-pagamento via medidor de energia e sistema

CIA PORTE

151. Art. 11. É facultada à distribuidora a utilização dos equipamentos de medição no modo de pré‐pagamento, desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica Justificativa: 1) Sugerimos que a funcionalidade já esteja disponível nos medidores. Garantindo um melhor aproveitamento dos investimentos efetuados durante a substituição dos medidores. A ativação, seria facultativa, executada remotamente. Uma vez adotada a utilização de “Medidores Inteligentes”, e não um arranjo de tecnologias acopladas a um medidor passivo, simulando certa inteligência, essas e muitas outras features são dependentes apenas de Software(firmware), ou seja, geram impacto zero no custo por unidade produzida. A modalidade pré‐paga é uma necessidade já latente no mercado, que certamente, logo fará parte do dia a dia de muitos usuários do Grupo B. 2) Entendemos que para um melhor aproveitamento dos custos envolvidos na substituição e manutenção dos novos medidores, a agregação das principais funcionalidades em um únicoequipamento é essencial. Reduzindo assim o número de técnicos e especializações necessárias para dominar todas as tecnologias envolvidas.

Não aceito O item será retirado. O sistema de pré-pagamento será tratado em regulamento específico.

CONCEN 152. Art. 11 Retirar Justificativa: A Nota Técnica que fundamenta a minuta não discute sobre a modalidade tarifária proposta (energia pré-paga). Tal assunto deve ser tratado por instrumentos administrativos à parte.


IDEC 153. Excluir o artigo. Justificativa: Vide contribuição deste agente no sítio da audiência. Aceito Idem item 151.


LECTRON

154. Art. 11. É facultada a distribuidora a utilização dos equipamentos de medição no modo de pré‐pagamento, desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica. Justificativa: Funcionalidade já estaria disponível nos medidores (ver justificativas sobre Pré‐Pagamento). Melhor aproveitamento dos investimentos efetuados durante a substituição dos medidores. A ativação, facultativa, seria feita remotamente.


PROCON-SP

155. Art. 11. É facultada à distribuidora a instalação de equipamentos de medição, desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica. Justificativa: O artigo 11 deve ter redação modificada para excluir a possibilidade de cobrança de energia pré-paga. O modelo deve ser discutido de forma apartada, tendo em vista a essencialidade do fornecimento energia elétrica, que interfere inclusive no principio da dignidade da pessoa humana, no caso de sua suspensão, ainda que temporária; face ao monopólio das concessionárias por região de concessão, não sendo possível ao consumidor a “compra” de energia de concessionárias diversas (inexistência de mercado livre para o usuário residencial); e pela afronta direta ao artigo 22 do Código de Defesa do Consumidor que, por força das normas de ordem pública determina, determina a continuidade dos serviços essenciais. Todas as regras recentemente editadas pela ANEEL indicam que o modelo será utilizado em regiões de menor renda, para consumidores mais vulneráveis, hipossuficientes. A minuta de resolução permite inserir o modelo com o agravante de a modalidade ser implantada compulsoriamente para o consumidor, por mera opção da concessionária, autorizada pela ANEEL a luz dos argumentos das concessionárias. O parecer da Advocacia Geral da União em relação à questão, que determina que o modelo deva ficar a escolha do consumidor e sua implantação ser destinada a todos que o desejarem, sequer foi observado nessa minuta. A Fundação não admite essa sistemática, especialmente inserida dentro de regulamentos gerais que

Aceito

Essencialemente, a contribuição sugere que o modelo de pré-pagamento “deve ser discutido de forma apartada”, em “debate apartado, especifico e transparente para que a ANEEL apresente à sociedade os ganhos que venham a motivar a proposta”. O artigo em análise será retirado da proposta final, mas cabe ressaltar que a minuta levada à AP 043/2010 estabelecia que a instalação de equipamentos de medição com sistema de pré-pagamento poderia ocorrer, “desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica”. Em momento algum a ANEEL levantou a hipótese de aplicação de uma regra sobre pré-pagamento sem discussão com a sociedade. Nesse âmbito, foi instaurada pela ANEEL a Audiência Pública 048/2012 para colher subsídios sobre a proposta de regulamentação das modalidades de pré-pagamento e pós-pagamento eletrônico de energia elétrica. Segundo a proposta, a tarifa de ambas as modalidades será igual a da modalidade de faturamento tradicional, podendo a distribuidora oferecer tarifas menores para quem aderir a essas modalidades.


não tratam especificamente do assunto. Cabe ressalvar que nos dispomos a discuti-lo em debate apartado, especifico e transparente Para que a ANEEL apresente à sociedade os ganhos que venham a motivar a proposta.

De acordo com a minuta de resolução proposta em audiência, a implantação dessas modalidades é uma faculdade da distribuidora e a adesão do consumidor será voluntária e sem ônus. O retorno à modalidade anterior poderá ser solicitado a qualquer tempo. A ANEEL visa com a proposta de regulamento uma série de benefícios para distribuidoras e, principalmente, para os consumidores.

Art. 12. Para as unidades consumidoras em que o sistema de medição de que trata esta Resolução vier a ser instalado, os consumidores devem ser

informados acerca das funcionalidades do referido sistema e das informações que lhes passarão a ser disponibilizadas.


IDEC

156. A informação deve ser prévia a instalação do medidor e nos casos de substituição, por qualquer motivo, de unidades consumidoras existentes, a informação deve ser com antecedência de 30 dias por meio de correspondência específica. Também deve ser informada as leituras do medidor retirado e do instalado, para controle do consumidor.

Não aceito As sugestões já estão regulamentadas na REN 414/2010 e não há necessidade de repeti-las neste regulamento.

Art. 13. Caso a distribuidora opte por substituir sistemas de medição já instalados e que estejam fora da abrangência definida no art. 2º, os consumidores

devem ser informados sobre a troca do seu sistema de medição com antecedência mínima de 30 (trinta) dias da data agendada para a substituição por meio de correspondência específica.

Parágrafo único. Quando da execução da substituição, a distribuidora deve informar, também por meio de correspondência específica, as leituras do

medidor retirado e do instalado, além das informações estabelecidas no art. 1



ABRADEE

AES ELETROPAU

LO

CEMAR

CEMIG

157. Art. 13º Caso a distribuidora opte por substituir sistemas de medição já instalados e que estejam fora da abrangência definida no art. 2º, os consumidores devem ser informados sobre a troca do seu sistema de medição durante a execução do serviço, conforme estabelecido na Resolução 414/2010. Justificativa: Compatibilizar o texto proposto com o disposto na Resolução ANEEL nº 414/2010, art. 73, §4º, bem como dar o mesmo tratamento para a troca de medidores que estejam dentro ou fora da abrangência desta regulamentação.

Parcialmenente aceito

O texto proposto não será adotado. Todavia, o item será excluído, já que a regra está prevista em outro regulamento (REN nº 414/2010, conforme levantado pela própria contribuição).

ELEKTRO

158. Art. 13º Caso a distribuidora opte por substituir sistemas de medição já instalados e que estejam fora da abrangência definida no art. 2º, os consumidores devem ser informados sobre a troca do seu sistema de medição no ato da execução do serviço. Justificativa: Sugere-se compatibilizar o texto proposto com o disposto na Resolução ANEEL n.º 414/2010, Art. 73, §4º, bem como dar o mesmo tratamento para a troca de medidores que estejam dentro ou fora da abrangência desta regulamentação. O agendamento de serviços para os consumidores implica numa logística operacional complexa para garantir a eficiência. A proposição de agendamento de serviços deve considerar os custos da adequação do modelo operacional.


Art. 14. A distribuidora não pode imputar ônus ou taxas ao consumidor em função de eventuais adequações nos padrões de medição decorrentes do uso

do sistema de medição de que trata esta Resolução.



ABRADEE

159. Art 14. Eventuais adequações necessárias nos padrões de medição da unidade consumidora que venham a ser executadas pela Distribuidora, para a instalação dos medidores e sistemas de medição de que trata esta Resolução, terão os seus custos reconhecidos na tarifa. Justificativa: Existirá a necessidade de adequação dos padrões de entrada das unidades consumidores no caso de concessionárias que utilizam padrão de medição no qual o disjuntor de proteção é utilizado ANTES do medidor. Isso faz-se necessário a fim de evitar eventuais manipulações por parte do consumidor, com o intuito de obter vantagem financeira (ressarcimento) da Distribuidora. Como a proposta da regulamentação, sinaliza que o consumidor não poderá ser onerado com estas modificação, torna-se necessário prever o reconhecimento destes custos.

Não aceito As regras de reconhecimento tarifário estão devidamente estabelecidas em regulamentos específicos.

AES ELETROPAU

LO

160. Art. 14º A distribuidora não pode imputar ônus ou taxas ao consumidor em função de eventuais adequações nos padrões de medição decorrentes do uso do sistema de medição de que trata esta Resolução, exceto quando se tratar de danos que forem atribuíveis ao consumidor. Justificativa: Compatibilizar o texto proposto com o disposto na Resolução ANEEL nº 414/2010, art. 167, inciso III.

Não aceito A adequação do padrão não tem relação com eventuais danos atrabuíveis ao consumidor.

CEB

CEMAR

CEMIG

161. Art 14. Eventuais adequações necessárias nos padrões de medição da unidade consumidora para a instalação dos medidores e sistemas de medição de que trata esta Resolução terão os custos reconhecidos para efeitos de revisão tarifária. Justificativa CEB: Existirá a necessidade de adequação dos padrões de entrada das unidades consumidores no caso de CEB que utiliza o disjuntor de proteção ANTES do medidor. Isso faz-se necessário a fim de evitar eventuais manipulações por parte do consumidor, com o intuito de obter vantagem financeira (ressarcimento) da Distribuidora. Justificativa CEMAR: Existirá a necessidade de adequação dos padrões de entrada das unidades consumidores no caso de concessionárias que



utilizam padrão de medição no qual o disjuntor de proteção é utilizado ANTES do medidor. Isso faz-se necessário a fim de evitar eventuais manipulações por parte do consumidor, com o intuito de obter vantagem financeira (ressarcimento) da distribuidora. Os custos para essa adequação são elevados. Caso essa despesa não seja reconhecida, poderá ocorrer desequilíbrio financeiro no contrato de concessão. Justificativa CEMIG: Poderá existir a necessidade de adequação dos padrões de entrada das unidades consumidores no caso de concessionárias como a Cemig Distribuição S.A., que utilizam padrão de medição no qual o disjuntor de proteção é utilizado antes do medidor. Essa adequação far-se-á necessária a fim de evitar eventuais manipulações por parte do consumidor, com o intuito de obter vantagem financeira (ressarcimento) da Distribuidora. Os custos para essa adequação são elevados (da ordem de R$ 60,00/UC no caso da Cemig), o que projeta uma despesa de R$ 240 milhões para as subclasses B1 e B3. Caso essa despesa não seja reconhecida, poderá ocorrer desequilíbrio financeiro no contrato de concessão.

CIA PORTE

162. Art. 14. A distribuidora não pode imputar ônus ou taxas ao consumidor em função de eventuais adequações nos padrões de medição decorrentes do uso do sistema de medição de que trata esta Resolução, exceto serviços e produtos adicionais e opcionais. Justificativa: 1) Uma vez realizada a substituição dos medidores atuais, as Distribuidoras podem oferecer uma nova gama de serviços e produtos em software e hardware que gerem comodidade, conforto e praticidades adicionais e opcionais. E a partir da nova estrutura inteligente, as Distribuidoras poderiam cobrar taxas adicionais nos serviços porventura contratados. 2) Exemplificando: venda de acessórios para carga de veículo elétrico; interfaces com entradas de energias sazonais – painel fotovoltaico ‐, turbina eólica; energia pré‐paga e outros.

Não aceito A prestação de serviços e produtos adicionais pela distribuidora é vetada por lei.


COPEL

163. Art. 14. A distribuidora não pode imputar ônus ou taxas ao consumidor em função de eventuais adequações nos padrões de medição decorrentes do uso do sistema de medição de que trata esta Resolução. Caso sejam necessárias adequações custeadas pela distribuidora, a mesma deve inseri-las no programa de obras reconhecido pela agência reguladora. Justificativa: Os requisitos mínimos exigidos neste regulamento podem acarretar adequações nos padrões de entrada e caixas de medição. A concessionária só poderá arcar com este tipo de despesa caso possa inseri-la no programa de obras reconhecido pela ANEEL.


CPFL

164. Art. 14. Com foco nos requisitos de segurança e na adaptabilidade técnica, a Distribuidora poderá solicitar ao consumidor, com prazo previamente determinado, eventuais adequações na infra-estrutura necessárias à instalação de novo padrão de medição, cujos custos deverão ser de responsabilidade do Consumidor. Justificativa: A Distribuidora não pode executar obra especifica de adequação de infra-estruturas em cada uma das Unidades Consumidoras – Orçamento inexistente para tal realização de obras Isonomia de tratamento com o disposto na REN 376/2009.

Não aceito A distribuidora não poderá exigir adequações do padrão de medição.

IBM Brasil

165. Art. 14. A distribuidora não pode imputar ônus ou taxas ao consumidor em função de eventuais adequações nos padrões de medição decorrentes do uso do sistema de medição de que trata esta Resolução, a menos que haja alguma irregularidade do consumidor na adoção do padrão de entrada. Justificativa: A distribuidora não pode realizar obras nas dependências do cliente e, se houver irregularidade no padrão de entrada da medição, o cliente deve ser responsável pelos custos de regularização.


LECTRON

166. Art. 14. A distribuidora não pode imputar ônus ou taxas ao consumidor em função de eventuais adequações nos padrões de medição decorrentes do uso do sistema de medição de que trata esta Resolução, exceto nos casos em que serviços ou produtos adicionais e opcionais sejam contratados pelo consumidor.



Justificativa: Uma vez realizada a substituição dos medidores atuais, as Distribuidoras podem oferecer uma nova gama de serviços e produtos em software e hardware que gerem comodidade, conforto e praticidades adicionais e opcionais. E a partir da nova estrutura inteligente, as Distribuidoras poderiam cobrar taxas adicionais nos serviços porventura contratados. Exemplificando: venda de acessórios para carga de veículo elétrico; interfaces com entradas de energias sazonais – painel fotovoltaico, turbina eólica; energia pré-paga e outros.

Art. 15. As perdas associadas ao funcionamento do sistema de medição, decorrentes do consumo do medidor e do respectivo sistema de comunicação,

devem ser consideradas como perdas técnicas da distribuidora.


EDP 167. Remeter o texto para o Módulo 7 do Prodist. Não aceito O texto do Módulo 07 do PRODIST não trata da vedação de imputar as perdas de medição ao consumidor.

IDEC 168. Acrescentar “... e não devem ser repassadas aos consumidores” Não aceito As perdas inerentes ao serviço de distribuição são rateadas entre os consumidores.

Art. 16. Os recursos destinados a programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética podem ser utilizados em estudos e na implantação

do sistema de medição objeto desta Resolução, desde que seja obedecida a regulamentação específica dos referidos programas.


CPFL 169. Art. 16. Os recursos destinados a programas de pesquisa e desenvolvimento, eficiência energética e demais recursos públicos de financiamento (FINEP, BNDES, incentivos do Ministério do

Não aceito A Resolução abrange apenas os programas cujas regulamentações são de responsabilidade da ANEEL.


Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior) poderão ser utilizados em estudos e na implantação do sistema de medição objeto desta Resolução, desde que seja obedecida a regulamentação específica dos referidos programas. Justificativa: O custo estimado para um novo medidor com as características especificadas nesta resolução inicialmente ficará diferente do que hoje é investido na aquisição de um equipamento de medição. Os planos de investimento das concessionárias seriam comprometidos com a obrigatoriedade deste investimento. Considerando que um medidor não eficientiza o consumo de energia, seria necessário que esse fosse inserido em um programa de eficiência energética, contudo, o valor individual deste equipamento poderá inviabilizar o projeto pelo impacto no RCB.

EDP

170. Art. 16 Parágrafo Único. Os ativos colocados em operação devem ser vinculados à respectiva concessão ou permissão e registrados em seu ativo imobilizado em contrapartida às Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica (Obrigações Especiais). Justificativa: Os recursos provenientes dos programas de P&D e PEE, originários da obrigação constante da Lei 9.991/2000, caso sejam utilizados na implementação da medição eletrônica, devem ser imobilizados a título de Obrigações Especiais.

Não aceito A norma não tratará da imobilização dos ativos.

IDEC 171. Substituir “podem ser utilizados” por “devem ser utilizados” Não aceito

Os recursos de P&D têm destinação específica definida em lei, de modo o regulamento não pode restringir sua aplicação. Vários outros temas são objetos de programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética, conforme já regulamentado pela ANEEL.

LIGHT 172. Art. 16 Parágrafo Único. Caso seja necessário, será autorizada a utilização de parte dos recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e da Reserva



Global de Reversão (RGR), em estudos e na implantação do sistema de medição objeto desta Resolução. Justificativa: A Light acrescenta que a verba da CDE (principalmente para os clientes de baixa renda) e da RGR, também poderia ser utilizada para as finalidades mencionadas neste artigo. Com isto, sugere-se que a ANEEL busque tal medida junto ao Executivo (MME, Casa Civil, etc.) para a edição de um decreto que considere o uso dos recursos da CDE e da RGR na implantação da medição eletrônica.

Art. 17. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

CONTRIBUIÇÕES PARA INCLUSÃO DE ITENS AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA

ABRADEE

173. DA QUALIDADE DOS MEDIDORES Art. XX. A qualidade dos medidores e sistemas de medição com as características estabelecidas neste documento devem ter a confiabilidade operativa assegurada conforme a seguir: Parágrafo primeiro Garantir através do RTM desse sistema de medição a qualidade mínima para seu funcionamento em todas as regiões do país; Parágrafo segundo: Garantir através de ensaios de tipo para vida útil o mesmo período estabelecido na taxa de depreciação à ser definida pela ANEEL; Parágrafo terceiro: Garantir através do Controle Metrológico que os

Não aceito

A qualidade dos medidores deve ser tratada em regulamento metrológico e normas técnicas. Não cabe à ANEEL criar determinações a outros órgãos.


equipamentos produzidos estejam em conformidade com os modelos aprovados. Parágrafo quarto: Fica estabelecido que a taxa de falha anual dos medidores e sistemas de medição para o atendimento dos requisitos estabelecidos nesta Resolução deve ser inferior a 0,5%. Deve ser estabelecida Norma especifica, através da ABNT, para atendimento dos requisitos de taxa de falha anual apresentados neste parágrafo. Justificativa: A inclusão de artigo é fator critico para o sucesso desta regulamentação para modernização do parque de medição. Atualmente os medidores eletrônicos, que medem somente kWh, tem estimado uma taxa de falha superior a 10% e vida útil inferior a 5 anos, causado pela baixa qualidade em função da disputa de mercado pelo baixo custo. Faz-se necessário estabelecer mecanismos de controle que assegurem a qualidade dos medidores e sistemas de medição com as características estabelecidas nesta Resolução. Esses mecanismos devem ser tais que possam assegurar uma alta confiabilidade operacional e uma baixa taxa de falhas de medidores e sistemas de medição, de forma a preservar os investimentos das Distribuidoras. Os objetivos principais da metodologia de análise de falhas são: Estruturar a planificação das manutenções preventivas, preditivas e pró-ativas de acordo com os modos de falha predominantes em cada equipamento e a análise dos riscos representativos ao sistema. Assegurar o controle das causas fundamentais identificadas para cada modo de falha, e minimizar seu impacto sobre o funcionamento do sistema (aumento do tempo médio entre falhas de um equipamento). Amparar as análises de confiabilidade e as tomadas de decisões em trabalhos de planejamento da manutenção e eliminação de perdas. Auxiliar as estratégias de formação dos efetivos de manutenção através da observação das necessidades observadas durante as análises das falhas já vivenciadas ou potenciais.


ANATEL

174. DAS DEFINIÇÕES Art 2º. Para efeitos desta Resolução Normativa adotam-se as seguintes definições I - Sistema de Medição Modular: sistema baseado em módulos com finalidades específicas para aquisição, armazenamento e transmissão, por qualquer meio ou tecnologia, de dados referentes a medidas elétricas e consumo de energia. II – Medição Inteligente: Sistema com capacidade para armazenamento e transmissão dos dados referentes as medidas elétricas e de consumo de energia. III – Controle: Capacidade de atuar remotamente em pontos específicos da rede otimizando e protegendo o sistema de distribuição. IV – Supervisão: Capacidade de avaliar parâmetros específicos da rede pontualmente ou por região, com finalidade de detectar ou avaliar falhas no sistema. V – Monitoramento: Capacidade de registrar os eventos relacionados a parâmetros técnicos e de consumo da rede como um todo, sendo suporte para o sistema de supervisão. VI – Resiliência: Capacidade do sistema de se restabelecer após evento de falha do sistema. VII – Latência: Intervalo de tempo que a informação gasta para chegar ao seu destino. Justificativa: A inserção de um capítulo sobre definições possibilita a planificação dos conceitos dirimindo dúvidas de significado e abrangência. A inclusão deste artigo altera a numeração dos demais artigos posteriores. O objetivo de definir o sistema de medição é viabilizar a instalação do sistema com ou sem necessariamente substituir o medidor já instalado. Outro ponto, é que a estratégia de modularidade permite tanto a atualização do sistema como a implementação de novas funcionalidades, e não exclui as demais funcionalidades previamente estabelecidas.

Não aceito Os termos propostos não são utilizados ao longo do texto.


CCEE

175. Art. 18. - Fica atribuído à ANEEL fiscalizar a execução da implantação do sistema de medição eletrônica, cuja responsabilidade está incumbida às distribuidoras. Justificativa: É necessário que o Órgão Regulador defina os critérios e procedimentos que serão adotados pela ANEEL, na fiscalização da implementação do sistema de medição eletrônica. Art.19 - As distribuidoras que implementarem o novo sistema de mediação eletrônica, não poderão criar dificuldades à fiscalização para o acesso às instalações, bem como quaisquer informações que sejam pertinentes ao objeto da fiscalização. Justificativa: É necessário que o Órgão Regulador defina os critérios e procedimentos que serão adotados pela ANEEL, na fiscalização da implementação do sistema de medição eletrônica. Art.20 – Os medidores deverão ser homologados pela INMETRO. Justificativa: Certificação pelo INMETRO é obrigatória visando aprovação dos aspectos metrológicos dos equipamentos baseados em tecnologia eletrônica.

Não aceito

Art. 18. Já é atribuição da ANEEL fiscalizar o cumprimento de suas normas. Art. 19. Os critério e procedimentos de fiscalização estão definidos em regulamento específico. Art. 20. Esta obrigação é legal e não é necessário replicá-la neste regulamento.

CIA PORTE

176. Art. 17 Os medidores substituídos serão destinados à reciclagem e, conforme regulamento específico, terão a receita de sua venda revertida para a modicidade tarifária Justificativa: O destino a ser dado aos medidores substituídos deverá fazer parte das discussões. Eventuais ganhos da concessionária se caracterizam como “outras receitas” e portanto deverão ser revertidos à modicidade tarifária

Não aceito A distribuidora deve dar o destino adequado aos medidores descartados para atender à legislação ambiental. Além disso, os critérios de desvinculação de bens já estão regulamentados.

CPFL 177. Art. XX. A qualidade dos medidores e sistemas de medição com as características estabelecidas neste documento devem ter a confiabilidade operativa assegurada conforme a seguir: § 1º. Deve ser estabelecido RTM específico para o atendimento dos



requisitos apresentados nesta Resolução. O RTM deve ser elaborado de forma a garantir a qualidade do funcionamento de medidores e sistemas de medição em todas as regiões do país; § 2º. O RTM deve garantir através de ensaios de tipo, uma vida útil, de no mínimo, o mesmo período estabelecido na taxa de depreciação a ser definida pela ANEEL; § 3º. Os equipamentos homologados com finalidade de atendimento desta resolução devem garantir através de Controle Metrológico que os sistemas de medição disponibilizados ao mercado estejam em conformidade com os modelos aprovados e apresentem as mesmas características de qualidade. § 4º. Fica estabelecido que a taxa de falha dos medidores e sistemas de medição para o atendimento dos requisitos estabelecidos nesta Resolução deve ser inferior a 0,5%. Justificativa: A inclusão de artigo é fator critico para o sucesso desta regulamentação para modernização do parque de medição. Atualmente os medidores eletrônicos, que medem somente kWh, têm apresentado uma taxa de falha superior a 10% e vida útil inferior a 5 anos, causado pela baixa qualidade em função da disputa de mercado pelo baixo custo. Os objetivos principais da metodologia de análise de falhas são: Estruturar a planificação das manutenções preventivas, preditivas e pró-ativas de acordo com os modos de falha predominantes em cada equipamento e a análise dos riscos representativos ao sistema. Assegurar o controle das causas fundamentais identificadas para cada modo de falha, e minimizar seu impacto sobre o funcionamento do sistema (aumento do tempo médio entre falhas de um equipamento). Amparar as análises de confiabilidade e as tomadas de decisões em trabalhos de planejamento da manutenção e eliminação de perdas. Auxiliar as estratégias de formação dos efetivos de manutenção através da observação das necessidades observadas durante as análises das falhas já vivenciadas ou potenciais.


LIGHT

178. Art. 15. Para o atendimento ao art. 2º, fica assegurado o reconhecimento tarifário dos investimentos adicionais decorrentes da mudança do sistema de medição do Grupo B. §1º A cada Revisão Tarifária Periódica: I - os recursos investidos ao longo do ciclo tarifário anterior serão reconhecidos na Base de Remuneração; II - os recursos a serem investidos no ciclo subseqüente serão reconhecidos no cálculo do Fator X. §2º Entre o prazo inicial estabelecido pelo art. 4º e a primeira revisão tarifária subseqüente, conforme critério estabelecido pela ANEEL, a remuneração e a depreciação dos recursos investidos serão reconhecidas tarifariamente. §3º O novo padrão de medição do Grupo B deve ser incorporado às definições estabelecidas pelo novo Manual de Controle Patrimonial do Serviço de Energia – MCPSE homologado pela Resolução Normativa Nº 367/2010. Justificativa: A Light entende que a alteração compulsória do padrão da medição do Grupo B deve ser realizada em um ambiente que assegure o reconhecimento tarifário dos investimentos adicionais necessários. Tal reconhecimento deve englobar tanto o período inicial (período entre o início do programa e a próxima revisão tarifária da concessionária – disposição transitória), quanto os anos posteriores à próxima revisão tarifária (disposição permanente). Também deve ser atualizado o MCSPE para que o novo padrão de medição do Grupo B seja adequadamente registrado na base de ativos. Art. 18 Caso a substituição dos medidores atuais seja feita antes de sua efetiva depreciação, a concessionária ou autorizada de distribuição terá tal custo reconhecido na tarifa. Justificativa: A Light entende que se deve assegurar, independentemente

Parcialmente aceito

§3º: Pariclamente aceito. A vida útil de medidores eletrônicos foi definida recentemente na Resolução Normativa nº 474/2012, que alterou o Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. Demais pontos: Não aceito. As regras de reconhecimento tarifário estão devidamente estabelecidas em regulamentos específicos.


das metodologias tarifárias vigentes, o reconhecimento anual dos investimentos do novo padrão de medição, bem como do valor residual dos medidores substituídos, quando for compulsória sua substituição antes do fim da vida útil.

T-SYSTEMS

179. Art. 18 A distribuidora pode compartilhar sua infraestrutura de rede inteligente com outras distribuidoras assim como com empresas de outros segmentos de mercado, tais como, água e gás. Art. 19 Sistemas de medida deve prever a possibilidade de atualização de software para correção de firmware/segurança de cada elemento que contém um firmware Justificativa: Vide contribuição do agente no sítio da audiência.

Não aceito

Art. 18. O compartilhamento não é vetado, não sendo necessário explicitar que o mesmo é permitido nesta Resolução. Art. 19. A atualização de firmware do medidor pode provocar alterações metrológicas relevantes. Esta possibilidade deve ser estudada junto ao INMETRO antes de ser permitida.

WEG

180. Art. 18 Os sistemas de medição devem além de atender a esta resolução também devem atender a normalização vigente publicada pela ABNT e também a(s) portaria(s) vigente(s) publicada(a) pelo INMETRO. Justificativa: A normalização brasileira dadas pelas normas NBR 14519:2000 e 14520:2000 , as quais são baseadas nas normas IEC 60687:1992 e IEC 61036:1990 para normalizar os medidores eletrônicos de energia. Entretant o as normas IEC em que foram baseadas, foram su bstituídas pelas normas IEC 62053-21:2003, -22:2003, -23:2003 e em esta em discussão a parte 24. Portanto, as normas brasileiras não estão atualizadas conforme as últimas atualizações da IEC. A ABNT, em sua comissão de estudo, não aderiu à atualização da normalização internacional, que evoluiu conforme as necessidades do mercado mundial, sendo que neste caso estamos desatualizados. Neste sentido faz -se necessário a atualização das normas ABNT relativas ao medidor de energia em relação as novas normas IEC, bem como aos requisitos da resolução normativa da ANEEL, aqui em discussão. Com esta atualização cria -se um ambiente regulamentado conforme o mercado internacional, criando a possibilidade de nossos fabricantes poderem competir em outros mercados,

Não aceito Esta obrigação é legal e não é necessário replicá-la neste regulamento.


bem como atender as ne cessidades do mercado nacional. Se não for adotado este caminho, corre-se o risco de desenvolvermos um produto que somente pode ser utilizado no mercado brasileiro, podendo -se perder a oportunidade de competir em outros mercados. Também deve ser discutida e atualizada a portaria 431 do INMETRO com o objetivo de alinhá -la a resolução da ANEEL, a fim de ter um r egulamento formalizado . Assim é possível garantir que os produtos enviados para a certificação sejam projetados para atender a resolu ção, diminuindo os riscos de atraso na certificação dos medidores de energia.

CONTRIBUIÇÕES DE CARÁTER GERAL


ABINEE

181. Comentário referente à medição da energia reativa na frequência fundamental: − Favorável à determinação. − As definições referentes a harmônicos gerados por cargas não lineares, ainda não existe harmonização mundial sobre os algoritmos utilizados para determinação da componente de energia reativa devido a estas cargas. − Os equipamentos utilizados para o faturamento para o grupo B são certificados considerando apenas a sua avaliação na freqüência fundamental. Comentário referente ao registro de energia gerada (quatro quadrantes): − Tecnologia disponível. − Prevendo a possibilidade de microgeração. − Estima-se um incremento de custo de até 20%, dependendo de outras funcionalidades que sejam solicitadas

Não se aplica Não há contribuição específica ao texto da Resolução. Tratam-se apenas de comentários válidos que contribuíram para o processo de regulamentação da medição eletrônica.


Comentário referente à demanda ativa e reativa: − Tecnologia disponível, ou seja, é possível implementar a medição das demandas ativas e reativas e registrar o seu valor máximo num ciclo de faturamento, tendo-se como base as resoluções existentes no momento. (resolução 414/2010). Comentário sobre a complexidade de implantação do DRP e DRC. − Calibração do produto (incremento de ensaios). − Número de eventos (limite de capacidade memória). − Número de registros (ex.: anterior e atual). − Especificações de HW (número de amostras, número de bits, etc). Comentário sobre a complexidade de implantação do DIC e DMIC. − Número de eventos (limite de capacidade memória). − Número de registros (ex.: anterior e atual). − Apuração momento para longa duração (>=3min) e cuta duração (< 3 min). Comentário Nota Técnica 52 - Com relação à classe de exatidão dos medidores, fica mantida a definição contida no Módulo 5 (Sistemas de Medição) do PRODIST que estabelece classe B para o Grupo B. Apesar da manutenção do critério na proposta submetida, são incentivadas contribuições acerca, principalmente, do custo e da necessidade de estabelecimento de uma melhor classe de exatidão. -Tecnologia disponível para atender uma melhor classe de precisão sem impacto significativos em custos Comentário nota técnica 68 - assim, no âmbito do Processo nº 48500.000004/2008-49 serão definidas taxas de depreciação para medidor eletromecânico, medidor eletrônico, concentrador e comparador/fiscal. ..... e


outros dispositivos que estejam conectados aos medidores. Dentro do processo n°48500.000004/2008-49 (trata assunto de depreciação) deverá estar contido também todos os dispositivos auxiliares que de alguma forma estejam junto do medidor, devem ter a mesma depreciação estipulada para os medidores. Comentário nota técnica 71 -Adicionalmente, boa parte dos benefícios associados à medição inteligente depende de ações do regulador, que já estão em andamento, tais como aprimoramento da estrutura tarifária, dos padrões de eficiência das distribuidoras e dos padrões de qualidade. Todas as regulamentações necessárias a suportar a implementação da medição inteligente devem estar definidas no mesmo prazo esperado para inicio da utilização desta.

ANDRÉ RICARDO

HELEBRANDO

182. Na intenção de contribuir para o enriquecimento da construção da Resolução Normativa que regulamenta os requisitos mínimos dos sistemas de medição de energia elétrica instalados em unidades consumidoras do Grupo B classificadas no subgrupo B1 residencial, não enquadrados como Baixa Renda, e no subgrupo B3, teço os seguintes comentários: Com relação a Nota Técnica 44/2010-SRD/ANEEL, em seu parágrafo 40, alínea c, o texto dispõe sobre a inclusão da medição da energia gerada em caso de uso de veículos elétricos ou equipamentos micro geradores. Sugestão: Recomendo que tal medição não deve ser obrigatória em todos os medidores de energia, mas agregado como item opcional ao cliente que deverá entrar em contato com a concessionária para que seja elaborado contrato específico que permita a conexão de micro geradores que fornecerão energia à rede. No parágrafo 40, alínea d, que trata da inclusão da medição de demanda ativa e reativa. Sugestão: Essas medições deve ser incluídas e disponibilizadas aos consumidores através dos mostradores, pois permite um controle mais

Parcialmente aceito

Aceito o comentário sobre a não inclusão de medição em 4 quadrantes como funcionalidade mínima. Quanto à medição de demanda, esta ficará à critério da distribuidora. Quanto à mudança de hábitos do consumidor, os estudos relacionados à criação da tarifa branca concluíra por dar incentivos tarifários para que isso ocorra. Quanto às informações disponibilizadas ao consumidor, está em estudo na ANEEL formas diferenciadas de apuração dos indicadores de continuidade e do nível de tensão. O estudo pretende dar mais transparência e credibilidade à apuração. Neste estudo, também se analisa uma forma de disponibilizar as informações ao consumidor de forma mais amigável.


efetivo do consumo. Dessa forma, o consumidor poderá perceber o horário e quais de seus eletrodomésticos possuem maior interferência na demanda ativa ou reativa e efetivar os devidos ajustes. Ressalto que através da medição de energia, não se pode visualizar corretamente tais necessidades de ajuste. No parágrafo 73 da Nota Técnica, dispõe-se que a ANEEL espera uma mudança de hábitos do consumidor através do incentivo a adequar seu padrão de consumo ao perfil de carregamento do sistema. Sugestão: Poucos consumidores poderão criar esta consciência, ainda que considerando o longo prazo, pois acredito que o sentimento geral da população é a de não gostar de ser incomodado. Cito como exemplo próximo as campanhas de empresas de telefonia que caminham na direção oposta a da aplicação de postos tarifários diferenciados, oferecendo como vantagem aos seus clientes a adoção de tarifa única para realizar chamadas a qualquer hora, sem esperar pelo horário reduzido. Acrescento como ferramenta de incentivo, a possibilidade do uso dos equipamentos Controladores de Demanda, que são instrumentos efetivos de incentivo financeiro à economia em horários de pico. No parágrafo 47, que trata das unidades a serem visualizada pelo consumidor. Sugestão: Concordo que o consumidor deve ter todas as medidas que constam no Art. 9º da Resolução e acrescento que, mais importante que todos eles, seria a inclusão das informações de demanda de energia ativa e reativa e de tensão. Pouquíssimo consumidores conferem a leitura do medidor com sua conta de energia, mas muitos deles possuem em suas residências equipamentos reguladores de tensão. Por isso, desejo conhecer efetivamente se a tensão está ou não adequada. As medições de DIC, FIC e DMIC deverão necessariamente permanecer como índices apresentados ao consumidor, ainda que existam os expurgos permitidos, pois servirão de parâmetro para visualização da qualidade da


energia entregue.

ART/TO

183. Primeiramente quanto à substituição dos medidores analógicos por digitais aqui no estado: a população e comerciantes do grupo B estão levantando uma série de reclamações sobre a apuração da energia reativa em suas residências e estabelecimentos comerciais, haja vista que antigamente não existia essa cobrança pela concessionária em sua conta de energia, na qual a “CELTINS” está enviando para suas devidas localidades uma, carta de aviso, obrigando os proprietários a fazer a correção de fator de potência em sua residência ou estabelecimento no qual gera custos para estas pessoas, onde terá que arca com despesas tipo: contratação de um profissional habilitado para o calculo do banco de capacitores e os custos instalação do equipamento no padrão da concessionária. A estas pessoas que já vem pagando a terceira maior tarifa do Brasil. E haja vista que a ANEEL, possibilitou a abertura desta audiência pública está agência estadual, vem a perguntar: Esse novo modelo de medidor inteligente, terá a possibilidade de realizar a correção instantânea do Fator de Potência para cada caso? Se o medidor não realizar instantaneamente a correção do Fator de Potência, quem irá assumir os custos para a devida correção e adaptação deste novo padrão, o consumidor ou a concessionária/permissionárias?

Não se aplica

O problema levantado na contribuição tem caráter comercial e não técnico. A sugestão será levada à área responsável pelo tratamento comercial do faturamento da energia reativa. A correção do fator de potência é realizada por métodos específicos, de modo que não há no mercado equipamentos de medição capazes de corrigir o fator de potência.

CAM

184. 56. Assim, estão contempladas, nesse primeiro momento, apenas as unidades consumidoras classificadas no subgrupo B3 e B1 Residencial, não enquadradas como Baixa Renda. Isso representa um universo de aproximadamente 41,39 milhões de unidades consumidoras. Cabe ressaltar que essa é a abrangência mínima, sendo que a distribuidora pode optar por realizar a implantação também em unidades Consumidoras dos outros subgrupos, observada a razoabilidade, a modicidade tarifária e a prudência dos investimentos. Assim, estarão contempladas todas as unidades consumidoras classificadas

Parcialmente aceito

Itens 56 e 57 da contribuição: Parcialemente aceito. A norma abrangerá todo o grupo B, exceto os de baixa renda, mas incluirá unidades consumidoras rurais. Item 61 da contribuição: O prazo será mantido Item 63 da contribuição: Parcialmente aceito. A vida útil de medidores eletrônicos foi definida recentemente na Resolução Normativa nº 474/2012, que alterou o Manual de


acima, subgrupos B1 Residencial, B1 Residencial Baixa Renda, B2 Rural e B3 Comercial e Industrial. Isso representa um universo de aproximadamente 64,75 milhões de unidades consumidoras. Justificativa: A inclusão dos subgrupos B1 Residencial Baixa Renda e B2 Rural ajudariam na diluição dos custos diretos e indiretos de todo o processo como: custos de desenvolvimento, custos de aprovações de modelos no INMETRO, custos operacionais das distribuidoras, etc. Adicionalmente podemos comentar que a aplicação em todos consumidores melhoraria muito o prazo de Payback do projeto.. 57. Nessa linha, a escolha pela os subgrupos B3 e B1 Residencial (não enquadradas como Baixa Renda) se justifica pela priorização das unidades consumidoras situadas em áreas urbanas, as quais, em geral, estão em locais mais densamente povoados que as de áreas rurais. Além disso, considerou-se também a o nível de consumo, conforme destacado anteriormente. Excluir. Justificativa: Excluir item 57 devido proposta e justificativa para modificação do item anterior 56. 61. Assim é proposto um prazo de 18 meses para o início do efetivo início do uso do medidor com os requisitos mínimos, contados a partir da publicação da Resolução Normativa específica sugerida nesta Nota Técnica. Assim é proposto um prazo de 24 meses para o início do efetivo início do uso do medidor com os requisitos mínimos, contados a partir da publicação da Resolução Normativa específica sugerida nesta Nota Técnica. Justificativa: A solicitação para prazo mínimo de 24 meses se deve a: 1) Necessidade de 12 meses para a realização de um completo desenvolvimento deste novo medidor; 2) Necessidade de mais 08 meses para que este equipamento seja devidamente ensaiado e homologado pelo

Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE.


INMETRO; 3) Necessidade de mais 04 meses para certificação/aprovação do laboratório do fabricante pelo INMETRO referente aos ensaios de AV que são obrigatórios para venda de medidores. 63. Atualmente, a regulamentação vigente atribui a um medidor uma taxa anual de depreciação de 4%, o que implica em um tempo de vida útil de 25 anos. Este tempo foi estabelecido com base na tecnologia eletromecânica e não existe na regra vigente a previsão de valor diferenciado para o medidor eletrônico. Atualmente, a regulamentação vigente atribui a um medidor uma taxa anual de depreciação de 4%, o que implica em um tempo de vida útil de 25 anos. Este prazo de depreciação atual foi estabelecido com base na tecnologia eletromecânica, como este novo padrão de medidor será de tecnologia eletrônica o tempo de depreciação anual será reduzido para 15 anos levando-se em consideração a menor robustez desta tecnologia principalmente em condições adversas como nosso clima tropical. Justificativa: O ajuste da depreciação para 15 anos é necessário devido à menor vida útil dos medidores de tecnologia eletrônica. Todos os fabricantes de medidores eletrônicos garantem uma vida útil aproximada de 15 anos para seus equipamentos. Não reduzir o prazo de depreciação poderia elevar os custos operacionais das distribuidoras que poderiam necessitar substituir os medidores antes do prazo estabelecido.

CEMAR

185. 1. A CEMAR gostaria de ressaltar a importância da iniciativa da ANEEL, que, ao que parece, está se antecipando a uma iminente realidade entre as distribuidoras. Estabelecer um formato para que as mesmas possam dar início ao processo de implantação da medição inteligente representa a adoção do caminho mais viável rumo ao futuro e ao desenvolvimento tecnológico do país. 2. Desta forma, e justamente pela importância do presente projeto, a empresa julga necessário o destaque de alguns pontos que são motivos de

Parcialmente aceito

Item 3 da contribuição: Não aceito. As distribuidoras devem estudar as ferramentas para prestar um serviço moderno. Ao regulador cabe orientar tais etudos. Cada distribuidora é livre para propor pilotos para estudar a medição eletrônica. Item 4 da contribuição: Não aceito. A depreciação era tratada em regulamento específico. O uso da CDE e da RGR depende de alteração na legislação, o que foge da alçada da


atenção. 3. Primeiramente, a CEMAR sugere que o tema aqui tratado seja mais bem analisado e que, apenas em um segundo momento, seja estabelecida a nova metodologia a ser seguida pelas distribuidoras. Sendo assim, a nova Resolução seria voltada para a definição de critérios a serem utilizados em projetos-piloto, a fim de que todas as nuances e custos envolvidos possam ser avaliados com maior prudência. De qualquer forma, seguem nos próximos itens as nossas contribuições. 4. Com relação ao medidor, as principais preocupações correspondem ao custo e à vida útil dos equipamentos. De acordo com as estimativas mais otimistas de alguns fabricantes, o preço do novo produto deverá ser estabelecido em torno de US$ 150,00, enquanto que a média de preço dos medidores utilizados atualmente é de R$ 45,00. Considerando o forte impacto financeiro que seria gerado pela nova tecnologia, torna-se necessária a definição de fontes de recursos para viabilização da proposta. Sendo assim, dado que a ANEEL possui prerrogativa para propor modificações na legislação em prol da modicidade tarifária e da eficiência operacional das distribuidoras, a CEMAR sugere que seja avaliada a possibilidade de utilização da CDE e RGR. Quanto à vida útil dos medidores eletrônicos, o tempo de utilização dos modelos atuais varia entre 2 e 4 anos, ou seja, a cada ciclo tarifário, a CEMAR teria que atualizar todo o seu parque de medição, enquanto que a proposta da ANEEL estabelece um prazo de 13 anos. Solicitamos que a desconexão entre os números apresentados seja considerada pela Agência. 5. A CEMAR destaca ainda que, dado que a cada 4 anos seria necessária a substituição dos medidores instalados, e, considerando o custo de US$ 150,00 por unidade do equipamento, o investimento necessário para atender apenas os clientes B1 Residencial e B3 (cerca de 702 mil unidades consumidoras da área de concessão da Companhia) seria da ordem de R$ 179 milhões, valor este superior ao investimento anual considerado no

ANEEL. Item 5 da contribuição: Não aceito. O prazo de 4 anos é inviável. Itens 6, 7, 8 e 9 da contribuição: Parcialmente aceito. Cada distribuidora tem conhecimento para melhor definir a estratégia de implantação dos medidores. Item 10 da contribuição: Não aceito. O prazo será estabelecido em relação à data de publicação.


Fator X da última revisão tarifária, que foi de aproximadamente R$ 172 milhões. 6. Quanto aos investimentos voltados para a estrutura de comunicação, a CEMAR avaliou a proposta de uma empresa americana, com expertise em smart grid, segundo a qual foi utilizada uma solução de fibra óptica e BPLC em São Luis, cobrindo 330.000 unidades consumidoras, em um prazo de 48 meses. Neste plano, a execução seria dividida por áreas, permitindo uma migração gradual para o novo sistema. O valor estimado para a implantação, deduzido o custo dos medidores, é de, aproximadamente, R$ 61 milhões. 7. Uma vez estimados os custos, com o intuito de colaborar com a viabilização do processo de implantação, a CEMAR sugere que seja adotado critério geográfico para os projetos-piloto, segundo o qual são delimitados bairros, cidades ou regiões para definição das unidades consumidoras contempladas pelo novo modelo. Seria financeiramente inviável segregar os clientes por subgrupo. 8. Vale ressaltar que, enquanto o sistema de medição não estiver funcionando em conjunto com o sistema de comunicação, é significativo o risco de duplicidade dos custos para manter tal estrutura. Logo, a fim de que as mudanças tragam benefícios para as partes envolvidas, a CEMAR se posiciona a favor da implantação paralela dos sistemas. 9. Estabelecidas as estruturas de medição e de comunicação, a manutenção das mesmas seria outro ponto de atenção. Ao mesmo tempo em que existiria redução dos custos com leitura, corte e religação, aumentariam substancialmente os gastos com a manutenção do novo sistema, com o treinamento de colaboradores, com a estrutura de TI para o armazenamento dos dados, com campanhas informativas à população, com um novo modelo de padrão, dentre outros. A CEMAR destaca a importância da disponibilização de uma base de dados com custos reais avaliados, fontes de financiamento e comprovação da viabilidade financeira do modelo


em discussão. 10. Finalmente, devido à complexidade das mudanças propostas, pedimos cautela no estabelecimento do prazo para início da implantação dos sistemas de medição, e que este, uma vez estipulado, seja após a homologação dos medidores pelo INMETRO.

CESAR ROBERTO

186. Sobre os novos medidores inteligentes, estes poderiam ser ponto de acesso (tipo modem) para internet. E o mais IMPORTANTE, os medidores eletrônicos não deveriam ficar do lado de fora das casas, quem quiser deveria ser permitido instalar dentro de casa; para que nossa privacidade de consumo e tudo mais seja respeitada. A colocação de medidores fora de casa, expõe a nossa privacidade; afinal qualquer um poderia ver nosso consumo, quanto gastamos e tal.

Não aceito Atualmente os medidores são instalados no limite com a via pública e isto não é considerado afronta ao direito de privacidade do consumidor.

CIA PORTE

187. Parágrafo 40 Ponto para discussão a) A cobrança da energia capacitiva tornará o entendimento do usuário comum mais complexa além de tecnicamente exigir um chaveamento automático para seu melhor controle. Assim, entendemos e concordamos com a medição da energia indutiva, porém, acompanhada de esclarecimentos sobre sua origem e justificativas para a sociedade em geral com o apoio dos Conselhos de Consumidores e entidades representativas de classe como o Conselho Regional de Engenharia, Arquitetura e Agronomia – CREA e Ordem dos Advogados do Brasil – OAB. Parágrafo 40 Ponto para discussão b) A exemplo do ponto de vista acima, entendemos e concordamos com a medição apenas em 60 Hz, pois, mais uma vez, o controle de harmônicos em uma única instalação residencial exige um conhecimento técnico mais apurado por parte do consumidor o que tornaria tal ação mais complexa de ser entendida e aceita pela sociedade.

Parcialmente aceito As questões tratadas na contribuição estão analisadas ao longo deste documento.


Entendemos ser importante a medição de uma energia eventualmente gerada de forma distribuída, porém, caso não onere de forma significativa o medidor, seria importante que tal medição fosse realizada como saldo da unidade consumidora o que poderia incentivar ainda mais esse tipo de geração, já que o consumidor poderia gerar para abater de seu próprio consumo e já veria de imediato o benefício dessa opção. Parágrafo 40 Ponto para discussão d) A exemplo dos itens a e b, entendemos ser esse um benefício para o consumidor que poderá entender melhor seu próprio hábito de consumo, entretanto, destacamos a importância de tal medida ser acompanhada dos devidos esclarecimentos por parte dos Conselhos de Consumidores e também da sociedade civil organizada. Parágrafo 40 Ponto para discussão e) Entendemos que a estrutura de cobrança ainda deva permanecer monômia no estágio inicial até que o consumidor esteja ambientado com as mudanças propostas para, em seguida, levar a discussão para a sociedade a respeito de eventual cobrança de demanda, ativa ou reativa. Parágrafo 44 Ponto para discussão a) Entendemos que uma vez disponibilizada para a concessionária a possibilidade de medição dos indicadores de qualidade de forma individual, deveria, tal indicador, ficar claramente identificado para o consumidor relacionando-o com o valor e grupo a que se refere de acordo com as metas estabelecidas, assim, o próprio consumidor poderia agir como fiscalizador de tais indicadores.


Parágrafo 44 Ponto para discussão b) Haverá alguma relação dessas medições (DRP e DRC) com eventual ressarcimento por queima de equipamentos? Não ficou claro o que é tensão crítica ou tensão precária. Parágrafo 44 Ponto para discussão c) Precisamos discutir se é realmente necessária essa medição mesmo sem haver punição para a concessionária ou maiores transtornos para o consumidor. Entendemos que para grandes indústrias pode haver problemas devido aos componentes eletrônicos presentes na planta, porém, temos dúvidas sobre os reflexos dessas pequenas interrupções para o consumidor urbano residencial. Parágrafo 46 Ponto para discussão a) Entendemos ser importante prever a comunicação bilateral para melhor controle do sistema e também de acordo com as necessidades da concessionária, observadas a modicidade tarifária e a prudência dos investimentos. Parágrafo 46 Ponto para discussão b) Entendemos que o uso de protocolos abertos estimula a competição e permite uma maior liberdade de escolha para a concessionária, o que deverá ser revertido para a modicidade tarifária na análise dos investimentos prudentes


Parágrafo 48 Ponto para discussão a) Entendemos que a visualização da tensão e corrente de cada fase poderá ajudar no diagnóstico de problemas e orientar o consumidor com relação ao uso eficiente de energia. Parágrafo 48 Ponto para discussão b) Entendemos que é importante a auxiliará na educação energética do consumidor, sugerimos manter essa visualização.

COOPER

188. Sistemas de medição inteligentes, também conhecidos como Automatic Metering Infrastructure (AMI), são compostos, no mínimo por três elementos fundamentais: medidores, equipamentos de comunicação e software de gerenciamento da medição e faturamento. Embora se esteja considerando que os novos medidores a serem instalados no Brasil tenham uma série de novas medidas e cálculos de índices, somente os medidores não bastam para que se possa tornar o sistema verdadeiramente inteligente, de forma a coletar os benefícios da tecnologia como, por exemplo, a verificação minuciosa das tendências de consumo e da qualidade real da energia fornecida ao consumidor. Portanto, agrega-se a necessidade de se ter os outros dois elementos, a fim de tornar esses dados disponíveis à concessionária e aos demais interessados como o órgão regulador para fins de planejamento. Sobre os sistemas de comunicação As informações prestadas e sugestões abaixo, dizem respeito ao Art. 8º da Resolução Normativa em construção. O sistema de comunicação deve ser confiável, robusto, escalonável e não deve ser objeto de maior preocupação das concessionárias de energia. Por isso, o sistema de comunicação deve ser construído dentro do conceito de “Plugar e Curtir”, tendo como características a autoformação, auto-configuração, auto-ajuste e auto-

Parcialmente aceito

Sobre os sistemas de comunicação: Entende-se que estes não sejam tratados como requisitos mínimos para dar liberdade às distribuidoras de adotá-los quando viáveis. Assim, garante-se a eficiência na alocação dos recursos. Desta forma, as distribuidoras ficam livres para adotar as soluções de comunicação que forem convenientes para cada situação. Segurança: Não cabe ao regulamento definir os protocolos de comunicação, de modo que o operador da rede deve fazê-lo. Capacidade Multi-utilidade: Esta funcionalidade já é permitida atualmente, embora não seja utilizada. Controladores de Demanda: Será disponibilizada uma porta de comunicação para permitir ações de controle de consumo pelo consumidor.


segmentação, de forma que cada medidor instalado ou removido da rede seja imediatamente percebido, sem que nenhuma intervenção seja necessária para a perfeita continuidade do serviço. Em uma rede de comunicação construída desta forma, cada ponto de comunicação estará sempre buscando o melhor caminho até um concentrador. Conseqüentemente, estará sempre buscando o melhor caminho de comunicação com a transferência de dados de melhor qualidade. A rede automaticamente se forma e se gerencia, o que automaticamente equilibra o tráfego da rede e otimiza seu desempenho. Isto é essencial para implementar um sistema de comunicação robusto, flexível e confiável por vários anos. Também minimiza os custos de manutenção que podem vir a ser elevados em sistemas que não possuem auto-gerenciamento. Os sistemas de comunicação devem ser escolhidos a critério da concessionária. Atualmente os mais utilizados são os sistemas de rádio, comunicação por fio (Power Line Carrier) e celular. Os sistemas de rádio para sistemas AMI devem ter freqüências nas faixas de 900 MHz e 2,4 GHz, ficando a critério da concessionária a escolha da faixa de freqüência mais adequada. A taxa de transferência de dados não pode ser menor que 76,8 kbps para não comprometer a capacidade da leitura do sistema. Também devem ser previstos rádios cujo espectro possa ser dividido em vários canais, dando mais confiabilidade ao sistema de comunicação e capacidade para contornar possíveis interferências. Os sistemas de Power Line Carrier (PLC) têm excelente cobertura quando utilizados em áreas rurais. A tecnologia não deve distorcer a freqüência de 60 Hz da rede, para isso devem-se utilizar repetidores de sinal na linha quando necessário. O sinal deve, preferencialmente, ser injetado através de capacitores de acoplamento de sinal às linhas de distribuição. Os sistemas com tecnologia celular são excelentes para cobrir possíveis falhas de cobertura dos sistemas de rádio ou PLC, de forma a assegurar que todos os medidores tenham uma comunicação efetiva. Estes sistemas dependem somente da


cobertura de sinal da operadora contratada, sendo que os Modems devem suportar a largura de banda necessária para integração. Para aplicações em que os pontos sejam excessivamente esparsos, apresenta o melhor custo-benefício. Segurança A segurança é um ponto extremamente crítico a ser tratado, pois deve ser exigido das concessionárias que contratem sistemas de medição que preservem todos os dados dos consumidores em segurança. A segurança deve estar preservada tanto nos medidores, quanto nos sistemas de comunicação e nos softwares de medição e faturamento. Os funcionários da companhia devem ter acesso aos softwares através de senhas individuais com tempo de uso limitado em caso de inatividade. Nas comunicações com os dispositivos, recomendamos o uso do algoritmo de criptografia de chave pública RSA que permite o uso de assinaturas digitais, além da criptografia em conjunto com algoritmo MD5 (Message-Digest algorithm 5) de verificação de integridade de 128 bits. E na comunicação entre os pontos de medição e os concentradores, recomenda-se utilizar o algoritmo de criptografia AES-CBC (Advanced Encryption Standard – Cipher Algorithm Chaining) de no mínimo 128 bits que permite a autenticação individual dos pontos de medição através dos códigos pré-configurados. Capacidade Multi-Utilidade Embora se esteja discutindo a regulamentação para sistemas de medição de energia, deve-se permitir, a critério da concessionária, a divisão dos custos de implantação de sistemas de comunicação entre concessionárias de energia, água e gás, tendo em vista que não há interferência nos dados que vão para uma ou para outra concessionária. Controladores de Demanda Controladores de demanda, conhecidos como DR (Demand Response) devem ser permitidos para uso com o sistema de comunicação. Controlador de demanda trata-se de um acessório oferecido pela concessionária para


seu próprio controle de demanda e regulação da carga. O uso do controlador de demanda não traz qualquer impacto das regras de faturamento da concessionária, mas abre somente a oportunidade de geração de um crédito oferecido pela concessionária ao consumidor por sua contribuição para redução de picos de energia em horários de ponta. Seu uso traz, portanto, benefício ao planejamento do sistema e possibilidade de postergação de investimentos em geração, transmissão e distribuição. Portanto, sugerimos que seja incluída uma nota sobre o uso desses equipamentos pelas concessionárias, ainda que a ANEEL eventualmente julgue necessária a criação de regulação específica, se não for nesta.

COPEL

189. Pontos para discussão: 1 – Requisitos Mínimos Necessários a) Conforme sugestão inserida no texto, deve-se prever o registro de energias reativas capacitivas. b) De acordo. c) Medidores com registradores dedicados aos 4 quadrantes devem ser adquiridos apenas para serem instalados nos consumidores onde necessariamente haverá microgeração, o que corresponde a uma minoria. d) Caso seja considerada apta a possibilidade de introdução de contratos de demanda na baixa tensão, sugerimos iniciar este processo unicamente em consumidores com medidores do tipo 30/200. e) Sob o ponto de vista de análise do comportamento da rede, as informações podem ser obtidas de forma independente dos medidores para faturamento já instalados. Pontos para discussão: 2 – Funcionalidades Complementares a) Inviável, tendo em vista que muitas concessionárias adotam padrões onde o disjuntor é alocado antes da medição. Por outro lado, dados de interrupções e afundamentos deveriam ser monitorados em tempo real para

Parcialmente aceito As contribuições estão analisadas ao longo deste documento.


permitir uma atuação preventiva e/ou instantânea nos casos de faltas. Ver anexo com proposta para este tipo de solução. b) Embora seja desejável obter tais índices através de medidores para faturamento, contesta-se a necessidade de executar tais levantamentos em 100% dos consumidores. Entende-se como razoável a utilização de mecanismos estatísticos para o controle e a fiscalização destes indicadores. c) É pouco produtivo receber dados com uma frequência mensal oriundos de memórias de massa. Deve-se pensar em um sistema de monitoramento em tempo real. Pontos para discussão: 3 – Sistemas de Comunicação a) A comunicação bidirecional só se faz necessária em equipamentos que possuem funções de parametrização e atendimento a comandos. Nos demais trata-se de um item com custo relevante, riscos operacionais e com probabilidade de já nascer obsoleto. Isto se dá pela impossibilidade do desenvolvimento de um novo padrão no prazo de 18 meses. Fatalmente será adotado o antigo padrão NBR 14522 que não permite endereçamentos e possui tamanhos de pacotes fixos. Vide anexo para obter uma proposta alternativa. b) O único protocolo público vigente, definido pela NBR 14522, foi desenvolvido a mais de 15 anos e possui uma série de deficiências quando aplicado aos meios de comunicação atuais. Desta forma, o seu emprego tornaria-se um legado para a modernização requerida com novos meios e mídias de transmissão de dados. Pontos para discussão: 4 – Disponibilização de Informações ao Consumidor a) O histórico de aquisições de medidores eletrônicos realizadas no Brasil é bastante simplista. O equipamento padrão consiste em um conversor de


energia em pulsos associado a um contador ciclométrico. Este conjunto é calibrado através de uma ponte de resistores com trilhas a serem cortadas no ajuste para calibração. O salto tecnológico para medidores com relógio, bateria, memória de massa e displays de LCD requer um processo de adaptação nos sistemas de fabricação. Caso não ocorra uma etapa de maturação, corre-se o risco de encontrar um alto índice de falhas nos lotes dos primeiros anos de implantação das novas tecnologias b) Os expurgos realmente devem ser tratados como exceções, porém os desligamentos realizados pelo próprio consumidor, através da atuação nos disjuntores instalados entre a rede de distribuição e os medidores não devem ter o mesmo tratamento. ANEXO – PROPOSTA COPEL Neste anexo são detalhadas, de forma independente ao texto da minuta, as propostas sob a óptica da COPEL, concessionária distribuidora do estado do Paraná, empresa pública de economia mista. Estão claros os objetivos focados neste regulamento da agência reguladora, prevendo melhoria nas condições de fiscalização e controle, acarretando avanços nas condições de fornecimento e possibilidade de implantação de programas de otimização. Esta proposta não pretende interferir negativamente neste objetivos, ao contrário, pretende-se propor mecanismos mais eficientes e econômicos para se atingir as mesmas metas e ainda obter outros benefícios. 1 – Requisitos obrigatórios na proposta original 1.1 Registro de interrupções A implantação de registradores de interrupções em cada um dos consumidores, através dos medidores para faturamento, acarreta problemas operacionais em relação ao posicionamento dos disjuntores nos padrões de diversas concessionárias do país. Ainda, a eficiência desta forma de registro, individual, é comparável à obtida na implantação de um único registrador apenas na saída dos transformadores de baixa tensão. A


vantagem, neste caso, é a economia, tendo em vista um número médio de quarenta consumidores por ramal secundário urbano, pode-se prever a redução de custos gerada ao se adotar este modelo. No caso da Copel são 3.400.000 de medidores. A alteração do padrão de instalação (disjuntor após) não é viável, por questões de segurança, quando eventual intervenção no medidor que permaneceria energizado, e por questões de custos, pela necessidade de mais mão-de-obra (dois eletricistas) para intervenções, dada a necessidade de desligamento no poste. 1.2 Registro de transgressões nos níveis de tensão. De forma análoga ao item anterior, este tipo de registro é perfeitamente viável utilizando dois sensores, posicionados apenas no início e no final de cada ramal secundário de distribuição. Ressalta-se ainda que o INMETRO não está preparado atualmente para certificar medidores para faturamento com funções relativas a grandeza tensão. Caso seja mantido este requisito, deve-se prever um prazo maior para que sejam definidas as normas e os critérios para este tipo de certificação. 1.3 Tarifa horossazonal De acordo com o texto original, deve haver previsão para implantação de futuros programas com tarifa horossazonal nos consumidores do grupo B. Esta preparação é válida, contudo é preciso observar que o modelo que utilizamos atualmente nos consumidores do grupo A foi desenvolvido a cerca de 20 anos, quando não existiam recursos de comunicação. Isto explica a existência de relógios de precisão e memórias de massa integrados na eletrônica dos medidores que até hoje são produzidos seguindo este padrão. Contudo, ao se planejar uma expansão a um número bem maior de consumidores, é aconselhável adotar um sistema com centralização de dados através de meios de comunicação disponíveis atualmente. Portanto, exigir que medidores já venham equipados com relógios e memória de massaprogramas não serão compulsórios aos consumidores, isto é, haverá apenas um percentual deles que optará pela


tarifação diferenciada por horário. 1.4 Dispositivos para suspensão e religação remotos O item colocado nas funções de comunicação pode gerar a interpretação de que todos os sistemas de medição devem ser dotados de tal dispositivo. Contudo, esta interpretação deve ser revista tendo como base a concentração de operações de suspensão e religação. Uma estimativa preliminar determina que é possível concentrar 80% das operações em apenas 20% dos consumidores. Desta forma, a implantação deste dispositivo em todas as unidades atendidas acarretaria um custo exorbitante e desnecessário. 1.5 Comunicação bidirecional Tendo em vista os dois itens anteriores, que definem funções de parametrização e atuação remota apenas para uma parcela de consumidores, torna-se dispendioso atribuir uma característica de comunicação bidirecional a todos os dispositivos. Esta característica deve se restringir apenas aos casos onde for aplicável. 2 – Itens acrescentados 2.1 Medição de energias reativas indutiva e capacitiva Recomenda-se a inserção do registro de energias reativas capacitivas pois não há diferença efetiva nos custos de equipamentos que possuem apenas o registro indutivo e aqueles que possuem ambos. Ainda, é preciso rever a real intenção em se aplicar tarifação de reativos em consumidores monofásicos. 2.2 Possibilidade de mostradores remotos para sistemas de medição O item mencionado apenas para conjuntos de medição centralizada também pode ser uma ótima opção para sistemas de medição. Neles há possibilidade de enviar mensagens e informações diretas aos consumidores. Adicionalmente, deve ser previsto o uso de novas tecnologias, tais como recursos da internet, funcionalidades de telefones


celulares e dispositivos portáteis. 3 – Plano de desenvolvimento da Medição na Copel A Copel tem trabalhado de forma independente na modernização do seu parque de medidores seguindo uma topologia que consiste em: a) Medidores dotados de saída serial unidirecional de dados padronizada (quatro fornecedores já possuem homologação do INMETRO) b) Concentração dos dados através de múltiplas mídias de comunicação (remotas a serem instaladas junto aos medidores – média de 500 consumidores por concentrador) c) Monitoramento em tempo real d) Padronização da interface de comunicação e da disponibilização dos dados dos concentradores e) Concentradores dotados de memória de massa e relógios de precisão que permitem implantação de programas de tarifas diferenciadas por horário e registro de interrupções ou transgressões nos níveis de tensão indicados por sensores específicos. f) Software dedicado no Centro de Operação da Medição com canal direto para ANEEL realizar auditoria e acesso aos dados dos concentradores. g) Integração com sistemas de medição centralizada h) Homologação de todo sistema, ao que se refere a cadeia metrologicamente relevante, no INMETRO. i) Disponibilização de todos os dados aos consumidores através de páginas individuais na internet. Esta topologia, baseada em investimentos próprios, busca atingir os seguintes benefícios: a) Redução de perdas comerciais b) Redução de perdas técnicas c) Redução de multas por má qualidade de fornecimento d) Redução de custos operacionais com leitura, cortes e religações e) Atuação preventiva na rede (trocas de transformadores, isoladores,


redimensionamentos, instalação de chaves em pontos estratégicos, entre outros) f) Melhoria no relacionamento com os consumidores g) Compartilhamento de infraestrutura com outros serviços públicos h) Transparência total dos dados referentes as características da concessão em se tratando da relação com os consumidores, os investidores e a agência reguladora. Em termos gerais, há similaridade no programa desenvolvido internamente na Copel e a proposta de regulamentação da ANEEL. Contudo, solicita-se a flexibilização de alguns itens para permitir, principalmente, a redução global dos custos envolvidos. Ainda, há possibilidade de que a transição tecnológica na medição de energia seja integralmente subsidiada pelas concessionárias distribuidoras, bastando para isto apenas pequenos ajustes regulatórios. A viabilidade pode ser obtida apenas se considerados os benefícios obtidos diretamente. Estes ganhos podem e devem representar também vantagens tarifárias para os consumidores. Observação: A Copel realizou em 24/11/2010 um pregão para compra de medidores a serem entregues em 2011. Embora já tenha solicitado as características constantes na contribuição para proposta de regulamentação (porta de comunicação serial unidirecional e medidores polifásicos com energia reativa) não houve incremento significativo no custo ao comparar os valores de 2009. O maior aumento ocorreu nos medidores bifásicos onde o índice foi de 5,38%.O emprego de tecnologias de telemedição que devem complementar os sistemas de medição estão sob análise e devem ser avaliadas dentro do programa de pesquisa e desenvolvimento da Copel em 2011.

ELAINE ZUCHIWSCH

I

190. - Acho importante que eles possuam a capacidade, assim como os medidores em uso, de funcionar no sentido contrário, ou seja, que possa haver fornecimento de energia para a rede. Isto tem ocorrido em residências que possuem outras fontes de energia, como a solar, quando a energia não

Parcialmente aceito Não é economicamente viável exigir que todos os medidores possuam medição de energia gerada. É mais racional exigir esta funcionalidade apenas em


é mais armazenada em baterias, voltando assim para a rede, que contabiliza este fornecimento, que fica como crédito para o fornecedor. Provavelmente esta questão já foi colocada, mas reforço esta necessidade que só contribui com o avanço de uma sociedade ambientalmente mais sustentável.

consumidores com geração associada. Essa postura foi adotada pela Resolução Normativa nº 482/2012, que trata da micro e minigeração de energia elétrica.

ELEKTRO 191. Vide contribuição no sítio da audiência pública. Parcialmente aceito As contribuições foram abordadas ao longo deste RAC.

ELIFAZ ROMAN

192. Quero sugerir que determinem que os novos medidores de energia sejam equipados com tecnologia que permita a microgeração de energia. Com certeza essa possibilidade aumentaria a demanda por fontes alternativas de energia.


ELO SISTEMAS

ELETRÔNICOS

193. O protocolo de comunicação usado em um sistema de medição define de que forma são viabilizadas e controladas a conexão, comunicação e transferência de dados entre equipamentos deste sistema. Considerando que a segurança de informações é um item de grande relevância para sistemas de medição devido à grande penetração e aplicação dos equipamentos e medidores na sociedade, pois são equipamentos aplicados a consumidores residenciais basicamente. Considerando o aspecto técnico de alto nível alcançado hoje pelos diversos sistemas existentes, onde anos de pesquisa e testes foram empregados para garantir que a porção fundamental, que é permitir a transferência efetiva dos dados entre as partes do sistema, está hoje bastante amadurecida. Considerando que cada solução possui qualidades que são aplicáveis a situações diversas, assim como as situações enfrentadas pelas Concessionárias também são distintas entre si, e certa e comprovadamente existem soluções que são indicadas dependendo da situação e diversidade de cada local onde ele será aplicado. Entendemos que a melhor recomendação em termos de padronização de protocolo seja aplicada somente à interface do software do sistema de

Não aceito

A padronização do protocolo pode restringir as opções de equipamentos disponíveis no mercado, afetando a concorrência entre os fornecedores das distribuidoras. Tendo em vista a obrigação de assegurar a segurança dos dados, a dsitribuidora deve ter a preocupação de adotar protocolos seguros, sem a necessidade de haver padronização.


medição, onde esta padronização permitirá que haja interoperabilidade entre sistemas sem que seja necessário que todos os medidores, com diferentes tecnologias de comunicação, tenham a mesma forma de comunicar. Desta forma fica a critério da concessionária escolher o sistema de medição baseado em suas qualidades e tecnologia aplicado à realidade de cada situação, porém sempre padronizado no aspecto interoperabilidade com a concessionária.

ENDESA 194. Vide contribuição no sítio da audiência pública. Parcialmente aceito As contribuições foram abordadas ao longo deste RAC e da Nota Técnica.

GE

195. Item 46 (a) da Nota Técnica: A GE reconhece que a tecnologia AMI está emergindo e que está sendo provada em instalações reais. Para assegurar a evolução dos ativos, a recomenda-se que quaisquer medidores instalados no curto prazo ofereçam uma abordagem modular para suportar a troca da tecnologia de comunicação do AMI. Este módulo deve ter sido projetado para estar separado/independente do lacre metrológico e deve suportar trocas sem necessidade de interrupção do fornecimento de energia ao cliente. Item 50 da Nota Técnica: A GE recomenda que os medidores ofereçam memória de massa suficiente para o armazenamento de informação do perfil de carga equivalente à um ano. Item 52 da Nota Técnica: Recomenda-se que o medidor mantenha uma precisão de, ao menos, Classe A. Tal requerimento é comum em países fora do mercado ANSI e é mais do que suficiente para uso em instalações residenciais. Item 58 da Nota Técnica: Em referência à audiência pública 120/2010 e, pensando na universalização

Parcialmente aceito As contribuições estão analisadas ao longo d deste RAC e da Nota Técnica.


dos serviços, em uma maior precisão no faturamento de energia, bem como na redução das perdas não-técnicas, a GE entende que a ANEEL deveria considerar uma implementação massiva de medidores inteligentes para todo o sinal econômico de baixa tensão.

GENUS

196. Vemos na especificação proposta que a mesma não contempla nenhuma solução efetiva no combate as fraudes. A tecnologia eletrônica permite varias opções e já que o medidor proposto alcança um grau elevado de funções é nossa sugestão que seja incluído funções tais como: a) Sinalização de presença de potencial no medidor atráves de um LED na parte frontal do medidor, pois além de registrar as ocorrencias de falta de energia como proposto o consumidor terá uma informação clara e direta ao verificar o medidor, isso já existe. b) Sinalização de inversão no medidor através de um LED, auxilia o instalador no momento da instalação indicando se a conexão está correta ou não, e também sinalizará que uma inversão foi feita, isso já existe. c) Medição da corrente de neutro. Uma das fraudes mais cometidas é realizar um "by-pass" pelo neutro deixando o circuito de fase em vazio e com esta função o sistema não só estaria monitorando essa perda, mas também realizando o correto registro do consumo da carga. Essa função também já existe e utilizada com eficiencia em alguns países. Essas funções elevam muito pouco os preços dos medidores, mas seus benefícios são enormes. E essas sinalizações bem como a medição quando a carga estiver somente no neutro, poderão ser ser enviadas através do sistema de comunicação que vier a ser instalado. Assim acreditamos estaremos realmente apresentando um medidor avançado ao mercado brasileiro onde não ficaremos limitado simplesmente ao faturamento de energia, mas ao controle do serviço de distribuição de energia e também controlando fraudes como as descritas.

Não aceito Cabe à distribuidora adotar ferramentas de combate às perdas comerciais, sendo economicamente ineficiente que o regulador promova a padronização destas ferramentas.

197. Em relação à Audiência 043/2010 a ser realizada em 09/12/2010, sugerimos incluir a possibilidade de homologação de medidores eletrônicos Parcialmente aceito

Não é economicamente viável exigir que todos os medidores


com característica bidirecional para clientes que venham a adquirir sistemas de microgeração de energia através de fontes alternativas como solar fotovoltaica e eólica. Dentro de mais um ou três anos a instalação de micros e pequenos sistemas residenciais e comerciais começarão a acontecer no Brasil, mesmo antes de aprovação de legislações de incentivo, como o PL 630/03 em análise no congresso. Atualmente, no exterior, são adotadas duas políticas: => Feed in Tariff: Há um medidor para a compra de energia da concessionária e outro para a venda de energia gerada de forma independente. As duas contabilizações são diferentes e há tarifa prêmio na venda ajudando a viabilizar o sistema implantado; => Net Metering: Há um único medidor bidirecional. Nos momentos em que a produção de energia, por menor que seja, é maior que o consumo, há exportação para a rede abatendo no acumulado mensal. A alternativa de instalação de um medidor bidirecional, permite ao consumidor atuar no gerenciamento de seus recursos energéticos, através do Net Metering, mesmo não havendo legislação de incentivo econômico. Como os investimentos na substituição dos medidores eletrônicos serão vultosos, este é o momento de dar esta alternativa ao consumidor que queira arcar com a diferença de custo dos medidores, ou mesmo integralmente na instalação de um sistema fotovoltaico ou eólico de pequeno porte.

possuam medição de energia gerada. É mais racional exigir esta funcionalidade apenas em consumidores com geração associada. Essa postura foi adotada pela Resolução Normativa nº 482/2012, que trata da micro e minigeração de energia elétrica. A Resolução Normativa nº 482/2012 estabeleceu o Sistema de Compensação de Energia, que é a aplicação do modelo Net Metering.

IDEC

198. As distribuidoras devem observa as Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica (Rersolução nº 414/2010), no que tange à suspensao do serviço, para evitar eventual desconexão remota abusiva ao consumidor. Os dados de consumo medidos pelo novo equipamento serão de livre acesso ao consumidor e não poderão ser acessados, compartilhados ou consultados por teceiros sem autorização expressa do consumidor.

Parcialmente aceito

As sugestões já estão implantadas na REN 414/2010. A minuta de resolução proposta estabelece que a distribuidora deve adotar procedimentos e tecnologias que assegurem a segurança dos dados trafegados e, especialmente, das informações de caráter pessoal coletadas das unidades consumidoras. Complementarmente,


é vetado à distribuidora disponibilizar dados coletados das unidades consumidoras a terceiros sem a autorização expressa do correspondente titular.

IMS

199. Não constam as normas que o medidor deve cumprir. Os medidores devem atender as normas ABNT NBR 14519/ 14520/14521/14522. Esta norma deve ser adequada para incorporar as características deste novo medidor inteligente. Ao não definir o regulamento do requisito como o necessário , o que não impede a adoção de modelos mais completos pelas distribuidoras com vistas a melhor atender suas próprias necessidades. Faz com que não se considere a fabricação de um modelo mais econômico, já que a concessionária poderia optar por modelos mais sofisticados em alguns casos e em outros casos modelos mais baratos. Desta forma inviabilizando o desenvolvimento de um produto competitivo pela empresa. Energia elétrica reativa indutiva e capacitiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz); em alguns estados se cobra pela energia reativa capacitiva, se o medidor não for capaz de fornecer esta informação, não será possível efetuar estas cobranças. Fl. 11 da Nota Técnica no 0044/2010–SRD/ANEEL, de 17/09/2010 Parágrafo 47 3. Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente; 4. Continuidade do fornecimento: devem estar disponíveis a quantidade e a duração total das interrupções consideradas para efeito de cálculo dos indicadores FIC, DIC e DMIC, acumuladas para o mês corrente e para os dois meses anteriores.

Parcialmente aceito

Normas do medidor: Não aceito. O medidor deve cumprir as regras metrológicas e normas técncias aplicáveis, de modo que não é necessário citar na Resolução que normas cumprir. Os demais pontos são tratados ao longo deste documento


Estes itens seriam removidos. como no prodist já está definido os indicadores de qualidades e que não serão todos os grupos que terão seus medidores substituídos, a concessionária continuará tendo que fazer campanhas de medição para atender aos módulos do prodist. Assim como resolução 456 que regulamento os postos tarifários, levando em conta que o medidor será inteligente recebendo e enviando dados, as informações relativas a FIC,DIC,DMIC e postos horários seria recebidas pelo medidor através do sistema de informação TI da concessinária. Evitando a geração de dúvidas por parte dos clientes. Fl. 11 da Nota Técnica no 0044/2010–SRD/ANEEL, de 17/09/2010 Parágrafo 47 Visualização das informações: as informações enumeradas acima devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor , todas na mesma tela do mostrador ou através de botões que permitam a sua visualização quando requeridas e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. Como os medidores mostram as informações de forma cíclica seria difícil para o leiturista ou o consumidor associar o numero da tela com o tipo de informação desejada.

ITRON

200. Item 49 da Nota Técnica Esta resolução deve, de modo a compatibilizar as exigencias definidas em resoluções do CONMETRO / INMETRO, definir em artigo que para todas as grandezas apuradas pelo sistema de medição, que todos os equipamento de medição responsaveis por esta apuração deverão ser certificado pelo Instituto de Metrologia legal. Tendo em vista que o objetivo desta apuração esta atrelado faturamento ou compensação financeira, entre as partes envolvidas nesta medição. Item 50 da Nota Técnica

Não aceito

As normas da ANEEL e do INMETRO são complementares, de modo que cada autarquia emite regulamentos dentro da sua competência. Não é necessário remeter obediência às normas do INMETRO, uma vez que se trata de uma exigência legal. Os demais itens são tratados ao longo deste documento.


Entendemos que a adoação desta funcionalidade será de extrema importancia para o processo futuro esperado para implementação das redes inteligentes de medição visando o consumo eficiente e racional de energia elétrica e a alocação do correto investimento para ampliação do sistema elétrico . Pois sabe-se que a tipologia de carga contribuirá como informação chave para avaliação do perfil do consumidor residencial (BT) em suas diversas sub-classes para o balizamento e definição dos postos horários (também em processo de audiencia pela ANEEL ) a serem empregados no processo tarifário futuro, principalmente considerando-se que haverá possiveis mudanças de comportamento do consumidor devido a esta nova modalidade e também devido a introdução de novas tecnologias como a possibilidade de geração fotovoltaica, eletrodomesticos inteligentes e até mesmo o advento do carro elétrico. Item 68 da Nota Técnica Em vista que o sistema de medição especificado por esta resolução objetiva a aplicação e modernização dos processos de medição no segmento residencial (BT) , espera-se que que a vida util dos componentes utilizados neste processo não tenham consideraveis impacto na revisão de tarifas devido a componete de depreciação destes investimentos, uma vez que os requisitos funcionais deste sistema estarão em sua maioria individualizados em cada instalação dos consumidores e não somente os custos da troca do equipamento , bem como dos serviços associados a esta troca podem ser elevados em caso de subsituição prematura destes componentes. Assim sendo a informação da estimativa de vida dos componentes utilizados devem ser apresentadas , evidenciando-se a utilização de normas tecnicas de confiabilidade reconhecidas para determinação desta caracteristica do equipamento. Atualmente, existe projeto de Norma 03013.01-0342009 no forum ABNT (CE-03-13.01, GT-12) que trata do assunto confiabilidade dos medidores eletrônicos , incluindo seus acessórios.


Item 71 da Nota Técnica É importante que todas as regulamentações necessárias a suportar a implementação da medição inteligente devam estar definidas no mesmo prazo esperado para inicio da utilização desta resolução , de modo que os processos de introdução esperado não sejam impedidos de realização face a não definição de outros processos contemplados em outras regulamentações da ANEEL ou mesmo de outros orgãos oficiais.

JASON ALVARENG

A

201. Tive a oportunidade de ler uma materia sobre as trocas dos padroes analogicos por modelos de Medidor eletronicos que possibilitam a leitura à distancia. Mina duvida é: Hj existem regras apara a instalação de padroes qu obrigatoriamente devem de ser virados para a rua e instalados rentes ao muro da residencia. Há hj no estado de Minas Gerais diversos ou melhor Milhoes de padroes que fogem a esta determinação, por serem instalados antes da resolução o que os desobriga de realizar a mudança. No caso da resolução determinar a troca de todos os padroes como fica a situação desses medidores. O Consumidor tera de providenciar um novo padrão para a instalação ou sera onus da distribuidora. O consumidor final não pode ser onerado por uma determinação que acarretara em economia das companhias uma vez que a figura do leiturista não mais existira. Fica registrada essa ponderação referente aos medidores...

Aceito

Quanto à adequação dos padrões instalados internamente, cabe à distribuidora a responsabilidade por fazê-lo, conforme o artigo que versa sobre o assunto, transcrito a seguir: “A distribuidora não pode imputar ônus ao consumidor em função de eventuais adequações nos padrões de medição decorrentes do uso do sistema de medição de que trata esta Resolução.”

JORGE HASEGAWA

202. Controle de qualidade da fabricação dos medidores eletrônicos: Normalmente nos aparelhos eletrônicos são utilizadas centenas de componentes e que são passiveis de falhar. Os medidores eletrônicos também estão sujeitos aos mesmos problemas, razão pelo qual há necessidade de um controle de qualidade rigoroso dos componentes, muito mais que nos eletrodomésticos. Normalmente a falha de 1% nos produtos finais eletrodomésticos é considerada aceitável pelos fabricantes. Porém, para os medidores eletrônicos, essa falha não é aceitável, pois envolvem tarifas de energia elétrica, além de outras despesas decorrentes da troca do

Não aceito

Qualidade da fabricação dos medidores: Estes são requisitos metrológicos, fugindo da alçada da ANEEL estabelecê-los. Durabilidade dos medidores eletrônicos: O uso de medidores eletrônicos tem mostrado que estes equipamentos têm, de um modo geral, vida útil inferior. Além disso, a impossibilidade de recondicionar os medidores eletrônicos encurta sua vida útil.


medidor. Desta forma, há necessidade de: a) Nos ensaios de tipo incluir os ensaios de Impulso, ensaio de curtocircuito e ensaio de exatidão sob condições especiais de utilização; b) Nos ensaios de rotina devem incluir a aferição por comparação com um medidor padrão cuja exatidão seja superior aos medidores fabricados, e seja rastreado pelo INMETRO, alem da realização de ensaios de isolação e ensaios de "BURN IN". Esse último ensaio é importantíssimo para eliminar aparelhos eletrônicos que apresentam "mortalidade infantil" porque os ensaios de "RUN IN" não são eficientes nessa detecção. Durabilidade dos medidores eletrônicos A frase “A durabilidade do medidor eletromecânico é maior porque construtivamente é mais robusto que os eletrônicos" nem sempre é verdadeira se no projeto do medidor eletrônico considerar as sobretensões de origem atmosféricas da rede da distribuidora e instalar um varistor de oxido de zinco para a proteção contra aquelas sobretensões e alem disso no projeto do mesmo considerar a corrente de curto-circuito no ponto de conexão distribuidora / consumidor. Lembramos que um transformador aéreo de 300 kVA, conforme a norma da ABNT, NBR 5.440, tem a corrente de curto-circuito de 17.000 Ampéres. Proteção contra as sobretensões origem atmosféricas transferidas da distribuidora para a rede do consumidor, passando pelo medidor. A necessidade de proteção do consumidor contra as sobretensões atmosféricas transferidas da rede da distribuidora para a rede do consumidor foi objeto de minhas contribuições protocoladas à Consulta Publica CP 00212009, mas a ANEEL não respondeu as minhas contribuições do Art. 33 da Minuta da Resolução (vide a Nota Técnica N° 047/2009 - SRC / ANEEL), As sobretensões transferidas da rede de media tensão da distribuidora para a baixa tensão do consumidor residencial podem atingir valores proibitivos (mais de 30 mil volts), pondo em perigo a

Proteção contra curto-circuitos: Não se aplica. O texto não faz contribuições à minuta. Não serão tratadas as contribuições à REN 414/2010 pelo fato desta norma não ser objeto desta Audiência Pública. De toda forma, as sugestões serão encaminhadas à área técnica responsável. Custo de implantação dos medidores eletrônicos: A medição de continuidade será objeto de outro estudo da Agência. O estudo procura dar mais transparência e credibilidade à apuração, fornecendo ao consumidor informações sobre o DIC, FIC e DMIC de forma mais crível.


vida dos consumidores residenciais e de sua família, alem de danos nos medidores eletrônicos. As sobretensões transitórias, transferidas da rede da distribuidora para a rede de baixa tensão dos consumidores residenciais, atingem primeiramente os medidores eletrônicos, danificando-os. Se a sobretensão danificar a isolação do medidor e ocasionar curto-circuito interno no mesmo, pOderá acionar a chave fusível do transformador instalado no poste da distribuidora, prejudicando os demais consumidores ligados na mesma rede. E o consumidor residencial poderá ser responsabilizado por um problema ocorrido no medidor que é lacrado pela distribuidora. Proteção contra curto-circuitos A necessidade da distribuidora em fornecer informações das correntes de curto-circuitos na entrada do consumidor residencial foi citada na minha contribuição à Consulta Pública 002/2009, Art. 33 da Minuta da Resolução e que não foram respondidas pela ANEEL até a presente data (Nota Técnica N° 047 /2009 - SRC / ANEEL). Para os medidores instalados nesses consumidores existem os mesmos problemas causados pelas correntes de curto-circuitos nas redes internas dos mesmos e da atuação inadequada dos disjuntores por deficiências não atribuíveis aos consumidores residenciais. As correntes de curto-circuitos na conexão consumidor residencial x distribuidora não irão afetar a rede da distribuidora porque a potência envolvida num curto-circuito na rede do consumidor residencial (kVA) é muito inferior que a potencia da rede da distribuidora (MVA), aproximadamente 1000 vezes menor. No entanto a informação da corrente de curto circuito para o consumidor residencial é de capital importância para a sua segurança porque permite a correta escolha do disjuntor de entrada para a proteção de sua rede elétrica. Lembramos que esse disjuntor tem a função de chaveamento da rede do consumidor e também a função de proteção (interrupção) da mesma rede contra as correntes de curto-circuitos, A falta de informações das correntes de curto-circuitos na conexão, da


distribuidora, elimina a função proteção do disjuntor. Os aparelhos eletrodomésticos do consumidor e o medidor eletrônico ficam desprotegidos contra incêndios e outros perigos decorrentes desse fato. Se estabelecer o curto-circuito na rede do consumidor e o disjuntor não atuar, o medidor eletrônico poderá se danificar. Nesse caso é certeza que o consumidor seja responsabilizado pelos danos no medidor em decorrência da falta de informações da distribuidora. Art. 167 da Resolução Normativa 414' 2010. Na Resolução Normativa 414 / 2010 de 9 de setembro de 2010, Art. 167, inciso 111 a ANEEL impõe ao consumidor de baixa tensão a responsabilidade pelos danos causados ao equipamento de medição ou ao sistema elétrico da distribuidora, decorrentes de qualquer procedimento irregular ou deficiência técnica da unidade consumidora. Desta forma é só apontar qualquer deficiência da rede elétrica do consumidor para responsabilizá-lo pelos danos nos medidores. Lembramos que o medidor de energia elétrica pode ser danificado pelas sobre-tensões atmosféricas transferidas da rede da distribuidora para a rede do consumidor de baixa tensão e também pelos curto-circuitos dentro da unidade consumidora residencial cuja proteção por disjuntor é deficiente por motivo da falta de fornecimento de informações adequadas a serem fornecidas pela distribuidora. Desta forma, entendemos que a responsabilidade pelos danos nos medidores é da distribuidora e/ou do Estado porque os mesmos não tomam providencias para instalar a proteção contra sobretensões transferidas (mais de 30.000volts), atendendo o item 10, Art. 6° da Lei 8.987 de 13 de fevereiro de 1995 e nem fornece informação básica ao consumidor residencial como a corrente de curto-circuito conforme o inciso 111 do Art. 6° da Lei 8.078 de 11 de setembro de 1990 (CDC). Lembramos que a corrente de curto-circuito na conexão depende exclusivamente dos parâmetros da rede da distribuidora. Desta forma há necessidade de mudar


a descrição do Art. 167, inciso 111. Custo de implantação dos medidores eletrônicos Atualmente temos a medição de energia elétrica consumida conforme a lei, mas está faltando medição de indicadores de interrupções. DIC FIC e DMIC. Como esses indicadores são utilizados nas transações comerciais e há necessidade de instalar medidores para essa finalidade, pois atualmente o consumidor residencial não tem meios de verificar a exatidão desses valores fornecidos pela distribuidora na nota fiscal. Quanto aos outros dados medidos e meios de telecomando, são de interesse das distribuidoras e, portanto a maior parte dos custos de implantação dos medidores eletrônicos deve recair para as distribuidoras e não sobre os consumidores residenciais, a menos que os mesmos teriam benefícios compensadores.

JORGE PAREDES

203. Já sabemos que toda perda, tanto comercial como técnica, são repassadas para a conta de energia do consumidor; pois ainda não dispuseram a implantar a nova tecnologia, que inclusive já existente no mercado; só resta saber quem vai pagar essa conta; pois não se trata de investimento e sim custo operacional. Os medidores eletrônicos já estão sendo instalados nas residências dos consumidores de baixa tensão, sem função de monitoramento de perdas comerciais. Na verdade o que vemos é a preparação para a implantação da futura cobrança de energia reativa na conta do consumidor de baixa tensão. Senhores falta muita fiscalização e vontade de monitoramento do sistema de distribuição das concessionárias por parte das agências reguladoras. Esse sistema neoliberal não funciona. Ou o Estado assume o papel de fiscalizador nas delegações econômicas ao setor privado ou então num futuro próximo as instituições de serviços públicos não serão respeitadas. Os serviços de inspeção de perdas comerciais estão terceirizados sem a menor organização; sendo feito por pessoas não habilitadas nem qualificadas para executar os serviços de fiscalização perdas. As concessionárias não dispõem de mão-de-obra

Parcialmente aceito

Cabe à distribuidora procurar ferramentas de combate às perdas comerciais. A padronização destas ferramentas pelo regulador é inoportuna e ineficiente. Parte da contribuição trata da cobrança de energia reativa e será parcialmente aceita. Assim, sobre a conveniência de cobrança de energia reativa para o consumidor residencial, a questão será tratada em Audiência Pública com publicação prevista para 2012. Vide Processo nº 48500.002798/2012-61. Quanto ao restante do texto, não há contribuição direta à minuta de resolução ou ao processo.


própria para esse serviço. Não se interessam em fiscalizar; pois as perdas comerciais são repassadas para a conta de energia elétrica de quem paga o consumo regularmente. Sugerimos que a Aneel antes de repassar as perdas comercias e técnicas para a conta do consumidor, verifique qual o investimento que as concessionárias estão fazendo para diminuir a prática de furto. O que diz a Lei da concessão de serviços públicos; está sendo respeitada? Acredito que o parceiro concessionário objetiva lucro e, portanto e dever dele também correr os riscos que o mercado empresarial oferece. A fiscalização é importante. Plano piloto tem um monte, mas inoperante e sem resultado que possa ser implantado num todo. O que vemos é uma enorme pedra de gelo sendo enxugada que ao seu término e substituída por outra. Senhores, depois do preâmbulo, pergunto-lhes qual a finalidade dessa audiência, regulamentar o que está funcionando ou trazer a sociedade a oportunidade de participar do que irá ser implantado. Se for preciso repassar alguns endereços; posso ir a campo e relacioná-los. Esses atos trazem o aumento da anomia á sociedade. "A carroça na frente dos bois” A regra geral é a publicidade, antes de entrar em vigor. Vão regulamentar o que já está funcionando?? Peo menos para a cobrança do consumo ativo. O consumo reativo está sendo marcado; será que já está sendo cobrado? Solicitamos a fiscalização pertinente Não podemos discutir normas de procedimentos sem fiscalizar e avaliar as práticas já existentes sem regulamentação; pois o que a audiência estabelece é a formalização do uso dos medidores eletrônicos. Vamos discutir o que já está em prática. Cadê o respeito ás instituições púbicas?

MILTON S O VERÍSSIMO

204. Suspender temporariamente o plano de troca dos medidores eletrodinâmicos por eletrônicos, para Reavaliação de Propósitos, AP 043/10. Razões referente a AP 043/10: Não vemos razão para esta pressa Como consumidor com vivência em todas as áreas técnicas da CEEE e do SIN, concordo com este projeto, contudo esta pressa, sem a participação efetiva e integrada de Representantes dos Consumidores com Conhecimento na

Aceito O aumento da abrangência será objeto de estudos futuros por parte da ANEEL.


Medição da Energia, de todos os estados. Esta pressa pode dar margem a interpretações pouco recomendáveis. Principalmente levando em conta outras preocupantes decorrências ainda não mencionadas, que estão no verso da folha.

PROCON-SP

205. Segundo a ANEEL os novos medidores permitirão a obtenção de maiores informações sobre o consumo e condições de fornecimento do serviço, acesso a maior quantidade de informações, prevê operação remota dos equipamentos instalados nos domicílios, em atividades de leitura, ligação, desligamento das unidades. Insere o sistema de pré-pagamento do serviço de energia, como uma das inovações possíveis e facultadas às empresas distribuidoras, a partir da instalação dos novos equipamentos eletrônicos. A Nota Técnica trata o tema como inovação de infra- estrutura, discorrendo sobre seus benefícios e vantagens na otimização da rede e da melhoria dos serviços das empresas que terão mais dados e mais controle sobre as unidades consumidoras, prescindindo de deslocamentos. A Fundação quer destacar como primeiro ponto que não há como tratar a questão como modernização de infra-estrutura estritamente, porque não é. Instalar esses equipamentos implica em sensíveis mudanças e impactos imediatos na relação de consumidores e empresas, inclusive porque as empresas estarão se afastando dos consumidores, podendo se comunicar a distância, sem emissão de faturas. A nosso ver, as alterações não são só positivas, mas também há alterações negativas. A implantação terá também custo direto e imediato para os consumidores. O custo da implantação poderá se dar via tarifa, mas também via fonte pública de financiamento, como a captação dos recursos do Fundo de Pesquisa e Eficiência Energética. As variáveis citadas acima (custo da inovação repassado ao consumidor, afastamento das empresas e ampliação das atividades e controle unilateral das empresas por via remota, nova modalidade prépaga, nova cobranças como energia reativa) já são suficientes para se constatar que o foco da minuta de resolução e respectiva nota técnica não é apenas o

Parcialmente aceito

A destinação de fontes públicas de financiamento não é da alçada da ANEEL. No entanto, entendemos ser importante que seja estudada esta possibilidade em âmbito governamental. As demais questões levantadas na contribuição foram tratadas ao longo deste documento.


da troca de infra-estrutura. A Fundação PROCON defende a necessidade de discussão e debate das questões, para que as intenções do regulador sejam explicitadas e o alcance (custos e ganhos) social, econômico fique transparente. Algumas das funcionalidades propostas para os equipamentos devem encarecê-los substancialmente. A ação remota de leitura, corte e religação são exemplos. Para que inseri-los Qual o ganho efetivo para o consumidor? A Agencia fará gestões visando normatização pelos órgãos competentes por edição de normas técnicas, que obriguem fabricantes de equipamentos a ajustes? Os consumidores serão cobrados pela utilização de energia reativa, na hipótese de instalação de equipamentos elétricos que não façam essa medição, ainda que tais equipamentos sejam comercializados? Essas e outras perguntas precisam ser respondidas nesse processo de consulta. Receber mais informações, e mais precisas, além de exercer maior controle sobre o consumo são propósitos dos consumidores. As medidas de controle e as informações devem ser bilaterais. Inovações não podem acentuar o desequilíbrio entre consumidores e empresas e não temos convicção de que os consumidores não ficarão em situação de maior desvantagem, acentuando a vulnerabilidade dos consumidores, com as mudanças propostas porque elas não estão acompanhadas de processo de transição e avaliação que julgamos extremamente necessário da implantação geral. A proposta de troca de equipamentos dá um passo concreto na direção de programar o sistema de pré-pagamento. O sistema pré-pago é outro motivo de grande preocupação. A Fundação PROCON é contrária ao sistema. Todas as regras recentemente editadas pela ANEEL indicam que o modelo será utilizado em regiões de menor renda, para consumidores mais vulneráveis e hipossuficientes A minuta de resolução permite inserir o modelo com o agravante de a modalidade ser implantada compulsoriamente para o consumidor, por mera opção da concessionária, autorizada pela ANEEL a luz dos argumentos das concessionárias. O parecer da Advocacia Geral da União em relação à questão, que determina


que o modelo deva ficar a escolha do consumidor e sua implantação ser destinada a todos que o desejarem, sequer foi observado nessa minuta. A Fundação não admite essa sistemática, especialmente inserida dentro de regulamentos gerais que não tratam especificamente do assunto. Cabe ressalvar que discordamos do modelo mesmo que fosse decorrente da escolha do usuário para um serviço essencial como o de fornecimento de energia elétrica. Porém nos dispomos a discuti-lo em debate apartado, especifico e transparente para que a ANEEL apresente à sociedade os ganhos que venham a motivar a proposta. Não concordamos com modificações, cujos custos e fontes de recursos não estejam claros. A Nota Técnica 44/2010, refere à dificuldade da mensuração de custos neste momento explicitando que sua adequada mensuração pode ser somente após a implantação do sistema em escala suficientemente adequada. A nota, bem como a minuta de resolução, apontam a legalidade e viabilidade do uso do fundo de eficiência energética para implantar as modificações. A Agência defende que a medida para racionalização do consumo e otimização das perdas justifica o uso porque haverá otimização, racionalização decorrendo de medições com maior precisão e diminuição dos custos de operação. Tememos o desvirtuamento do uso desses recursos para instalação de sistema de pré pagamento e mesmo desse novo parque de equipamentos em detrimento da instalação de sistema que viabilize a utilização de energia renovável e estudo alternativo de redução de consumo, cujos ganhos sociais e ambientais possam ser muito maiores. A Agência vem trabalhando nesse sistema e nessa discussão de medição inteligente desde 2008, porém não vemos nos documentos desta consulta pareceres de órgãos e entidade ambientais e o meio acadêmico sustentando o sistema de medição como medida efetiva na direção da racionalização e sustentabilidade. Essa questão precisa ser explicitada, pois se não o for não há nossa concordância. Considerando que atualmente há graves problemas com relação a regularização do fornecimento de energia


elétrica nos núcleos habitacionais carentes, vemos como prioridade a utilização do Fundo de Eficiência Energética na estruturação de locais nessas condições. Ademais, não constatamos nenhuma vantagem ao consumidor e tampouco para o meio ambiente com a instalação de medidores inteligentes. Por sua vez, resta claro o distanciamento das concessionárias dos consumidores, com a possibilidade do fornecimento de energia elétrica, corte remoto, medição remota, como conseqüência da implantação desse sistema. Por óbvio, haverão ganhos para as concessionárias quanto a diminuição do custo com pessoal. Qual será a contrapartida para o consumidor, decorrente desses ganhos pelas concessionárias? Há previsão da agência de repasse de tais ganhos? Consideramos, num primeiro momento que tais ganhos por si só já compensaram o custo com a implantação do sistema e, nesse sentido, não haveria necessidade de comprometer o Fundo de Eficiência Energética com a instalação dos medidores, de forma a destinar as reservas do Fundo para projetos que venham a causar impactos no custo da tarifa para o consumidor e preservação do meio ambiente.

REDE ENERGIA

206. Requisitos mínimos necessários: a) A partir do momento que se cobra energia reativa indutiva, tem-se que ter mecanismo para monitorar o superdimensionamento de banco de capacitores, que é através da medição do capacitivo. c) Necessidade de implantar normas e procedimentos técnicos e comerciais, como o do irrigante por exemplo, para que medidores 4 quadrantes sejam comprados pelo cliente microgerador. Também há necessidade de estabelecer regras de segurança prevendo retorno de energia durante desligamentos programados para manutenção. d) As funcionalidades somente irão agregar custos ao consumidor. Considerando ainda que em itens anteriores já foram retirados estas disponibilidades. Essa informação pode ser montada com os dados coletados pelo sistema de medição que será implantado.

Parcialmente aceito As questões abordadas na contribuição são tratadas ao longo deste documento.


e) Para o planejamento das distribuidoras não há necessidade de conhecer a demanda de cada consumidor, mas sim a demanda da região, do tipo de cliente, etc. Tudo é muito teórico e estatístico, mesmo porque é um estudo do que o consumidor poderia vir a consumir. Essa precisão tornaria a análise muito mais difícil e não traria melhoria alguma. Funcionalidades Complementares: a) Muitas concessionárias adotam padrões onde o disjuntor é alocado antes da medição. De que forma o medidor vai armazenar e manter as informações? Além do medidor, o sistema de comunicação do medidor teria mais esses dados para monitorar, o sistema de gerenciamento da medição, mais essas tabelas para manter atualizada. b) Contesta-se a necessidade de executar tais levantamentos em 100% dos consumidores. Entende-se como razoável a utilização de uma amostragem de conforme tabela ABNT com inclusão de todas as classes. c) Teríamos que ter no grupo B medidor com autonomia para guardar as informações e considerando o número de consumidores e a vida útil da bateria...... Sistema de Comunicação: a) Lembramos que boa parte das cidades Brasileiras não tem serviços de telecomunicação confiável e nem com uma capacidade adequada para prover as distribuidoras para a transmissão de dados dessa magnitude. Somente para fazer uma extrapolação teórica, seria como ligar mais 65 milhões de celulares que poderiam enviar e receber uma mensagem de texto. Outro fato é que fora do perímetro urbano a comunicação ficaria muito mais cara e complexa, pela densidade, bem como pelo mídia de comunicação. b) Necessidade da Aneel intermediar a homologação de um protocolo único, visto a falta de interesse por parte de alguns fabricantes em contribuir no


processo de unificação, já que não há uma norma a ser seguida. Disponibilização de informações ao consumidor: a) O medidor precisa apresentar um custo beneficio compatível com a aplicação, portanto contemplar a medição de muitas grandezas pressupõe agregar custos proporcionais, não só pelo equipamento em sí, mas pela complexidade do sistema de comunicação e de gestão de dados que tudo isso exigiria. b) Em nossa concepção, é melhor manter um sistema de medição onde estas informações não serão armazenadas no medidor e sim montadas em uma memória no sistema de gerenciamento, e disponibilizadas à Aneel para auditoria e para o consumidor.

SIEMENS

207. Grandezas medidas a) Incluir medição de energia reativa indutiva e capacitiva. A medição da energia elétrica reativa capacitiva, também, é importante e interessante, principalmente para consumidores, cuja correção de fator de potência é realizada através de capacitores e outros dispositivos, onde teoricamente os mesmos deveriam ser desligados conforme se desativam as cargas indutivas, de forma a manter uma compensação equilibrada entre reativo indutivo e capacitivo. A medição em separado da energia indutiva e capacitiva permite acompanhar e avaliar se há desequilíbrios, que possam causar efeitos prejudiciais ao sistema elétrico do consumidor e da concessionária, principalmente nos horários em que as cargas indutivas de várias unidades consumidoras são desligadas. b) Medidores eletrônicos podem medir corretamente energia ativa e reativa na faixa de 50 Hz a 1 kHz e suprimir eventuais distorções acima de 3kHz c) Normalmente o sistema de net metering é mais fácil e rápido de se implementar por requer um único medidor bidirecional do que a tarifação Feed-In, que em geral requer dois, um para medir o consumo, e outro para medir a geração local.

Parcialmente aceito

Energia reativa indutiva e capacitiva, demanda ativa e reativa: Não aceito pelas justificativas expostas ao longo deste documento. Medição de qualidade: está em estudo na ANEEL formas de melhoria do processo de apuração. Sistema de comunicação: O sistema de comunicação não será tratado como requisito mínimo. Assim, seu uso e escolha da via de comunicação fica a critério da distribuidora. Memória de massa: o regulamento deve estabelecer somente a funcionalidade, e não a forma como as mesmas serão implememtadas. Implantação de consumidores atendidos no Grupo B: o uso de medidores abrangerá todo o grupo B, exceto o subgrupo B4 e a subclasse baixa renda


d) É interessante que os medidores possam medir e monitorar as demandas ativas e reativas, de forma a poderem, eventualmente, atuarem na limitação de cargas não prioritárias em períodos críticos. A infraestrutura de medição inteligente deve prever ainda facilidades adicionais de comunicação inhouse ou HAN (Home Area Network) no próprio medidor para futuros dispositivos de automação residencial, eletrodomésticos inteligentes, estações de recarga de veículos elétricos, etc e) Haja vista investimento em nova tecnologia que já permitiria tal funcionalidade, então, faz sentido obter a maior quantidade de informações da rede, que possam contribuir e aperfeiçoar as atividades de planejamento, operação e manutenção das redes. Funcionalidades complementares Atualmente os medidores eletrônicos mais avançados já monitoram e registram informações sobre as faltas de energia. Os cálculos finais dos índices de qualidade com respectivos expurgos poderiam ser implantados nos próprios medidores, centro de medição e/ou displays aos consumidores. Sistema de comunicação Necessidade de comunicação bidirecional. Sem dúvida a padronização do protocolo de comunicação com os medidores é relevante. Porém é importante também que tais discussões abranjam também outros dispositivos que farão parte da rede, p.ex., “in-home displays”, futuros dispositivos de automação residencial, eletrodomésticos inteligentes, estações de recarga de veículos elétricos, etc. Haja vista diversidade regional/ geográfica e enorme variedade de interfaces/protocolos/ fabricantes, mesmo em outros países, p.ex., EUA e Europa, as discussões sobre padronização de interface única de comunicação demanda enormes recursos e tempo. O que se deve garantir é que haja possibilidade de que o protocolo seja aberto para integração de qualquer fabricante/fornecedor,

Funcionalidades adicionais propostas: cada distribuidora fica livre para adotar funcionalidades além daquelas exigidas no regulamento.


através de padrões internacionais. Disponibilização de informações ao consumidor Não apenas em relação aos expurgos de determinadas ocorrências, mas, o consumidor terá que ser reeducado a compreender o novo sistema com suas “novas” informações referentes ao seu perfil de consumo, para participar ativamente e usufruir de todos os benefícios esperados com a implantação dessa nova tecnologia. A eventual necessidade de expurgos e adoção de cálculos diferenciados pode vir a dificultar ou encarecer sua implantação, porém, o sistema de medição deve estar apto a receber e adotar por descarga remota de firmware eventual funcionalidade, bem como outras atualizações e/ou correções. Memória de massa É importante que o sistema de medição seja provido de uma memória não volátil para que todas as informações relevantes sejam mantidas seguras e salvas, mesmo em caso de falta de energia Classe de exatidão O relativo baixo consumo médio no Brasil parece não justificar a adoção de uma classe de exatidão melhor. Classe de exatidão Os sistemas de pré-pagamento convencionais adotam basicamente os métodos: - One-way payment onde o consumidor adquire e transfere créditos digitando, p.ex., códigos através de teclados. - Two-way payment onde o consumidor transfere créditos através de tokens, smart cards ou smart Keys. Entretanto, a adoção de modernos medidores inteligentes e respectivas


infraestruturas de medição (AMI) permite que créditos sejam transferidos do centro de medição diretamente aos medidores, que algumas vezes são chamados como “Central Wallet”. Esse novo método não exige medidores especiais e, portanto permite adoção futura sem necessidade de troca do parque de medidores. Implantação de consumidores atendidos no Grupo B A adoção maciça de medição inteligente para todas as subclasses de consumo do grupo B garantiria que todos os processos comerciais das concessionárias fossem isonômicos, harmonizados e simplificados. Adicionalmente a adoção dessa tecnologia para subgrupo de baixa renda permitiria a opção do sistema de pré-pagamento conforme item 54 acima, bem como no auxílio ao combate a perdas comerciais, através da implantação de sistemas de gerenciamento dos dados e informações de medição. Funcionalidades adicionais recomendadas Medidores mais avançados oferecem ainda outros benefícios que contribuiriam para a melhoria e eficiência operacional das concessionárias: -Atualização remota de firmware nos medidores e concentradores de dados – importante funcionalidade para permitir mecanismos mais avançados de segurança (p.ex., criptografia dos dados, privacidade, confiabilidade, etc.) e melhoramentos das funcionalidades do software. - relés de corte/religa por fase no próprio medidor – paraconexão e desconexão remota dos consumidores, com comando de segurança para ativação local da carga. - portas adicionais para comunicação inhouse (HAN) no próprio medidor – para uso futuro em dispositivos e mecanismos de controle, p.ex., de estações de recarga de veículos elétricos, cuja programação da carga deverá ser realizada nos horários de tarifa mais conveniente. Essas


estações de recarga poderão se enviar/ receber informações/ comandos para/ através de displays instalados dentro das residências através da infraestrutura de medição inteligente. - qualidade do nível de tensão da rede – funcionalidade importante para notificar picos e quedas de tensão quando futuramente inúmeras fontes de geração distribuída e/ou grandes consumidores de carga forem instalados em longos alimentadores de baixa tensão. Somente com essas informações coletadas ao longo dos alimentadores é que será possível realizar e implantar um eficiente sistema de automação e gerenciamento de qualidade da rede. - combate às perdas comerciais - funcionalidades que auxiliam na identificação de irregularidades na instalação, envio de sinais de alarme para os servidores do centro de medição quando da tentativa de manipulação e/ou abertura da tampa do medidor. Por fim, para que se usufrua otimizada e plenamente todos os benefícios de uma substituição em massa do parque de medidores no Brasil, há que se optar por medidores realmente inteligentes e infraestrutura avançada que possam não apenas fazer a medição do consumo de energia elétrica propriamente dita, mas também unificar outras funcionalidades (p.ex., medição e controle do nível de tensão ao longo dos alimentadores), que possam agregar futuramente funcionalidades de automação da rede de distribuição, integração de fontes de geração distribuída, infraestrutura para futuros veículos elétricos e outros novos serviços que permitam melhorar qualidade no fornecimento, eficiência energética e operacional da concessionária, além de trazer novas fontes de receita operacional.

STATE GRID 208. Reactive Power metering 1. It is recommended that energy meter be provided with reactive energy metering function. To achieve base frequency reactive metering in electronic energy meter, a small amount of extra cost for energy meter hardware will be

Parcialmente aceito As questões abordadas na contribuição foram tratadas ao longo deste documento


incurred. Reactive energy metering and the corresponding pricing policy will enable customer to optimize his household appliance structure. Metering of reactive power and adoption of reactive power compensation will help improve power factor and voltage quality and reduce loss. The additional hardware cost is low compared to the benefits to be gained. 2. It is recommended that different functional needs be defined for different types of user based on domestic power management requirements in Brazil. The three-phase energy meters for three-phase user who consumes large quantity of energy shall be designed with functions recording reactive power, demand and load curve so as to evaluate the power factor. 3. All the three-phase smart energy meters provided by SGCC are designed to have reactive power recording function, and can make statistic calculation of the customer’s power factor; it allows power factor evaluation and facilitates electricity bill reward/penalty policies. This encourages the customers to install VAR compensator or to optimize electric equipment, thus improving voltage quality of the grid and reducing loss in power consumption. Metering of new types of energy 1. It is recommended that ovonic metering be defined as a minimum functional requirement for energy meters to measure energy from distributed energy sources. With the evolution of low-carbon economy, more and more small solar and wind power generators are built by customers. As a large amount of new distributed clean energy is being used, the ovonic metering of an energy meter helps measuring energy transmitted to the grid and avoid using two meters which invilve additional investment and maintenance cost. 2. All types of smart energy meters of SGCC are capable of ovonic metering, thus solving the problen of measuring energy from distributed energy sources. Besides, the hardware cost of a ovonic metering system is only about 1% more than a uni-directional one


Demand 1. It is recommended that minimum functional requirements for three-phase energy meters to include measurement of maximum demand of active power and daily data statistic and storage. Maximum demand function is not proposed for single-phase energy meters. The function of active demand data have little impact on cost of energy meters, but are essential for reasonable power deployment, establishment of energy pricing policy, and planning and design of power systems. Reactive demand is not required to be included in the minimum functional requirements as it is seldom used. 2. All smart energy meters of SGCC are capable of ovonic active demand metering. The slip frequency method is used in measurement of maximum demand, in which the demand period and slip time can be set as per specific needs, and maximum demand data for 12 settlement days can be stored. The data on demand measurement can be used for user electricity bill settlement or for statistics. The demand statistic data serve as basis for planning and designing power distribution network and helps in effective management of the demand side. Data recording for DRP, DRC and power failure 1. It is recommended that the energy meters be equipped with functions to record DRP, DRC and power failure time. Power supply reliability and voltage qualification rate are important aspects to be examined during power regulation, which are mainly evaluated through DRP, DRC, long-time and short-time power failure indicators. As a basic functional requirement for electronic energy meters, voltage measurement provides data for critical judgment and accumulated recording. Data recording can be achieved with software and mature techniques. Also, it has little impact on the cost of energy meters. 2. All smart energy meters of SGCC are capable of power failure recording.


They can record the total number of power failures as well as the start/stop time of each power failure. Power failure analysis can be used to determine the power reliability. On this basis, three-phase smart energy meters can record events such as voltage loss, total voltage loss, phase failure, current loss and calculate voltage qualification rate so as to provide data for power supply service and regulation units. Use of communication protocol and expenses 1. It is recommended that application protocol be established for direct information exchange between energy meters and other devices, such protocol shall be uniform and open to public. The protocol should cover the following: data for reading energy meter measurement and metering (such as energy quantity, power, and current), parameter data for configuring and reading operation status of energy meters (such as time period and rate), and data for controlling additional switching actions and instructions through energy meters (such as alarm, power failure and recovery). 2. It is recommended that certain types of data such as parameters and instructions be authenticated and encrypted. 3. It is recommended that uniform and fully open communication protocols based on physical layers be adopted for common communication techniques. The communication techniques include low-voltage power line carrier, RS-485, fiber optic, and authorized radio ad hoc network. 4. It is recommended that adaptability of medium of network layer communication protocols be considered to suit communication medium characteristics (noise and impedance) and data transmission requirements (response time, data volume, and data length). 5. It is recommended to adopt uniform and open protocols for communication between energy meters and the data centers that is made either directly or via data acquisition terminals. 6. SGCC has established uniform communication protocols during promotion


of smart energy meters to support local communications such as low voltage power line carrier, RS-485, short-range radio, and optic fiber as well as long-range communications such as fiber optic, GPRS/CDMA and medium voltage power line carrier. Also, the communication modules of all energy meters support hot swap, allowing switching and upgrading of different communication methods by means of replacement of communication modules. Use of communication protocol and expenses 1. It is recommended that energy meters allow flexible selection of displayed information through programming based on user type and needs. The display should at least include basic information such as reactive power quantity, billing periods and service continuity. Other information to be displayed includes voltage, remote power cut status, and accumulated active and reactive power during the first 12 billing periods. 2. The smart energy meters of SGCC allow flexible selection of displayed information based on user type and needs. They can be operated in automatic cyclic display, button-controlled cyclic display, or self-test display mode. The recorded data include voltage, current, power, power factor, demand, active/reactive power during different billing periods and total active/reactive power, electricity bill, billing periods, stepwise electricity tariff, alarm, energy meter status, voltage loss, current loss, phase failure and events. Besides, the information recorded by all energy meters can be collected and sent to the main station. Users can get access to power consumption information through website, SMS or customer service telephone. This allows interaction with the users and gives them maximum freedom to get access to information. Large capacity storage devices 1. It is recommended that the type of information stored in energy meters


and storage time limit rather than capacity of the memory be defined. Since the cost of memory chips is now quite low, the additional cost due to added storage capacity is acceptable. 2. SGCC technical specifications for smart energy meters clearly define the types of data stored in them and storage time limit, which can be used as effective guidance for manufacturers to select reasonable memory capacity. Higher precision standards 1. Taking into account of the cost for manufacturing, operation & maintenance of energy meters, the measurement accuracy requirements, and regulatory needs, it is recommended that the accuracy requirement of single-phase energy meters for Type B users be defined as Class A, and that of three-phase energy meters be defined as Class B. 2. SGCC technical specifications for smart energy meters define Class 2.0 accuracy (corresponding to Class A in Brazil) for all single-phase energy meters, and Class 1.0, 0.5S and 0.2S for three-phase energy meters (corresponding to Class B, C and D in Brazil). Definition of user groups 1. It is recommended that energy meters of low-income residents be replaced gradually in line with Brazil smart grid construction plan in order to provide the whole society with quality power and services and make it easier for regulatory authorities to reinforce monitoring of indicators such as power supply reliability and voltage qualification rate. 2. SGCC will install and put into use 250 million smart energy meters by the end of 2015 to cover all users in the operation areas based on smart grid construction plans. Extra support to stepwise electricity tariff Stepwise electricity tariff has been widely adopted in advanced countries


such as USA and Japan, which can encourage residents, especially those with high power consumption, to adjust their power consumption behavior towards more reasonable and economical power consumption, energy conservation and emission reduction. Stepwise electricity tariff has been used in some areas in China, and will be fully promoted across the nation. The energy meters of SGCC are now already able to support stepwise electricity tariff and time-of-use tariff. Combination of stepwise electricity tariff and time-of-use tariff allows better use of pricing lever. Addition of this function has hardly any impact on the cost of energy meters. Additional functions for setting of tariff & billing and automatic switchability 1. Functions for setting and switching of electricity tariff and bill are recommended in the energy meters. In view of the DST (summer time) and the abundant/dry seasons etc., the energy meters shall be automatically swichable among different time systems, tariff periods and billing programs. In case of changes in tariff & billing policy, relevant parameters could be preset in advance and automatically switched at set time so as to improve efficiency. 2. The smart energy meters used by SGCC support 2 time systems, 4 tariff rates, 8 billing periods and the stepwise electricity tariff. The settings of special tariff rates for festivals and public holidays are also sustained, which will automatically switched between different tariff rates and periods. It is recommended that the energy meters be equipped with hardware clock, memory of set data and blocking function so that the timed data be stored, so as to ensure the accuracy and integrality of collected data and billing data. It is recommended that the energy meters be equipped with various electricity-stealing prevention measures to guarantee and increase payment collection ratio and to reduce operation costs.


STIEEC

209. Os avanços irrefreáveis da tecnologia, que implicam em redução de custos e melhor gerenciamento direto ou indireto da carga, devem ser transferidos para o consumidor sob forma de modicidade tarifária. A implantação desses medidores acaba por extinguir com a função dos leituristas e também a função exercida hoje por eletricistas para desligamentos e religamentos. É imprescindível que se encontre uma solução conciliada e escalonada de substituição dos atuais medidores com um programa de reaproveitamento desses técnicos dentro das necessidades de crescimento do mercado das empresas. Com relação ao impacto nas tarifas, ele pode ocorrer de duas maneiras: Uma primeira é relativa ao "ganho de produtividade" pela substituição dos medidores e consequente redução de custos de leituristas e desligamentos e religamentos, e que deverá compor o Fator X como componente de desconto nas Revisões Tarifárias quadrienais; e Uma segunda que afetará a própria estrutura tarifária para os consumidores de BT e AS (Consulta Pública Aneel n° 11/2010 encerrada em 31/08/2010) com preços diferenciados, que entendemos ser passível de operacionalização, desde que aceitas as sugestões enviadas à Aneel pelo consumidor e cidadão Eduardo Nelson de Sousa Toledo em 25/08/2010, das quais comungamos com o teor da proposta, de que a implantação da nova estrutura tarifária não possa implicar em acréscimo de receita para as concessionárias. Naquela contribuição, foi proposto que a implantação da Nova Estrutura Tarifária, não possa implicar em aumentos de receitas nem mensais e nem anuais para nenhum dos grupos de consumidores de qualquer concessionária com relação aos critérios de faturamentos atuais quando mantida a mesma tipologia de consumo e se nenhum acréscimo de consumo ocorrer. Isto é, a simples alteração da estrutura tarifária não pode implicar em acréscimo de receita para as concessionárias. Neste caso, se algum aumento de receita ocorrer, isto significará que o princípio construtivo dos novos postos tarifários diferenciados teve como premissa construtiva a "penalização" do

Parcialmente aceito As questões abordadas na contribuição foram tratadas ao longo deste documento. Os comentários são válidos e contribuíram para o processo de regulamentação da medição eletrônica.


consumidor e não o incentivo pelo seu esforço em deslocar a carga. As tarifas diferenciadas devem procurar refletir os benefícios de "desinvestimento" percebidos pelas concessionárias quando as cargas moduláveis se deslocam provocando liberação de capacidade no sistema elétrico verticalizado de Geração, Transmissão e Distribuição - GTD. Com isso, os consumidores seriam beneficiários do próprio esforço que fazem para o deslocamento da carga e seus decorrentes benefícios econômicos no sistema Item 19 da Nota Técnica Pelo sistema de geração brasileiro ser eminentemente hidroelétrico, o benefício de redução de CO2 é irrelevante. O argumento tem maior consistência para sistemas prevalentemente constituídos de geração térmica. Item 22 da Nota Técnica A capacidade de modulação de carga de um consumidor industrial é função da restrição tecnológica de seu processo produtivo, e para um consumidor residencial, dos padrões comportamentais da sociedade e das condições naturais ambientais (horário de trabalho, horário das refeições, do transporte urbano e intermunicipal, e do dia e da noite) que acabam determinando restrita margem de diversificação ou deslocamento de consumo ao longo das horas do dia. Item 31 da Nota Técnica Desde a segunda metade da década de 90, quando o poder concedente operacionalizou reajustes tarifários entre 1993 e 2001, com reajustes mais do que proporcionais à evolução dos custos de desenvolvimento do sistema verticalizado, os preços médios da venda de energia se afastaram dos custos de referência em mais de 115% em dólar (apresentação da


ABRADEE, citando Fontes: Eletrobrás e Aneel) aí incluídos, os reajustes das tarifas e os encargos setoriais e impostos, uma vez que a atual política tarifária, segue agora o regime de preços pelo “price cap” equalizando as tarifas nacionais ao nível internacional. Item 55 da Nota Técnica Propomos que a implantação, dos medidores eletrônicos para as subclasses do Grupo B, seja feita depois de pesquisa de adesão junto aos consumidores, e que a implantação seja sub-estratificada por faixas de consumo e implantada das faixas de maior consumo para as de menor consumo. A instalação dos medidores deve estar concatenada também com o programa de reaproveitamento dos técnicos (leituristas e eletricistas e outros) com um programa de realocação funcional, pois eles perderão suas funções por decorrência deste avanço tecnológico. Resolução Normativa Incluir nesta Resolução aspectos relacionados a Saúde, Trabalho e Meio Ambiente, recomendando a aplicabilidade da NR-10 priorizando análise de risco na mudança da organização dos processos de trabalho, através da introdução de novas tecnologias relacionando a elaboração do projeto, a instalação dos medidores, operação, manutenção preventiva e corretiva com a participação efetiva dos trabalhadores. Estreitando a relação entre o marco regulatório e os Recursos Humanos das empresas, melhorando a qualidade do emprego e dos serviços prestados a população. O setor elétrico expõe o trabalhador a todos os tipos de risco dentre esses o de morte. Há muito se denuncia que as mortes podem ser evitadas através de treinamento, uso de equipamentos e condições de trabalho adequado. Ainda assim acidentes fatais ocorrem com freqüência. As taxas de mortalidade, sempre foram muito mais altas para trabalhadores, principalmente os terceirizados, e põe a nu a precarização a que estão


submetidos esses trabalhadores. A falta de treinamento e equipamento adequado e principalmente o não cumprimento da NR – 10 são hábitos comuns entre as empresas "Enquanto for mais barato a morte do que preservar a vida de um trabalhador, as empresas continuarão desatentas à sua segurança”.

TELMO FREIRE

GUIMARÃES

210. Disponibilização das informações Para o consumidor a disponibilização das informações são mínimas e reduzidas, e sempre há uma explicação que encarece o equipamento ou que poderá contrariar a Concessionária, já para o lado da Concessionária o equipamento deve ter cada vez mais recursos e as explicações são sempre vantajosas para a Concessionária e não se fala em encarecimento do equipamento, é uma vergonha a apresentação de um texto dessa maneira, principalmente a Nota Técnica. Tropicalização, durabilidade e confiabilidade O Brasil, é um país de clima tropical e para cada região, município, Concessionária, há uma diversidade de caixa de medição onde fica armazenado o medidor eletromecânico. Antes de se estabelecer requisitos mínimos que levem a substituição dos medidores eletromecânicos para medidores eletrônicos é necessário avaliar com bastante profundidade os seguintes pontos: 1) é muito comum em tempo chuvoso encontrar o vidro embaçado pela umidade, será que um medidor eletrônico resiste ao ambiente agressivo no nosso país; 2) será que em curto espaço de tempo teremos que estar substituindo constantemente o medidor, e quem arcará com esse custo; Disponibilidade de energia elétrica no país É necessário um tempo maior para avaliação e implicação dessa proposta de alteração dos medidores, e diminuir a ganância de faturamento e a falta


A nova proposta de resolução considera que a instalação irrestrita do mesmo padrão de medidor eletrônico em todas as unidades consumidoras da área de concessão ou permissão poderia se configurar numa opção não otimizada e economicamente desfavorável. 45. Tomando como referência este ponto de vista, buscou-se fornecer maior flexibilidade na definição das funcionalidades que devem compor o medidor eletrônico de cada unidade consumidora. Desta forma, os requisitos mínimos obrigatórios foram adaptados na atual proposta de modo a possibilitar a inclusão de funcionalidades adicionais apenas naquelas unidades consumidoras em que se verifica real possibilidade de aquisição dos benefícios esperados. Assim sendo, a relação custo versus benefício seria efetivamente aprimorada. Outro ponto traado na contribuição diz respeito a “Privacidade e sigilo de informações. A nova proposta de resolução estabelece que a distribuidora deve adotar procedimentos e tecnologias que assegurem a segurança dos dados trafegados e, especialmente, das informações de caráter pessoal coletadas das unidades consumidoras. Complementarmente, é vetado à distribuidora disponibilizar dados coletados das unidades consumidoras a terceiros sem a autorização expressa do correspondente titular.


de planejamento do Governo com relação a disponibilidade de energia elétrica para o País. Privacidade e sigilo de informações Hoje o medidor é externo e visível para qualquer cidadão, mas para saber detalhes de consumo de uma residência é necessário um certo conhecimento e um certo período de avaliação, já com a disponibilização direta do valor da energia elétrica ativa do ciclo de faturamento vigente até o momento e o valor total consumido no ciclo anterior, não é necessário nenhum especialista para tirar as suas conclusões e efetuar uma avaliação do potencial do consumidor para qualquer outro tipo de utilização.

O restante do texto não faz contribuição direta, apenas expressa a opinião do autor.

MAURO FONSECA

RODRIGUES

211. Item III.2.3 da Nota Técnica Existe a possibilidade de usar uma conexão via rede de comunicação celular para efetuar a comunicação do medidor eletrônico com a concessionária/permissionária, conforme artigo anexado ao e-mail. Dessa forma, o sistema de comunicação pode ser via rede das concessionárias de telecomunicações, sendo licitados os preços para fornecimento do chip e conexão.

Não aceito O sistema de comunicação não será tratado como requisito mínimo. Assim, seu uso e escolha da via de comunicação fica a critério da distribuidora.

*

Documents

CONTRIBUIÇÕES DE ALTERAÇÃO NO TEXTO …...Adequação dos sistemas de gestão e de faturamento das distribuidoras; Contrataç ão e Treinamento de pessoal para esta nova função