Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL

Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL

Em 12 de dezembro de 2013.

Processo: 48500.005303/2013-37. Assunto: Avaliação das informações solicitadas acerca do Sistema de Medição para Faturamento - SMF. Oportunidade de aperfeiçoamento de seus requisitos e das normas de regência no âmbito da distribuição.

SUMÁRIO I. DO OBJETIVO ............................................................................................................................................................................... 4 II. DOS FATOS ................................................................................................................................................................................. 4 III. DA ANÁLISE ............................................................................................................................................................................... 5 III.i. Do Quantitativo de Medidores........................................................................................................................................................................ 8 III.ii. CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO ............................................................................................. 12 III.iii. TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS (ÍNDICE IPCA - JAN/2013) POR SUBMERCADO E NÍVEL DE TENSÃO ............................................ 12 III.iii.i. Todos os Submercados ............................................................................................................................................................................... 13 III.iv. ANÁLISE DAS TRAJETÓRIAS (ATUALIZADOS PELO IPCA) DOS CUSTOS TOTAIS EM VISTA DOS MEDIDORES .............................................................. 17 III.v. AVALIAÇÃO DA REPRESENTATIVIDADE DOS CUSTOS DE TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS (POTENCIAL E CORRENTE) E DE MEDIDORES ...... 22 III.vi. COMUNICAÇÃO UTILIZADA NO SMF ................................................................................................................................................................... 29 III.vii. PROPOSTAS DE SIMPLIFICAÇÃO DO SMF NA DISTRIBUIÇÃO ............................................................................................................................... 39

III.vii.i. Desobrigar a Instalação do Medidor de Retaguarda....................................................................................................................... 40 III.vii.ii. Medição unidirecional para Unidades Consumidoras .................................................................................................................... 43 III.vii.iii. Flexibilização da Classe de Exatidão dos Transformadores para Instrumentos e dos Medidores ............................................... 44 III.vii.iv. Estabelecimento da “Disponibilização de Canal de Comunicação” como Serviço Cobrável pelas Distribuidoras ....................... 51 III.vii.v. O Incentivo à Competição e à Heterogeneidade dos Parques de Medição .................................................................................. 53 III.vii.vi. Sincronismo por GPS .................................................................................................................................................................... 59 III.vii.vii. Calibração de Medidores e a Manutenção Preditiva/Corretiva .................................................................................................... 62 III.vii.viii. O Padrão aplicado ao SMF e a Comercialização no ACL por Unidades Consumidoras em Baixa Tensão ............................... 62 III.vii.ix. Aprovação dos Projetos e dos Relatórios de Comissionamento do SMF ..................................................................................... 67 III.vii.x. Obras Civis e Adequações de instalações associadas ao SMF .................................................................................................... 67 III.vii.xi. Dos Serviços Auxiliares e No-Breaks ............................................................................................................................................ 69 III.vii.xii. Critérios para Estimar ou Arbitrar Perdas Elétricas em Redes na Distribuição............................................................................ 70

IV. DOS FUNDAMENTOS .............................................................................................................................................................. 71 VI. DA CONCLUSÃO ..................................................................................................................................................................... 72 VII. DA RECOMENDAÇÃO ............................................................................................................................................................ 75

Fl. 2 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013

ÍNDICE DE GRÁFICOS E TABELAS Gráfico 1 – Medidores por Distribuidora e Fabricante – Dados CCEE (2013) ........................................................................................................ 9 Gráfico 2 – Medidores por Distribuidora e Fabricante – Dados Declarados (2012) .............................................................................................. 10 Gráficos 3 e 4 – Medidores por Fabricante – Dados CCEE (2013) e Dados Declarados (2012) .......................................................................... 11

ANEXO I

Tabela 1 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2002 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 77 Gráfico 5 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2002 (tensão não inferior a 69 kV) ......................................... 78 Tabela 2 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2003 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 79 Gráfico 6 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2003 (tensão não inferior a 69 kV) ......................................... 80 Tabela 3 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 81 Gráfico 7 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão não inferior a 69 kV) ......................................... 82 Tabela 4 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão inferior a 69 kV)........................................................... 83 Gráfico 8 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão inferior a 69 kV) ................................................ 84 Tabela 5 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 85 Gráfico 9 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão não inferior a 69 kV) ......................................... 86 Tabela 6 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão inferior a 69 kV)........................................................... 87 Gráfico 10 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão inferior a 69 kV) .............................................. 88 Tabela 7 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 89 Gráfico 11 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão não inferior a 69 kV) ....................................... 90 Tabela 8 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão inferior a 69 kV)........................................................... 91 Gráfico 12 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão inferior a 69 kV) .............................................. 92 Tabela 9 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 93 Gráfico 13 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão não inferior a 69 kV) ....................................... 94 Tabela 10 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão inferior a 69 kV) ........................................................ 95 Gráfico 14 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão inferior a 69 kV) .............................................. 96 Tabela 11 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................. 97 Gráfico 15 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão não inferior a 69 kV) ....................................... 98 Tabela 12 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão inferior a 69 kV) ........................................................ 99 Gráfico 16 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 100 Tabela 13 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão não inferior a 69 kV) ............................................... 101 Gráfico 17 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão não inferior a 69 kV) ..................................... 102 Tabela 14 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão inferior a 69 kV) ...................................................... 103 Gráfico 18 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 104 Tabela 15 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão não inferior a 69 kV) ............................................... 105 Gráfico 19 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão não inferior a 69 kV) ..................................... 106 Tabela 16 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão inferior a 69 kV) ...................................................... 107 Gráfico 20 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 108 Tabela 17 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão não inferior a 69 kV) ............................................... 109 Gráfico 21 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão não inferior a 69 kV) ..................................... 110 Tabela 18 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão inferior a 69 kV) ...................................................... 111 Gráfico 22 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 112 Tabela 19 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão não inferior a 69 kV) ............................................... 113 Gráfico 23 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão não inferior a 69 kV) ..................................... 114 Tabela 20 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão inferior a 69 kV) ...................................................... 115 Gráfico 24 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 116

ANEXO II

Tabela 21 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUL (tensão inferior a 69 kV) ........................................... 117 Gráfico 25 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUL (tensão inferior a 69 kV) ................................ 118 Tabela 22 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUL (tensão não inferior a 69 kV) .................................... 119 Gráfico 26 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUL (tensão não inferior a 69 kV) ......................... 120 Tabela 23 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUDESTE (tensão inferior a 69 kV) ................................. 121 Gráfico 27 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUDESTE (tensão inferior a 69 kV) ...................... 122 Tabela 24 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUDESTE (tensão não inferior a 69 kV) .......................... 123 Gráfico 28 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUDESTE (tensão não inferior a 69 kV) ............... 124 Tabela 25 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORDESTE (tensão inferior a 69 kV) .............................. 125 Gráfico 29 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORDESTE (tensão inferior a 69 kV) ................... 126 Tabela 26 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORDESTE (tensão não inferior a 69 kV) ....................... 127 Gráfico 30 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORDESTE (tensão não inferior a 69 kV) ............ 128 Tabela 27 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORTE (tensão não inferior a 69 kV) ............................... 129


Gráfico 31 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORTE (tensão não inferior a 69 kV) ................... 130 Tabela 28 – Trajetória dos Custos atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) .................................................................... 13 Gráfico 32 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ......................................................... 14 Tabela 29 – Trajetória dos Custos atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) ............................................................. 15 Gráfico 33 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) .................................................. 16 Tabela 30 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ....................................... 17 Gráfico 34 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ....................................... 18 Tabela 31 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) ................................ 19 Gráfico 35 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) ................................ 20 Tabela 32 – Trajetória dos Custos de Medidores atualizados – Todos os Submercados ..................................................................................... 21 Gráfico 36 – Trajetória dos Custos de Medidores atualizados – Todos os Submercados .................................................................................... 21 Gráfico 37 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ........... 23 Gráfico 38 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ............. 24 Gráfico 39 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) .... 25 Gráfico 40 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) ...... 26 Gráfico 41 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados ................................................... 27 Gráfico 42 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados ..................................................... 28 Tabela 33 – Quantitativo de Compartilhamentos e de Contratações de Prestadores - Por Tecnologia de Comunicação ................................... 30 Tabela 34 – Custo Inicial e Mensal do Canal de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ............................. 30 Gráfico 43 – Custo Inicial e Mensal do Canal de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ............................ 31 Gráfico 44 – Quantitativo de Compartilhamentos e de Contratações de Prestadores .......................................................................................... 32 Gráfico 45 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – Pela Distribuidora ............................................................................ 33 Gráfico 46 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – Pelos Prestadores ........................................................................... 34 Gráfico 47 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – GERAL ............................................................................................ 35 Gráfico 48 – Comparativo (relativo) entre Compartilhamentos e Contratações de Prestadores – Por Tecnologia de Comunicação .................. 36 Tabela 35 – Custo Inicial e Mensal de cada Tecnologia de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ............ 37 Gráfico 49 – Custo Inicial e Mensal de cada Tecnologia de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ........... 38 Tabela 36 – Relatório de Falhas em SMF – Tractebel........................................................................................................................................... 40 Gráfico 50 – Parque de Medição – Tractebel ......................................................................................................................................................... 41 Gráfico 51 – Relatório de Falhas anuais em SMF – Tractebel .............................................................................................................................. 42 Tabela 37 – Padrão SMF – Procedimentos de Rede ............................................................................................................................................. 44 Tabela 38 – Padrão Medição – Procedimentos de Distribuição ............................................................................................................................ 45 Tabela 39 – Comparativo de Preço de Medidores por Classe de Exatidão – Landis+Gyr .................................................................................... 46 Tabela 40 – Comparativo de Preço de Medidores por Fluxo da Energia – Landis+Gyr ........................................................................................ 46 Tabela 41 – Comparativo P.REDE, PRODIST e PROPOSTA – Classes de Exatidão.......................................................................................... 49 Tabela 42 – Novo Padrão de Medição Proposto na Distribuição – ACR e ACL – Procedimentos de Distribuição ............................................... 51 Tabela 43 – Panorama dos Parques Relevantes de Medição Homogêneos e Heterogêneos .............................................................................. 54 Tabela 44 – Comparativo (absoluto) de Custos de Medidores (P+R) atualizados – Parques Homogêneos e Heterogêneos ............................. 55 Gráfico 52 – Comparativo (absoluto) de Custos de Medidores (P+R) atualizados – Parques Homogêneos e Heterogêneos ............................. 55 Gráfico 53 – Trajetória dos Custos de Medidores (P+R) atualizados – Por Fabricante ........................................................................................ 57 Gráfico 54 – Tendência Linear dos Custos de Medidores (P+R) atualizados – Por Fabricante ........................................................................... 58 Tabela 45 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores ....................................................................................................................................... 59 Gráfico 55 – Comparativo (relativo) entre Tecnologias de Sincronismo dos Medidores – Por Tecnologia de Comunicação............................... 59 Tabela 46 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ........................................ 60 Gráfico 56 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ....................................... 60 Tabela 47 – Falhas de Sincronismo – Dados da CCEE para agentes com coleta direta ...................................................................................... 61 Gráfico 57 – Amostra de Unidades Consumidoras do Grupo “B” – Pesquisa de Percepção sobre Tarifa............................................................ 64


I. DO OBJETIVO

Avaliar as informações solicitadas acerca do SMF (Ofício Circular no 004/2011-SEM-SRD-SRT/ANEEL de 14/12/2011) e a oportunidade de propor aperfeiçoamentos aos requisitos e às normas de regência no âmbito da distribuição, com vistas a:

obter uma relação mais equitativa entre o ônus decorrente dessas obrigações e os eventuais benefícios experimentados;

observar as características próprias do uso e operação da rede, no âmbito da distribuição; e

delimitar segmentos, consoante distinções atinentes à magnitude e natureza do fluxo de energia elétrica a ser mensurada.

II. DOS FATOS

2. Em agosto de 2011, no âmbito da “proposta para operação dos pequenos consumidores no ACL: Implantação do Comercializador Varejista” encaminhada à ANEEL, a CCEE1 sugeriu a dispensa do canal de comunicação exclusivo com o SCDE2 para unidades consumidoras que o possuam com a Distribuidora local.

3. Em 14 de dezembro de 2011, foi emitido o Ofício Circular no 004/2011-SEM-SRD-SRT/ANEEL, requerendo informações acerca do Sistema de Medição para Faturamento - SMF a todos os consumidores especiais e livres (cadastro da CCEE = 956 pessoas jurídicas).

4. Em 15 de dezembro de 2011, foi realizada reunião com a SRD3, a SEM4 e representantes das associações ABRACEEL5, ABIAPE6, APINE7 e ANACE8, versando acerca do SMF para consumidores especiais.

5. Nos dias 14 e 15 de março de 2012, foi realizada visita técnica às instalações do fabricante de medidores Elo Sistemas Eletrônicos, com representantes desta SEM, SRD, SRC9 e CCEE.

6. Em 4 de abril de 2012, foi realizada reunião com a ABRACEEL, APINE e ANACE, tratando da “simplificação dos requisitos de medição”.

7. Em 24 de julho de 2013, foi determinado10 “à Superintendência de Estudos do Mercado - SEM, com apoio das Superintendências de Regulação dos Serviços de Transmissão - SRT e de

1 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. 2 Sistema de Coleta de Dados de Energia. 3 Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição. 4 Superintendência de Estudos do Mercado. 5 Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia. 6 Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia. 7 Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica. 8 Associação Nacional dos Consumidores de Energia. 9 Superintendência de Regulação da Comercialização da Eletricidade. 10 Processo no 48500.005476/2011-93. Apreciado pela Diretoria da ANEEL na 27o Reunião Pública Ordinária em 23.07.2013.

Fl. 5 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, a apresentação, no prazo de 60 dias, de proposta de regramento objetivando simplificar as regras do Sistema de Medição para Faturamento - SMF associado a unidades consumidoras sob responsabilidade de consumidores especiais.”

III. DA ANÁLISE

8. Com relação às informações requeridas acerca do SMF aos consumidores especiais e livres, é importante proceder, preliminarmente, a certas considerações, indispensáveis à modelagem dos dados recebidos de modo a permitir conclusões tão sólidas e objetivas quanto possível.

9. Foram recebidas e utilizadas informações de 685 unidades consumidoras modeladas na CCEE (cada qual com seu código próprio), submetidas aos seguintes procedimentos:

conferência e ajuste de códigos de agentes e cargas; identificação de unidades com mais de uma entrada, bem como outras com

mais de uma unidade em mesmo local (ajuste de dados replicados, mantendo os dados do SMF);

conferência e ajuste da tensão de conexão; e ajuste de dados faltantes (como a distribuidora).

10. A discriminação dos custos em rubricas específicas (predeterminadas na própria planilha da ANEEL), por seu turno, era imprescindível para que houvesse organicidade mínima capaz de permitir a modelagem dos dados recebidos.

11. É bastante provável que os dados enviados tenham sido objeto de alguma ponderação/segregação por parte das instituições declarantes, com vistas a seu enquadramento no formato exigido pela ANEEL.

12. Por outro lado, essa restrição importa em imprecisão dos dados, haja vista não ser incomum a alocação aleatória de custos em orçamentos, notadamente em projetos turn-key. Uma alternativa para contornar essa imprecisão seria expurgar da análise os dados que superassem determinado desvio.

13. No entanto, mais uma vez, dessa opção outros efeitos indesejáveis sobreviriam. Não é possível estabelecer um limite de desvio sem admitir nova possibilidade de erro, afinal não é possível aferir qual é o ponto exato a partir do qual se encontrem apenas os erros de alocação de custos. Aliás, é muito mais provável que, dentro da mesma ordem de grandeza, estejam os: (i) erros de alocação de custo; (ii) custos extraordinários com obras civis; (iii) custos extraordinários com adequação de instalações elétricas; (iv) custos extraordinários com comunicação em áreas remotas etc.

14. Portanto, ao invés de proceder ao expurgo de dados (afetando dados relevantes), optou-se por demonstrar os dados históricos agrupados (Seção III.ii da Nota Técnica) de maneira a permitir que cada leitor possa exercer juízo próprio acerca de sua pertinência e adequação, avaliando os resultados obtidos no restante das análises.

Fl. 6 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 15. É importante destacar que a rubrica “custos totais” para migração é a mais fidedigna entre todas, uma vez que não é afetada pela alocação aleatória de custos, mas tão somente por eventuais custos extraordinários incorridos em outras rubricas que a compõe.

16. Para a análise da evolução (ou involução) dos custos, foi necessário atualizar monetariamente os valores, sendo para tanto utilizado o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA, até janeiro de 2013.

17. Os custos mensais advindos com o canal de comunicação foram atualizados a partir de 1º de fevereiro de 2012, também para janeiro de 2013 e pelo mesmo índice.

18. Quanto ao desembolso inicial, levou-se em consideração que a partir de 30 de outubro de 2007 a modelagem de ativos esteve condicionada à prévia adequação do SMF. Portanto, aos que migraram para o ACL em período anterior a essa data, a modelagem pode ter sido efetivada anteriormente à data de desembolso (custos para adequação).

19. Aos que migraram posteriormente, a data de desembolso é anterior a da modelagem, provavelmente próxima. Nesse sentido, foram conferidas e ajustadas as datas de desembolso, bem como utilizadas as datas de modelagem na CCEE como as datas de desembolso daqueles que não as declararam.

20. A seguir, tem-se um mapeamento das alterações regulatórias a que foi submetida a disciplina atinente ao SMF. Sua significância repousa especialmente nos possíveis efeitos advindos da aquisição de medidores e transformadores para instrumentos pelas Distribuidoras, notadamente a partir de 2009.



III.i. Do Quantitativo de Medidores

21. Neste tópico, pretende-se ilustrar o panorama nacional do parque de medição no âmbito da distribuição de energia elétrica.

22. Os dois gráficos seguintes buscam apresentar o panorama segundo cada área de concessão. O primeiro deles, originado na base de dados da CCEE. O segundo, originado nos dados encaminhados à ANEEL, presumindo-se a existência de dois medidores por unidade consumidora (o mínimo de um medidor principal e outro de retaguarda).


176 11

32

254

172

6

638

2

36

3

14

34

86

1156520

36

6

6

8

12

4

3119

136

6

200

11

564238

48

68

7

64

4

114

21

39

6

63 144

2

3

524

197

126

14 48

10

2

222

22

49 4

8373

58

66

9

260

2

346

4

41

3

360

2 8

1362

208

14

10

148

58

16

4

66

78

46

5318

63 128430

80

28

2 2

4

6884

14

1610

16

16

18

760

1025 2

68

24

8

16

22

108

102

170

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

MEDIDORES POR CONCESSIONÁRIA E FABRICANTE - CADASTRO CCEE

ELO ITRON (Actaris, Schlumberger) Landis + Gyr (ESB) Schneider Electric Electro Industries ZIV Gráfico 1 – Medidores por Distribuidora e Fabricante – Dados CCEE (2013) 11

11 Os dados contemplam a totalidade do parque de medição, incluindo os medidores de fronteira.


2

4

2

22

8

120 10

144 44 2 10

28

966 2

26

10

18

212

2

2

68

70

2

2

26

4 168

18

6

220

32

10 2

870

8

2

2 2 70 10

22

4

2

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

MEDIDORES POR CONCESSIONÁRIA E FABRICANTE

ELO ITRON (Actaris, Schlumberger) Landis + Gyr (ESB) Schneider Electric

Gráfico 2 – Medidores por Distribuidora e Fabricante – Dados Declarados (2012)

23. Do gráfico 1 precedente, é possível inferir a existência de dois comportamentos distintos. Um, em que poucas distribuidoras optam pela adoção de um único fabricante, provavelmente em razão de eventual necessidade de reposição (estoque menor) e da adoção de um único procedimento técnico correspondente.

24. Outro, em que a maioria das distribuidoras opta pela heterogeneidade de seu parque de medição. Esta opção possivelmente decorre da necessidade de a distribuidora buscar preços de mercado compatíveis com seus custos regulatórios reconhecidos em tarifa. Se não, buscar o incremento de seu lucro, comprando a preços inferiores ao valor regulatório reconhecido em tarifa.

Fl. 11 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 25. Se assim ainda não se dá em todas as grandes distribuidoras, há indício de insuficiência regulamentar, seja na direção de estabelecer novos ou mais intensos incentivos, seja na imposição de procedimento mandatório.

26. A seguir, ilustra-se a participação dos fabricantes de medidores no mercado nacional de distribuição.

ELO390934%

ITRON (Actaris, Schlumberger)

232820%

Landis + Gyr (ESB)259622%Schneider Electric

242521%

Electro Industries1081%

ZIV2722%

MEDIDORES POR FABRICANTE - CADASTRO CCEE

ITRON (Actaris, Schlumberger)

807%

ELO47441%

Landis + Gyr (ESB)34030%Schneider Electric

25422%

MEDIDORES POR FABRICANTE - DADOS PESQUISA

Gráficos 3 e 4 – Medidores por Fabricante – Dados CCEE (2013) e Dados Declarados (2012)

27. Fazendo as considerações superficiais que tais dados permitem, parece-se estar diante de um mercado efetivamente competitivo, em razoável equilíbrio. A adoção das medidas referidas no item 25, juntamente da própria expansão da “demanda”, deve bastar à tendência de queda dos preços (verificada adiante), ou até sua intensificação, em razão do ganho de escala e do potencial de mercado para novos “entrantes”.

Fl. 12 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 III.ii. CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO

28. Objetivando proporcionar a maior transparência e legitimidade possíveis à avaliação que se seguirá, é importante retratar os cenários formados com os dados enviados à ANEEL, ainda não atualizados monetariamente e estratificados por: (i) ano; (ii) submercado; (iii) distribuidora; (iv) tensão (repartida em 69 kV); e (v) rubricas que integram os custos.

29. Adicionalmente, é apresentado o quantitativo de amostras que originaram as médias obtidas. As quantidades não se mostraram significativas a ponto de justificar a apuração de medidas de dispersão.

30. Vide ANEXO I (Fls. 125 a 130).

III.iii. TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS (ÍNDICE IPCA - JAN/2013) POR SUBMERCADO E NÍVEL DE TENSÃO12

31. Neste tópico, são apresentados os custos anuais, atualizados monetariamente pelo IPCA até janeiro de 2013, equalizando-os para fins de uma comparação mais efetiva, permitindo a formulação de hipóteses que justifiquem as variações observadas, tais como o ganho de escala e o aumento da competição entre os fornecedores de equipamentos. Outro elemento que possivelmente se inseriu nos resultados verificados foi a variação cambial experimentada no período.

32. Os resultados foram estratificados por: (i) submercado; (ii) ano; (iii) tensão (repartida em 69 kV e limitada a 230 kV); e (iv) rubricas que integram os custos. Entre as rubricas, foram integralizadas as seguintes: (i) medidor principal e secundário; e (ii) transformadores para instrumentos (potencial e corrente).

33. Vide ANEXO II (Fls. 131 e seguintes – Submercados SUL, SUDESTE, NORDESTE e NORTE).

12 Vide o parágrafo 20 desta Nota Técnica.


III.iii.i. Todos os Submercados

AnoValores 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CUSTO TOTAL (média R$) R$ 27.820 R$ 25.237 R$ 95.423 R$ 123.627 R$ 139.564 R$ 115.249 R$ 62.314 R$ 59.066 R$ 53.556 R$ 17.332MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 27.820 R$ 3.464 R$ 47.307 R$ 66.271 R$ 28.708 R$ 34.032 R$ 21.236 R$ 16.455 R$ 15.012 R$ 9.789OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$) R$ 10.999 R$ 14.667 R$ 29.258 R$ 24.353 R$ 23.759 R$ 52.507 R$ 15.622 R$ 15.081 R$ 19.065PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$) R$ 1.924 R$ 15.989 R$ 22.706 R$ 48.435 R$ 20.042 R$ 8.986 R$ 19.195 R$ 17.133 R$ 10.132PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$) R$ 42.586 R$ 37.834 R$ 60.347 R$ 50.518 R$ 51.893 R$ 19.482 R$ 26.597 R$ 20.117 R$ 5.303 TP + TC (média R$) R$ 6.824 R$ 16.586 R$ 11.047 R$ 9.402 R$ 16.993 R$ 8.109 R$ 7.572 R$ 6.427 R$ 951CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$) R$ 2.022 R$ 1.298 R$ 5.611 R$ 26.319 R$ 6.832 R$ 3.814 R$ 16.311 R$ 11.060 R$ 10.978

NÍVEL DE TENSÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)

Tabela 28 – Trajetória dos Custos atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)


y = -1734,5x + 81459

R$ 0

R$ 20.000

R$ 40.000

R$ 60.000

R$ 80.000

R$ 100.000

R$ 120.000

R$ 140.000

R$ 160.000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

CUSTO TOTAL - Nível de Tensão Inferior a 69 kV

Gráfico 32 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)


Tabela 29 – Trajetória dos Custos atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)


y = -5984,9x + 270241

R$ 0

R$ 100.000

R$ 200.000

R$ 300.000

R$ 400.000

R$ 500.000

R$ 600.000

R$ 700.000

R$ 800.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

CUSTO TOTAL - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV

Gráfico 33 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)

34. Observando-se os gráficos 32 e 33, constata-se a tendência de redução dos custos inerentes à adequação do SMF. E se os custos para instalações conectadas a partir de 69 kV nunca foram nem serão pequenos, tampouco seria correto afirmar que, para níveis de tensão inferiores, tornaram-se insignificantes. Pelo contrário, representam ainda nos dias atuais uma barreira econômica à migração (ACL).

Fl. 17 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 III.iv. ANÁLISE DAS TRAJETÓRIAS (ATUALIZADOS PELO IPCA) DOS CUSTOS TOTAIS EM VISTA DOS MEDIDORES13

35. No presente tópico, foram utilizados apenas os dados daqueles em que houve declaração do custo com a aquisição dos medidores. É provável que vários dos custos com medidores informados contemplem quantidades superiores ao par (dois) mínimo necessário, seja em razão de o fornecimento ser realizado por um ramal duplo, pela configuração da subestação ou até pela disposição interna das cargas ao longo das instalações.

36. Apesar da peculiaridade, pode-se inferir que a utilização desses dados constitui medida relevante na obtenção da correlação entre os custos totais e aqueles dos medidores.

37. Os resultados foram estratificados por: (i) ano; e (ii) tensão (repartida em 69 kV e limitada a 230 kV).

AnoValores 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CUSTO TOTAL (média R$) R$ 27.820 R$ 25.237 R$ 95.423 R$ 123.627 R$ 139.564 R$ 115.249 R$ 62.314 R$ 59.066 R$ 53.556 R$ 17.332MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 27.820 R$ 3.464 R$ 47.307 R$ 66.271 R$ 28.708 R$ 34.032 R$ 21.236 R$ 16.455 R$ 15.012 R$ 9.789


Tabela 30 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)



CUSTO TOTAL (média R$)MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)

y = -1734,5x + 81459

y = -2215,1x + 39192

R$ 0

R$ 10.000

R$ 20.000

R$ 30.000

R$ 40.000

R$ 50.000

R$ 60.000

R$ 70.000

R$ 0

R$ 20.000

R$ 40.000

R$ 60.000

R$ 80.000

R$ 100.000

R$ 120.000

R$ 140.000

R$ 160.000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Nível de Tensão Inferior a 69 kV

Gráfico 34 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)


38. Observando-se o gráfico 34, além da tendência de redução dos custos inerentes à adequação do SMF, constata-se um “acoplamento” entre o custo com medidores e o custo total.

AnoValores 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CUSTO TOTAL (média R$) R$ 231.650 R$ 505.431 R$ 179.534 R$ 193.265 R$ 198.410 R$ 226.208 R$ 78.433 R$ 98.604 R$ 108.219 R$ 744.578 R$ 13.314MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 48.044 R$ 43.620 R$ 46.683 R$ 45.810 R$ 51.738 R$ 41.754 R$ 32.591 R$ 8.496 R$ 30.157 R$ 13.754 R$ 13.210

NÍVEL DE TENSÃO NÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)

Tabela 31 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)


CUSTO TOTAL (média R$)

MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)

y = -5984,9x + 270241

y = -3972,6x + 58005

R$ 0

R$ 10.000

R$ 20.000

R$ 30.000

R$ 40.000

R$ 50.000

R$ 60.000

R$ 0

R$ 100.000

R$ 200.000

R$ 300.000

R$ 400.000

R$ 500.000

R$ 600.000

R$ 700.000

R$ 800.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Nível de Tensão não Inferior a 69 kV

Gráfico 35 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)

39. Observando-se o gráfico 35, novamente se constata a tendência de redução dos custos inerentes à adequação do SMF.

40. Porém, diferentemente do resultado obtido em tensões inferiores a 69 kV, não mais se verifica o “acoplamento” entre o custo com medidores e o custo total verificado. Evidentemente, tal fato se explica pela pequena representatividade dos custos para aquisição de medidores em face dos demais equipamentos e adequações das instalações nesse nível de tensão.


AnoValores 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012MEDIDORES (média R$) R$ 48.044 R$ 41.645 R$ 22.672 R$ 46.002 R$ 55.372 R$ 33.644 R$ 33.836 R$ 15.155 R$ 17.322 R$ 14.903 R$ 10.790

CUSTO DE MEDIDORES (valores atualizados)

Tabela 32 – Trajetória dos Custos de Medidores atualizados – Todos os Submercados

y = -3568,3x + 52263

R$ 0

R$ 10.000

R$ 20.000

R$ 30.000

R$ 40.000

R$ 50.000

R$ 60.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MEDIDORES (todos os níveis de tensão)

Gráfico 36 – Trajetória dos Custos de Medidores atualizados – Todos os Submercados

Fl. 22 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 41. Observando-se o gráfico 36, a tendência de redução dos custos com medidores é inequívoca e acentuada, possivelmente decorrente do acirramento da concorrência, da economia de escala na produção e da demanda pelos produtos adquiridos pelas Distribuidoras.

III.v. AVALIAÇÃO DA REPRESENTATIVIDADE DOS CUSTOS DE TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS (POTENCIAL E CORRENTE) E DE MEDIDORES14

42. No presente tópico, foram utilizados apenas os dados daqueles em que houve declaração do custo com a aquisição de medidores e de transformadores de instrumentos, sendo expurgados os demais a fim de não contaminar a estimativa da correlação.

43. Os resultados foram estratificados por: (i) ano; (ii) tensão (repartida em 69 kV e limitada a 230 kV); e (iii) rubricas que integram os custos. Entre as rubricas, foram integralizadas as seguintes: (i) medidor principal e secundário; (ii) transformadores para instrumentos (potencial e corrente); e (iii) todas as demais em “OUTROS”.



R$ 0

R$ 20.000

R$ 40.000

R$ 60.000

R$ 80.000

R$ 100.000

R$ 120.000

R$ 140.000

R$ 160.000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012TP + TC (média R$) R$ 6.824 R$ 16.586 R$ 11.047 R$ 8.184 R$ 16.993 R$ 8.109 R$ 7.063 R$ 6.609 R$ 951MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 10.128 R$ 47.307 R$ 56.409 R$ 32.680 R$ 32.020 R$ 28.141 R$ 19.351 R$ 15.083 R$ 8.617OUTROS (média R$) R$ 58.612 R$ 47.128 R$ 51.445 R$ 113.145 R$ 92.043 R$ 35.283 R$ 59.388 R$ 40.254 R$ 16.281

CORRELAÇÃO DE CUSTOS (nivel de tensão inferior a 69 kV - valores atualizados)

Gráfico 37 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)

44. Observando-se o gráfico 37, é possível verificar a evolução dos custos em termos absolutos, com foco em rubricas que podem ser submetidas a alguma espécie de simplificação e, portanto, barateamento.

45. No gráfico 38, busca-se ter maior visibilidade da importância que as rubricas “medidores” e “TI’s” têm em relação ao total, para essa classe de tensão. Evidencia-se o grande relevo que possui o custo com a aquisição dos medidores.


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012TP + TC (média R$) R$ 6.824 R$ 16.586 R$ 11.047 R$ 8.184 R$ 16.993 R$ 8.109 R$ 7.063 R$ 6.609 R$ 951MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 10.128 R$ 47.307 R$ 56.409 R$ 32.680 R$ 32.020 R$ 28.141 R$ 19.351 R$ 15.083 R$ 8.617OUTROS (média R$) R$ 58.612 R$ 47.128 R$ 51.445 R$ 113.145 R$ 92.043 R$ 35.283 R$ 59.388 R$ 40.254 R$ 16.281

OUTROS (média R$)


TP + TC (média R$)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CORRELAÇÃO DE CUSTOS (nivel de tensão inferior a 69 kV - valores atualizados)

Gráfico 38 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)


R$ 0

R$ 200.000

R$ 400.000

R$ 600.000

R$ 800.000

R$ 1.000.000

R$ 1.200.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2010 2011

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2010 2011TP + TC (média R$) R$ 52.227 R$ 274.924 R$ 69.439 R$ 214.953 R$ 107.241 R$ 71.650 R$ 24.072 R$ 101.562 R$ 168.967MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 40.530 R$ 63.638 R$ 37.260 R$ 37.899 R$ 52.701 R$ 65.410 R$ 32.508 R$ 44.709 R$ 14.809OUTROS (média R$) R$ 255.320 R$ 245.318 R$ 128.322 R$ 93.830 R$ 131.883 R$ 57.929 R$ 4.370 R$ 148.183 R$ 937.857

CORRELAÇÃO DE CUSTOS (nivel de tensão não inferior a 69 kV - valores atualizados)

Gráfico 39 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)

46. Observando-se os gráficos 39 e 40, por sua vez, constata-se uma proeminência dos custos correspondentes aos “TI’s” em relação ao total, para essa classe de tensão.


2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2010 2011TP + TC (média R$) R$ 52.227 R$ 274.924 R$ 69.439 R$ 214.953 R$ 107.241 R$ 71.650 R$ 24.072 R$ 101.562 R$ 168.967MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 40.530 R$ 63.638 R$ 37.260 R$ 37.899 R$ 52.701 R$ 65.410 R$ 32.508 R$ 44.709 R$ 14.809OUTROS (média R$) R$ 255.320 R$ 245.318 R$ 128.322 R$ 93.830 R$ 131.883 R$ 57.929 R$ 4.370 R$ 148.183 R$ 937.857

OUTROS (média R$)


TP + TC (média R$)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CORRELAÇÃO DE CUSTOS (nivel de tensão não inferior a 69 kV - valores atualizados)

Gráfico 40 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)


R$ 0

R$ 100.000

R$ 200.000

R$ 300.000

R$ 400.000

R$ 500.000

R$ 600.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012TP + TC (média R$) R$ 52.227 R$ 274.924 R$ 38.131 R$ 152.963 R$ 80.520 R$ 19.222 R$ 17.878 R$ 8.109 R$ 14.938 R$ 31.977 R$ 951MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 40.530 R$ 63.638 R$ 23.694 R$ 40.839 R$ 53.731 R$ 38.372 R$ 32.081 R$ 28.141 R$ 21.465 R$ 15.040 R$ 8.617OUTROS (média R$) R$ 255.320 R$ 245.318 R$ 93.467 R$ 78.263 R$ 108.225 R$ 103.542 R$ 81.084 R$ 35.283 R$ 66.787 R$ 180.505 R$ 16.281

CORRELAÇÃO DE CUSTOS (todos os níveis de tensão - valores atualizados)

Gráfico 41 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados


2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012TP + TC (média R$) R$ 52.227 R$ 274.924 R$ 38.131 R$ 152.963 R$ 80.520 R$ 19.222 R$ 17.878 R$ 8.109 R$ 14.938 R$ 31.977 R$ 951MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 40.530 R$ 63.638 R$ 23.694 R$ 40.839 R$ 53.731 R$ 38.372 R$ 32.081 R$ 28.141 R$ 21.465 R$ 15.040 R$ 8.617OUTROS (média R$) R$ 255.320 R$ 245.318 R$ 93.467 R$ 78.263 R$ 108.225 R$ 103.542 R$ 81.084 R$ 35.283 R$ 66.787 R$ 180.505 R$ 16.281

OUTROS (média R$)


TP + TC (média R$)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CORRELAÇÃO DE CUSTOS (todos os níveis de tensão - valores atualizados)

Gráfico 42 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados

47. Nos gráficos 41 e 42, em detrimento das especificidades e privilégio de uma visão mais ampla, temos a correlação de custos para todos os níveis de tensão.

48. É importante esclarecer, também, que os custos advindos de eventual substituição dos transformadores de instrumentos (apenas do equipamento) incumbem à distribuidora local, sendo repassado às tarifas.

Fl. 29 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 III.vi. COMUNICAÇÃO UTILIZADA NO SMF

49. A seguir, as várias tabelas e gráficos disponibilizados dão ampla percepção do panorama atual da comunicação utilizada no SMF, ante o que serão especificados os mais relevantes.

50. Preliminarmente, cabe ressaltar que, segundo informado pela CCEE, não mais há canal de comunicação que não seja compartilhado com a distribuidora, de forma que a distinção entre o “compartilhamento” e a “contratação com prestadores” se presta apenas para avaliar se a contratação da comunicação é direta com o prestador ou com a distribuidora (cobrança via Contrato de Conexão).

51. Observando-se a tabela 33 e os gráficos 44 e 48, é possível observar a proeminência do compartilhamento da comunicação utilizada pela distribuidora local em relação à contratação direta com os prestadores dos serviços. Mais especificamente, são as comunicações via GPRS15 e Satélite que se destacam em favor do compartilhamento.

15 General Packet Radio Service.


ADSL 30 42 8 80ADSL + FIBRA ÓTICA 13 8 1 22ADSL + GPRS 4 5 9FIBRA ÓTICA 23 18 3 44GPRS 182 20 3 205GPRS + FIBRA ÓTICA 4 6 10OUTRAS 18 38 4 60RÁDIO 12 18 30SATÉLITE 60 3 1 64Total Geral 346 158 20 524

Compartilho o da concessionária

Contratei com os prestadores

Contratado não declarado

Total Geral

TECNOLOGIA PARA COMUNICAÇÃO

Tabela 33 – Quantitativo de Compartilhamentos e de Contratações de Prestadores - Por Tecnologia de Comunicação

ValoresCUSTO INICIAL (média R$) R$ 12.625 R$ 17.619CUSTO MENSAL (média R$) R$ 662 R$ 995

CANAL DE COMUNICAÇÃO (valores atualizados)



Tabela 34 – Custo Inicial e Mensal do Canal de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores

52. Além da supremacia quantitativa, conforme se depreende da tabela 34 e do gráfico 43, o compartilhamento do canal de comunicação aponta para custos iniciais e mensais inferiores à contratação direta.


CUSTO INICIAL (média R$) CUSTO MENSAL (média R$)

R$ 12.625

R$ 662

R$ 17.619

R$ 995

Custos por Contratado

Compartilho o da concessionária Contratei com os prestadores

Gráfico 43 – Custo Inicial e Mensal do Canal de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores


Total Geral

346

158

Quantitativo por Contratado

Compartilho o da concessionária Contratei com os prestadores

Gráfico 44 – Quantitativo de Compartilhamentos e de Contratações de Prestadores


ADSL9%

ADSL + FIBRA ÓTICA

4%ADSL + GPRS

1%

FIBRA ÓTICA7%

GPRS53% GPRS + FIBRA

ÓTICA1%

OUTRAS5%

RÁDIO3%

SATÉLITE17%

14%

Tecnologia para Comunicação(compartilho o da concessionária)

Gráfico 45 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – Pela Distribuidora


ADSL27%

ADSL + FIBRA ÓTICA

5%

ADSL + GPRS3%

FIBRA ÓTICA11%

GPRS13%

GPRS + FIBRA ÓTICA

4%

OUTRAS24% RÁDIO

11%

SATÉLITE2%

14%

Tecnologia para Comunicação(contratei com os prestadores)

Gráfico 46 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – Pelos Prestadores


ADSL15%

ADSL + FIBRA ÓTICA

4%

ADSL + GPRS

2%

FIBRA ÓTICA

8%

GPRS39%

GPRS + FIBRA ÓTICA

2%

OUTRAS12%

RÁDIO6%

SATÉLITE12%

Outra14%

Tecnologia para Comunicação(Total Geral)

Gráfico 47 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – GERAL

53. Conforme constatado no gráfico 47, a utilização do GPRS desponta com folga entre todas as tecnologias disponíveis. Possivelmente, em razão da simplicidade e praticidade inerente à solução técnica e de sua disponibilidade em território nacional, o que pode refletir até em prazos menores para implementação.




0%

50%

100%

ADSL ADSL + FIBRA ÓTICA

ADSL + GPRS FIBRA ÓTICA GPRS GPRS + FIBRA ÓTICA

RÁDIO SATÉLITE

Comparativo por Tecnologia e por Contratado

Gráfico 48 – Comparativo (relativo) entre Compartilhamentos e Contratações de Prestadores – Por Tecnologia de Comunicação


CUSTO INICIAL (média R$) R$ 12.546 R$ 13.990 R$ 13.719CUSTO MENSAL (média R$) R$ 1.157 R$ 1.160 R$ 1.159

CUSTO INICIAL (média R$) R$ 11.859 R$ 25.729 R$ 23.748CUSTO MENSAL (média R$) R$ 832 R$ 272 R$ 432

CUSTO INICIAL (média R$) R$ 21.061 R$ 3.452 R$ 9.322CUSTO MENSAL (média R$) R$ 454 R$ 454

CUSTO INICIAL (média R$) R$ 5.857 R$ 41.376 R$ 29.898CUSTO MENSAL (média R$) R$ 1.273 R$ 818 R$ 1.084

CUSTO INICIAL (média R$) R$ 10.650 R$ 34.934 R$ 14.637CUSTO MENSAL (média R$) R$ 535 R$ 1.007 R$ 588

CUSTO INICIAL (média R$) R$ 2.022 R$ 2.022CUSTO MENSAL (média R$) R$ 350 R$ 350

CUSTO INICIAL (média R$) R$ 49.532 R$ 8.858 R$ 12.395CUSTO MENSAL (média R$) R$ 523 R$ 1.173 R$ 1.075





SATÉLITE

CANAL DE COMUNICAÇÃO (valores atualizados)

FIBRA ÓTICA

GPRS

GPRS + FIBRA ÓTICA

OUTRAS

RÁDIO

Média Geral

ADSL

ADSL + FIBRA ÓTICA

ADSL + GPRS

Tabela 35 – Custo Inicial e Mensal de cada Tecnologia de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores


R$ 0

R$ 5.000

R$ 10.000

R$ 15.000

R$ 20.000

R$ 25.000

R$ 30.000

R$ 35.000

R$ 40.000

R$ 45.000

CUSTO INICIAL

(média R$)

CUSTO MENSAL

(média R$)

CUSTO INICIAL

(média R$)

CUSTO MENSAL

(média R$)

CUSTO INICIAL

(média R$)

CUSTO MENSAL

(média R$)

CUSTO INICIAL

(média R$)

CUSTO MENSAL

(média R$)

CUSTO INICIAL

(média R$)

CUSTO MENSAL

(média R$)

CUSTO INICIAL

(média R$)

CUSTO MENSAL

(média R$)

CUSTO INICIAL

(média R$)

CUSTO MENSAL

(média R$)

CUSTO INICIAL

(média R$)

CUSTO MENSAL

(média R$)

ADSL ADSL + FIBRA ÓTICA ADSL + GPRS FIBRA ÓTICA GPRS GPRS + FIBRA ÓTICA RÁDIO SATÉLITE

R$

12.5

46

R$

1.15

7

R$

11.8

59

R$

832

R$ 21.061

R$

454

R$

5.85

7

R$

1.27

3

R$

10.6

50

R$

535

R$

6.12

5

R$

653

R$

22.1

31

R$

713

R$

13.9

90

R$

1.16

0

R$

25.7

29

R$

272 R$

3.45

2

R$ 41.376

R$

818

R$ 34.934

R$

1.00

7

R$

2.02

2

R$

350 R$

4.05

6

R$

977

R$ 39.356

R$

21

R$

13.7

19

R$

1.15

9

R$

23.7

48

R$

432

R$

9.32

2

R$

454

R$

29.8

98

R$

1.08

4

R$

14.6

37

R$

588

R$

2.02

2

R$

350 R

$ 4.

432

R$

877

R$

25.0

02

R$

695

Custos por Tecnologia e por Contratado

Compartilho o da concessionária Contratei com os prestadores Média Geral Gráfico 49 – Custo Inicial e Mensal de cada Tecnologia de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores

54. Na tabela 35 e gráfico 49 precedentes, são demonstrados os custos para cada opção tecnológica e opção de contratação.

Fl. 39 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 III.vii. PROPOSTAS DE SIMPLIFICAÇÃO DO SMF NA DISTRIBUIÇÃO

55. Inicialmente, cabe destacar a abrangência das simplificações ora propostas e a forma pela qual essas seriam estabelecidas no arcabouço regulatório.

56. Atualmente, todas as unidades consumidoras conectadas às redes de distribuição devem observar, quanto ao sistema de medição, o disposto no Módulo 5 do PRODIST. Esse regulamento, por sua vez, remete as questões relativas ao SMF à disciplina estabelecida pelo Módulo 12 dos Procedimentos de Rede. Portanto, ao cabo, todos os agentes que estão obrigados à instalação do SMF acabam submetidos à mesma disciplina.

57. Todavia, a filosofia que desde sempre orientou a elaboração dos Procedimentos de Rede esteve voltada ao sistema de transmissão do Sistema Interligado Nacional - SIN, ambiente típico dos grandes fluxos de potência e que requer níveis superlativos de segurança e redundância.

58. Posto isso, resta evidenciado que os agentes de menor porte que utilizam SMF (notadamente os conectados em tensão de distribuição) acabam submetidos a exigências compatíveis apenas com aqueles de grande porte.

59. Assim, objetivando-se compatibilizar as exigências regulamentares ao porte das unidades obrigadas à instalação do SMF, se está a avaliar a possibilidade de submetê-los a diplomas normativos distintos. Os agentes conectados ao sistema de transmissão (de maior porte) permaneceriam sujeitados ao Módulo 12 dos Procedimentos de Rede, ao passo que os conectados ao sistema de distribuição sujeitar-se-iam ao Módulo 5 do PRODIST, que passaria a dispor especificamente sobre o SMF para os acessantes do sistema de distribuição.

60. Almeja-se, dessa maneira, aperfeiçoar as exigências atinentes ao SMF no âmbito da distribuição (reduzindo os custos inerentes à migração para o ACL, entre outras), sem que isso impute qualquer comprometimento sistêmico à confiabilidade dos dados de medição ou à contabilização na CCEE.

61. Em outras palavras, os agentes que celebrem Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD sujeitar-se-iam tão somente ao disposto no Módulo 5 do PRODIST, no que tange ao SMF. O Módulo 5 passaria a contemplar uma disciplina consolidada: (i) dos requisitos hoje em vigor nos Procedimentos de Rede; e (ii) das simplificações aqui analisadas e propostas. Isso abrangeria todos os consumidores e geradores conectados em redes das distribuidoras e em DIT16, bem como as conexões entre distribuidoras.

62. Espera-se obter, no âmbito da Consulta Pública, manifestações quanto às possíveis consequências dessa segregação e das propostas de simplificação aplicáveis aos acessantes que celebrem CUSD, a seguir dispostas.

16 Demais Instalações de Transmissão.


III.vii.i. Desobrigar a Instalação do Medidor de Retaguarda

63. Conforme visto anteriormente, os custos com a aquisição de medidores têm sofrido redução significativa ao longo do tempo.

64. Todavia, para unidades conectadas em tensão inferior a 69 kV, o custo com medidores está usualmente entre 20 e 30%. Significa dizer que facultar a instalação do medidor de retaguarda pode representar uma economia em torno de 10 a 15% dos custos totais com a adequação da medição.

65. Para demais unidades, tal custo situa-se usualmente entre 10 e 15% (economia em torno de 5 a 7,5%).

66. Por outro lado, segundo as normas vigentes, os custos com a aquisição do medidor principal de unidades consumidoras são de responsabilidade da distribuidora local, sendo reconhecidos em sua base de ativos e, consequentemente, remunerados via tarifa por todos os consumidores de cada área de concessão.

67. Adicionalmente, informa a CCEE que entre 1,5% e 2% dos casos são utilizados os dados de medição de retaguarda. Desse montante, em torno de 1% corresponde à manutenção preventiva do medidor (o restante é que corresponde à efetiva utilização como redundância típica). Está-se, portanto, a exigir uma redundância que é útil em apenas 0,5% a 1% dos casos. Falhas concomitantes do medidor principal e de retaguarda são registradas em torno de 2,5%.

68. A Tractebel, por seu turno, apresentou à ANEEL os seguintes dados:

PERÍODO: 10 anosPARQUE DE MEDIÇÃO: 244 medidores

CALIBRAÇÃO ESTIMADA: 765 medidores = 31% calibrações/anoERROS DETECTADOS ACIMA DE 0,2: 51 medidores = 2,09% erros de calibração/ano

DEFEITUOSOS: 35 medidores = 1,43% defeitos/ano3,52% falhas/ano

TRACTEBEL (ano 2002 a 2012)

=

Tabela 36 – Relatório de Falhas em SMF – Tractebel


217 Medidores em operação nas

Usinas

27 Medidores reserva

Quantidade de Medidores de Energia

Gráfico 50 – Parque de Medição – Tractebel


Gráfico 51 – Relatório de Falhas anuais em SMF – Tractebel

69. Os números demonstram a pouca utilidade dos medidores de retaguarda. Nas falhas concomitantes, nada havia ou há para fazer. Para a calibração dos medidores, é possível instalar um medidor de retaguarda temporariamente ou até substituir por outro já calibrado, sem que sejam necessários 2 medidores em cada conexão.

70. A utilização de dois medidores equivaleria à adoção de dois velocímetros em carros de passeio, com a diferença que o custo de cada velocímetro equivaleria de 10 a 15% do valor do veículo. Não parece razoável, considerando-se os fluxos de energia típicos dos sistemas de distribuição, manter o nível de exigência atual com a instalação de dois medidores.

Fl. 43 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 71. Importante destacar, também, que não há rotina automática para verificação de consistência entre os dados do medidor principal e os de retaguarda, recebidos pela CCEE. Mas ainda que houvesse, seria necessário que o agente de medição fosse acionado para proceder à calibração de ambos os medidores, pois somente após esse procedimento (se provável fosse sua realização tempestiva) seria possível definir quais dados estão mais próximos do real.

72. Desobrigando-se a instalação do medidor de retaguarda, entende-se recomendável manter a responsabilidade financeira pelo medidor principal de unidades consumidoras com a distribuidora. Isso porque a distribuidora já arca com esse custo atualmente e a desnecessidade de instalação do medidor de retaguarda representaria benefício direto ao consumidor que migra, mitigando os custos para participação no mercado livre. Importa ressaltar que isso não representa custo adicional para a distribuidora, uma vez que ela já arca com esse gasto atualmente quando da migração de um consumidor cativo.

73. Tal opção regulatória visa mitigar barreiras econômicas à migração e, consequentemente, ganho de escala, incremento da competição e aceleração do processo natural de redução dos preços.

74. Desobrigar a instalação do medidor de retaguarda mostra-se, pelos mesmos motivos, justificável aos geradores conectados às redes de distribuição e às DIT, mantendo-se tal custeio sob responsabilidade do gerador, uma vez tratar-se de investimento seu. O mesmo vale para a conexão entre distribuidoras. Assim, todos os usuários que celebrem CUSD para se conectar ao sistema elétrico seriam desobrigados de instalar o medidor de retaguarda. Evidentemente, se o acessante ainda quiser instalá-lo (por escolha sua), ainda poderia fazê-lo, mas não haveria a obrigação.

75. Na Consulta Pública, também se espera receber contribuições que auxiliem a ANEEL a analisar os ganhos e eventuais riscos dessa simplificação.

III.vii.ii. Medição unidirecional para Unidades Consumidoras

76. Atualmente, os Procedimentos de Rede já admitem às unidades consumidoras pertencentes aos subgrupos “A3a”, “A4” e “AS” instalarem apenas medição unidirecional (em 2 quadrantes) quando não há geração de energia elétrica. Nesse sentido, entende-se que tal faculdade deva ser estendida a todas unidades consumidoras (inclusive do grupo “B”) que instalarem SMF.

77. Considerando-se que usualmente os consumidores não possuem sistema de geração associado (e não injetam energia elétrica na rede), não se espera que dessa mudança emirja significativos benefícios em relação ao que é praticado atualmente, salvo pela pequena simplificação (e barateamento) do equipamento de medição.


III.vii.iii. Flexibilização da Classe de Exatidão dos Transformadores para Instrumentos e dos Medidores17

78. Atualmente, segundo estabelecido no submódulo 12.2 dos Procedimentos de Rede, temos os seguintes padrões cogentes:

Subgrupo Tarifário

Classe de Exatidão Fluxo

Medidor Medidor (serv. aux. inferior a 10MW) TI’s TI’s (serv. aux.) não há geração interna há geração interna

AS (inferior a 2,3 kV - subterrâneo)

A4 (2,3 a 25 kV)

A3a (30 a 44 kV)

C (0,5%) C (0,5%) 0,6% 0,6% unidirecional (2 quadrantes) bidirecional (4 quadrantes)

A3 (69 kV)

A2 (88 a 138 kV)

A1 (230 kV)

GERADORES

D (0,2%) C (0,5%) 0,3% 0,6% bidirecional (4 quadrantes)

Medição Qualidade D (0,2%) ------ ------ ------ ------

Tabela 37 – Padrão SMF – Procedimentos de Rede

17 Portaria Inmetro no 431, de 4 de dezembro de 2007: Classe “A” (2,0%), Classe “B” (1,0%), Classe “C” (0,5%), Classe “D” (0,2%).

Fl. 45 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 79. No PRODIST, para consumidores que não adquirem energia elétrica no ACL, temos os seguintes padrões:

Subgrupo Tarifário Classe de Exatidão

Medidor TP TC

Grupo “B” A (2,0%) ------ ------

Grupo “B” com TC A (2,0%) ------ 0,6

A3a, A4 B (1,0%) 0,6 0,6

A1, A2, A3 C (0,5%) 0,6 0,6

Medição Uso Temporário B (1,0%) 0,3 0,3

Levantamento Curva Carga B (1,0%) 0,6 0,6

Medição Qualidade (BT, MT, AT) B (1,0%) 0,3 0,3

Tabela 38 – Padrão Medição – Procedimentos de Distribuição

Fl. 46 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 80. Com o propósito de avaliar a repercussão financeira de eventuais flexibilizações dos requisitos de medidores, foram solicitadas estimativas da relação de custos a fabricantes de medidores. Como a pesquisa foi informal e expedita, apenas dois fabricantes (Landis+Gyr e ELO) tiveram oportunidade de se manifestar.

81. A Landys+Gyr apresentou o seguinte:

A (2%) B (1%) C (0,5%) D (0,2%)Variação de Preço

P1 P1 + 5% P1 P1 + 45% P1 P1 + 60% P1

CLASSE DE EXATIDÃOMEDIDOR com funcionalidades padrão SMF

Tabela 39 – Comparativo de Preço de Medidores por Classe de Exatidão – Landis+Gyr18

Unidirecional BidirecionalVariação de Preço

P2 P2 + 10% P2

FLUXO DE ENERGIA

Tabela 40 – Comparativo de Preço de Medidores por Fluxo da Energia – Landis+Gyr19

82. Tanto a pequena diferença entre as classes “A” e “B”, quanto as diferenças significativas obtidas para as classes “C” e “D”, foram justificadas pela Landis em razão do ganho de escala já atingido para os componentes eletrônicos próprios de cada classe (esclarecendo que apenas uma parte dos componentes eletrônicos é suscetível à simplificação e que ficam mantidas demais funcionalidades).

83. A ELO, por sua vez, informou que a mera alteração da classe de exatidão (“D” para “C” ou “C” para “B”), se mantidas as funcionalidades do medidor, implicaria uma redução de custo entre 2 e 3%.

18 Em outubro de 2013. 19 Em outubro de 2013.

Fl. 47 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 84. Possivelmente a diferença de perspectivas decorra das tecnologias empregadas por cada fabricante. Certo é que, estabelecidos os requisitos mínimos pelo regulador, o mercado (produtor/fabricantes) irá competir salutarmente e convergir para a redução de custos e preços (beneficiando-se das tecnologias e componentes mais disponíveis e, portanto, mais baratos), aumentando sua demanda e, consequentemente, seus lucros.

85. Nessa esteira, é importante que os requisitos sejam estabelecidos com absoluta equidade pelo regulador. Longa tem sido a “curva de aprendizagem” do regulador e do mercado, não mais cabendo, em prol de um conservadorismo pouco justificado tecnicamente, a adoção de requisitos excessivos que desconsideram o porte de cada agente e imputam ineficiência econômica ao país.

86. Logo, do mesmo modo que não se justifica obrigar a instalação de um medidor de retaguarda raramente utilizado, não é cabível exigir classe de exatidão exorbitante dos medidores, tendo em vista o baixo fluxo relativo de energia de usuários conectados em tensão de distribuição.

87. Quanto aos transformadores de instrumentos – TI’s, sondagens com fabricantes indicam que seus custos, na alta tensão, sofrem pouca influência em razão da classe de exatidão. Na média tensão, o custo de TC’s pode sofrer variação em função do modelo empregado. Nesse caso, fatores como a corrente de curto-circuito são determinantes, sendo que quanto maior a corrente, menor a redução do custo decorrente da redução da exatidão.

88. Assim, não parece haver uma oportunidade especial a ser aproveitada na simplificação dos TI’s.

89. Estabelecendo uma comparação entre o disposto pelos Procedimentos de Rede, PRODIST e a nova proposta, tem-se:


Subgrupo Tarifário

Classe de Exatidão

Medidor Medidor (serv. aux. inferior a 10MW) TI’s TI’s (serv. aux.)

P. Rede Prodist

ACR

Novo Prodist P. Rede

Prodist ACR

Novo Prodist

ACL & ACR

P. Rede Prodist

ACR

Novo Prodist

ACL & ACR

P. Rede Prodist

ACR

Novo Prodist

ACL & ACR ACL ACR

Grupo “B” ------ A (2,0%)

B (1,0%)

A (2,0%) ------ ------ ------ ------ 0,6% 1,2% ------ ------ ------

AS (inferior a 2,3 kV - subterrâneo) C (0,5%) ------ B (1,0%) C

(0,5%) ------ B (1,0%) 0,6% ------ 0,6% 0,6% ------ 1,2%

A4 (2,3 a 25 kV)

A3a (30 a 44 kV) C

(0,5%) B

(1,0%) B (1,0%) C (0,5%) ------ B

(1,0%) 0,6% 0,6% 0,6% 0,6% ------ 1,2%

A3 (69 kV)

A2 (88 a 138 kV)

A1 (230 kV)

D (0,2%)

C (0,5%) C (0,5%) C

(0,5%) ------ B (1,0%) 0,3% 0,6% 0,3% 0,6% ------ 1,2%

GERADORES (exceto micro e minigeradores participantes do sistema de compensação de energia elétrica)

D (0,2%) ------ C (0,5%) C

(0,5%) ------ B (1,0%) 0,3% ------ 0,3% 0,6% ------ 1,2%

Medição Uso Temporário ------ B (1,0%) B (1,0%) ------ ------ ------ ------ 0,3% 0,3% ------ ------ ------

Levantamento Curva Carga ------ B (1,0%) B (1,0%) ------ ------ ------ ------ 0,6% 0,6% ------ ------ ------


Subgrupo Tarifário

Classe de Exatidão

Medidor Medidor (serv. aux. inferior a 10MW) TI’s TI’s (serv. aux.)

P. Rede Prodist

ACR

Novo Prodist P. Rede

Prodist ACR

Novo Prodist

ACL & ACR

P. Rede Prodist

ACR

Novo Prodist

ACL & ACR

P. Rede Prodist

ACR

Novo Prodist

ACL & ACR ACL ACR

Medição Qualidade (BT, MT, AT) D (0,2%)

B (1,0%) B (1,0%) ------ ------ ------ ------ 0,3% 0,3% ------ ------ ------

Tabela 41 – Comparativo P.REDE, PRODIST e PROPOSTA – Classes de Exatidão

90. Os micro e minigeradores participantes do sistema de compensação de energia elétrica (abrangidos pela Resolução Normativa no 482/2012) recebem tratamento equivalente ao das demais unidades consumidoras e, portanto, seus medidores atendem à mesma classe de exatidão, com a diferença que são bidirecionais. No Módulo 3 do PRODIST vigente há uma seção específica para esses agentes.

91. A redução da exatidão para os consumidores e para os geradores, em relação ao que é praticado hoje, não implicará diferença significativa considerando o montante reduzido de energia desses agentes. A melhor exatidão justifica-se para cargas e geradores de maior porte, mostrando-se exorbitantes para os conectados na distribuição e em DIT.

92. Especificamente para unidades consumidoras do grupo “B”, submete-se a proposta de diferenciar a classe de exatidão entre o ACR e o ACL. Para o SMF, ficaria estabelecida a mesma classe de exatidão atinente ao “AS”, “A4” e “A3a”. Para a medição de unidades consumidoras cativas, manter-se-ia a exigência atualmente em vigor.

93. Apesar disso, os dados de que dispõe a ANEEL apontam para uma insignificância entre os custos de medidores eletrônicos das classes de exatidão A (2,0%) e B (1,0%). Desse modo, almeja-se receber contribuições atinentes à possibilidade de se estabelecer também, para os novos medidores eletrônicos instalados em unidades consumidoras cativas do grupo “B”, a mesma classe de exatidão do ACL (classe B = 1%). Merece esclarecer, contudo, que uma possível padronização da classe de exatidão entre ACR e ACL não significa que as funcionalidades inerentes ao SMF (como a comunicação) seriam exigíveis nos demais casos.

Fl. 50 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 94. Assim, sugere-se a adoção dos seguintes padrões para o PRODIST:

Subgrupo Tarifário


Medidor Medidor (serv. aux. inferior a 10MW) TI’s TI’s (serv. aux.) sem geração com geração

ACL ACR

Grupo “B” B (1,0%)

A (2,0%) ------ 1,2% (quando

aplicável) ------ unidirecional (2 quadrantes) bidirecional (4 quadrantes)

Mini e Microgeração participante do sistema de compensação de energia elétrica

especificação equivalente à unidade consumidora do mesmo nível de tensão


A4 (2,3 a 25 kV)

A3a (30 a 44 kV)

B (1,0%) B (1,0%) 0,6% 1,2% unidirecional (2 quadrantes) bidirecional (4 quadrantes)

A3 (69 kV)

A2 (88 a 138 kV)

A1 (230 kV)

C (0,5%) B (1,0%) 0,3% 1,2% unidirecional (2 quadrantes) bidirecional (4 quadrantes)


C (0,5%) B (1,0%) 0,3% 1,2% bidirecional (4 quadrantes)

Medição Uso Temporário

Medição Qualidade (BT, MT, AT) B (1,0%) ------ 0,3% ------ ------


Subgrupo Tarifário


Medidor Medidor (serv. aux. inferior a 10MW) TI’s TI’s (serv. aux.) sem geração com geração

ACL ACR

Levantamento Curva Carga B (1,0%) ------ 0,6% ------ ------

Tabela 42 – Novo Padrão de Medição Proposto na Distribuição – ACR e ACL – Procedimentos de Distribuição

III.vii.iv. Estabelecimento da “Disponibilização de Canal de Comunicação” como Serviço Cobrável pelas Distribuidoras

95. Conforme já anotado no parágrafo 50, não mais há canal de comunicação que não seja compartilhado com a distribuidora. Aliás, como agentes de medição, as distribuidoras estão incumbidas da disponibilidade dessa estrutura, sob pena de penalização no âmbito da CCEE. Como os dados de medição são tão indispensáveis à CCEE (onde se procede à contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo) quanto às distribuidoras (que minimamente faturam o uso da rede, em termos da grandeza de potência), é evidente a inviabilidade econômica de haver (incentivar ou ainda obrigar) mais de um canal de comunicação para fins tão comuns.

96. Na esteira dessa racionalidade econômica, bem como se antecipando a demandas urgentes que possam surgir com eventuais flexibilizações dos limites para migração ao ACL, deve a ANEEL planejar uma trajetória regulatória que permita simplificar e padronizar algo que, tecnicamente, usualmente se mostra complexo.

97. Além de edificar uma solução viável (e uniforme) para todo o grupo “A” e grupo “B”, deve-se ainda ponderar: (i) o imenso potencial para múltipla utilização de um mesmo canal de comunicação (ou de uma solução integrada para comunicação em um condomínio residencial ou comercial); (ii) a possibilidade de soluções incrementais, em que cada novo atendimento possa ser implementado a partir de pequeno incremento à estrutura de comunicação pré-existente (com custos marginais ao invés integrais); (iii) a solução que emerge das características supracitadas assemelha-se àquelas próprias de um monopólio natural; (iv) o comportamento das distribuidoras pode assemelhar-se à conduta típica de monopolistas, mas tão somente até o limite em que “seu preço” passa a admitir concorrência por potenciais prestadores diretos dos serviços de comunicação existentes no mercado (entre seu custo marginal e o custo para implementação de uma solução técnica autônoma); e (v) as distribuidoras são os agentes de medição das unidades consumidoras (e responsáveis pela comunicação).

Fl. 52 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 98. De outro lado, os dados apurados (item III.vi) demonstram que já há considerável amadurecimento do mercado quanto às tecnologias empregadas. A comunicação via GPRS responde por quase 40% do total. Somada ao ADSL20 e satélite, tem-se 66%. Em tese, são as tecnologias que, utilizadas isoladamente, dispensam grande customização. Em outras palavras, assemelham-se a “produtos de prateleira”.

99. Quanto aos custos, apesar de alguma disparidade entre os custos iniciais com a instalação da infraestrutura, os custos mensais são bastante uniformes, sendo bastante intuitivo aventar a possibilidade futura de estabelecê-los mediante a homologação pela ANEEL de único valor. Evidentemente, com sinais regulatórios que induzam eficiência econômica, tanto quanto robustez na infraestrutura de comunicação a ser estabelecida pelas distribuidoras.

100. Atualmente, as distribuidoras estão obrigadas a contratar (ou indicam a contratação e o pagamento direto) os prestadores dos serviços de comunicação, para então repassar os respectivos custos por meio do Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição - CCD e da fatura.

101. Na circunstância presente, almeja-se que as distribuidoras permaneçam obrigadas a prover a prestação dos serviços de comunicação (diretamente ou contratando terceiros) para consumidores, devendo adicionalmente oferecer esse serviço a geradores (que assim desejem). Para tanto, pretende-se estabelecer a homologação dos custos mensais (serviços de comunicação) como SERVIÇOS COBRÁVEIS21.

102. Inicialmente, tanto a instalação da infraestrutura quanto os custos mensais para comunicação poderiam ser objeto de orçamento específico. Tanto uma rubrica quanto outra deverá ser contabilizada separadamente.

103. A rubrica atinente aos investimentos iniciais, seu controle se prestará: (i) à fiscalização das obrigações especiais que comporão a base de ativos; e (ii) ao eventual estabelecimento futuro de critérios que induzam eficiência econômica e robustez na infraestrutura de comunicação.

104. A rubrica atinente aos custos mensais para comunicação, seu controle de prestará: (i) ao monitoramento da evolução das tecnologias disponíveis no mercado e seus preços; (ii) à avaliação das condições gerais e perspectivas de mercado, bem como eventual necessidade de induzir regulatoriamente uma alteração de rumo; e (iii) ao estabelecimento de um valor homologado, único para cada concessão independentemente da tecnologia utilizada (valor único cobrável pela prestação do serviço de comunicação remota pela distribuidora, a exemplo do que ocorre com a ligação de urgência).

20 Asymmetric Digital Subscriber Line. 21 Resolução Normativa no 414/2010 (para os consumidores).

Fl. 53 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 105. Com a homologação do valor atinente à comunicação, virão: (i) sinais regulatórios que induzam comportamentos eficientes das distribuidoras; (ii) sinais regulatórios que induzam a competição entre as tecnologias de comunicação e seus prestadores contratados; (iii) a isonomia de condições entre todos os consumidores de uma mesma concessão, que migrem para o ACL (notadamente mais sensível quanto menor for a unidade de consumo).

106. Adicionalmente, facultar aos geradores que contratem a distribuidora local para a prestação desse SERVIÇO COBRÁVEL também para centrais geradoras.

III.vii.v. O Incentivo à Competição e à Heterogeneidade dos Parques de Medição

107. Partindo-se dos dados obtidos junto à CCEE (Gráfico 1), é possível estratificar o parque nacional de medição (SMF) conforme a relevância (acima de 100 medidores cadastrados na CCEE, o que corresponde a 43% dos agentes de distribuição) e a heterogeneidade do parque de medição (é inequivocamente homogêneo quando possuir 90% ou mais de um mesmo fabricante).


1 AES SUL 238 94% 14 6% 252 2,34%2 COELBA 524 100% 524 4,87%3 COSERN 126 100% 126 1,17%4 CPFL PAULISTA 1156 97% 14 1% 16 1% 1186 11,03%5 CPFL PIRATINGA 520 92% 48 8% 568 5,28%6 ELEKTRO 760 100% 760 7,07%7 RGE 564 96% 22 4% 586 5,45%1 AMPLA 48 24% 148 76% 196 1,82%2 BANDEIRANTE 176 31% 68 12% 260 46% 58 10% 562 5,23%3 CEEE DISTRIBUIÇÃO 2 1% 66 38% 108 61% 176 1,64%4 CELESC DISTRIBUIÇÃO 54 9% 346 60% 78 13% 102 18% 580 5,39%5 CELG 114 71% 46 29% 160 1,49%6 CELPE 172 41% 39 9% 41 10% 170 40% 422 3,92%7 CEMAR 6 5% 63 48% 63 48% 132 1,23%8 CEMAT 144 53% 128 47% 272 2,53%9 CEMIG 638 60% 430 40% 1068 9,93%

10 COELCE 197 74% 3 1% 68 25% 268 2,49%11 COPEL DISTRIBUIÇÃO 14 3% 360 79% 84 18% 458 4,26%12 ELETROPAULO 222 14% 1362 86% 1584 14,73%13 ENERGISA PB 31 27% 83 73% 114 1,06%14 ENERSUL 58 46% 68 54% 126 1,17%15 ESCELSA 136 85% 24 15% 160 1,49%16 LIGHT 200 42% 66 14% 208 44% 474 4,41%

HETE

ROG

ÊNEO

Total geralDistribuidora

37%

63%

Electro Industries

ZIVParque de Medição

HOMO

GÊNE

O

ELOITRON (Actaris,

Schlumberger)Landis + Gyr (ESB)

Schneider Electric

Tabela 43 – Panorama dos Parques Relevantes de Medição Homogêneos e Heterogêneos22

108. Veja-se, agora, os custos associados ao panorama acima:

22 Os dados contemplam a totalidade do parque de medição, incluindo os medidores de fronteira.


AnoMEDIDORES (média R$) 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Tendência LinearMEDIDORES parque homogêneo (média R$) R$ 55.558 R$ 28.817 R$ 941 R$ 33.334 R$ 64.840 R$ 37.916 R$ 37.182 R$ 26.875 R$ 18.658 R$ 14.731 R$ 11.587 y = -2396,6x + 44420MEDIDORES parque heterogêneo (média R$) R$ 40.530 R$ 63.792 R$ 14.810 R$ 47.050 R$ 50.412 R$ 30.687 R$ 31.519 R$ 12.862 R$ 17.171 R$ 14.690 R$ 8.617 y = -3965,1x + 53985

CUSTO DE MEDIDORES (valores atualizados)

Tabela 44 – Comparativo (absoluto) de Custos de Medidores (P+R) atualizados – Parques Homogêneos e Heterogêneos

MEDIDORES parque homogêneoMEDIDORES parque heterogêneo

R$ 0

R$ 10.000

R$ 20.000

R$ 30.000

R$ 40.000

R$ 50.000

R$ 60.000

R$ 70.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MEDIDORES

Gráfico 52 – Comparativo (absoluto) de Custos de Medidores (P+R) atualizados – Parques Homogêneos e Heterogêneos

109. Se é perceptível a diferenciação entre os custos dos parques homogêneos e heterogêneos, de outro lado, não se traz à evidência ser relevante.

Fl. 56 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 110. A tendência de queda apresentada por ambos possivelmente decorre de: (i) natural ganho de escala, seja por parte do fabricante (reduz custo), seja dos compradores (devido ao porte das aquisições); (ii) concorrência entre fabricantes, especialmente nos parques heterogêneos; e (iii) convergência de preços entre parques homogêneos e heterogêneos.

111. Todavia, como não há (ainda) um mecanismo regulatório que limite o repasse às tarifas (dos medidores adquiridos pelas distribuidoras), é possível inferir que a convergência de preços supracitada seja recíproca, ou seja, a concorrência patrocinada pelos parques heterogêneos reduz os preços, mas os homogêneos exercem incentivos contrários (menos intensos, até em razão da inferioridade quantitativa).

112. Nessa esteira, parece excepcionalmente recomendável que a nenhuma distribuidora seja admitido negar a utilização de medidor que atenda aos requisitos em vigor (normas setoriais e metrológicas, inclusive a NBR 14522), incentivando a concorrência e mitigando a barreira à entrada de novos fabricantes. Desse modo, todo acessante (geradores e distribuidoras) estaria livre para escolher o medidor que comporá o seu SMF. Quanto às unidades consumidoras, uma vez que o medidor principal seria custeado pela distribuidora acessada, tal medida apenas teria efeito quando da opção do consumidor pela instalação do medidor de retaguarda.

113. A seguir, apresenta-se o comportamento dos preços dos medidores, por fabricante. Aparentemente, nenhum fabricante passou incólume aos efeitos da concorrência, o que não significa dizer que seus lucros tenham se reduzido (pelo ganho de escala), mas certamente sua margem.

114. Nessa linha, é importante destacar que o incentivo à concorrência pretende dar dinamismo e competitividade a um mercado que, potencialmente, pode vir a abranger todas as unidades consumidoras do país. Portanto, cabe à ANEEL criar os incentivos adequados à necessidade de expansão desse mercado, ganhando a sociedade brasileira.


Gráfico 53 – Trajetória dos Custos de Medidores (P+R) atualizados – Por Fabricante


ELO

ITRON (Actaris)

Landis & Gyr (ESB)

Schneider Electric

y = -2461,9x + 44409 y = -3687,5x + 56298 y = -2607,1x + 37208 y = -6466,2x + 82455 y = -3565,1x + 52306

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MEDIDORES (tendência linear - por Fabricante)

ELO ITRON Landis & Gyr Schneider Electric Média Geral

Gráfico 54 – Tendência Linear dos Custos de Medidores (P+R) atualizados – Por Fabricante


III.vii.vi. Sincronismo por GPS

115. Os dados obtidos pela ANEEL quanto ao sincronismo do relógio dos medidores do SMF, conforme se pode verificar nas tabelas e gráficos seguintes, não admitem quaisquer dúvidas quanto à opção majoritária pelo sincronismo via central de aquisição remota.

GPS local 16 6 1 7 86 5 6 11Outra 5 3 5 3 13 4 5Unidade central de medição 52 13 3 32 92 3 19 47Total geral 73 22 9 42 191 8 29 63

SINCRONISMO DO RELÓGIO DO MEDIDOR - POR TECNOLOGIA

ADSLADSL + FIBRA

ADSL + GPRS

FIBRA ÓTICA

GPRSGPRS + FIBRA

RÁDIO SATÉLITE

Tabela 45 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores

Unidade central de medição

GPS local

0%

50%

100%

ADSL ADSL + FIBRA ÓTICA

ADSL + GPRS FIBRA ÓTICA GPRS GPRS + FIBRA ÓTICA

RÁDIO SATÉLITE

COMPARATIVO DO SINCRONISMO DO RELÓGIO DO MEDIDOR - POR TECNOLOGIA

Gráfico 55 – Comparativo (relativo) entre Tecnologias de Sincronismo dos Medidores – Por Tecnologia de Comunicação


GPS local 108 60 173Outra 25 16 44Unidade central de medição 198 89 299Total geral 331 165 516

SINCRONISMO DO RELÓGIO DO MEDIDOR - POR CONTRATADO



Total Geral

Tabela 46 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores



Total Geral

2516 44

108

60

173198

89

299

SINCRONISMO DO RELÓGIO DO MEDIDOR - POR CONTRATADO

Outra GPS local Unidade central de medição

Gráfico 56 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores

Fl. 61 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 116. Muito embora os Procedimentos de Rede estabelecessem, até então, a obrigatoriedade de o sincronismo ser provido por GPS23, em 2 de agosto de 2011 foi expedido o Despacho no 3.134, a fim de: (i) autorizar o ONS a aprovar o projeto de sistema de medição para faturamento composto por medidor que permita o sincronismo de seu relógio/calendário interno (...) por GPS local ou por central de aquisição remota; (ii) determinar que cada registro faltante, em duplicidade ou com defasagem de sincronismo, fora dos limites atualmente empregados por CCEE e ONS, seja tratado como dado faltante (...); (iii) determinar que ONS e CCEE encaminhem à ANEEL, proposta de especificação de GPS local, de roteador de rede, e de margem de tolerância de defasagem de sincronismo para análise da ANEEL e proposição de alteração do Módulo 12 dos Procedimentos de Rede, a ser submetida à Audiência Pública; (iv) determinar que a CCEE realize consulta aos fabricantes de medidores para faturamento, quanto ao atendimento de seus modelos às especificações técnicas vigentes no Módulo 12 e informe à ANEEL, em prazo de 60 dias, os modelos de medidor, e respectivos fabricantes, que atendem à regulamentação vigente.

117. Conforme informado pela CCEE, durante o processo de coleta de dados de 1o a 17 de outubro de 2013, foi apurado o seguinte cenário:

(%)acumulado

(%)

inferior ou igual a 1 minuto 72,64 72,6superior a 1 e inferior ou igual a 2 minutos 10,24 82,9superior a 2 e inferior ou igual a 3 minutos 4,66 87,5superior a 3 e inferior ou igual a 4 minutos 2,58 90,1superior a 4 e inferior ou igual a 5 minutos 1,78 91,9superior a 5 e inferior ou igual a 6 minutos 1,56 93,5superior a 6 e inferior ou igual a 7 minutos 1,13 94,6superior a 7 e inferior ou igual a 8 minutos 0,59 95,2superior a 8 e inferior ou igual a 9 minutos 0,46 95,6superior a 9 e inferior ou igual a 10 minutos 0,30 95,9superior a 10 e inferior ou igual a 60 minutos 3,12 99,1superior a 60 e inferior ou igual a 1440 minutos 0,84 99,9superior a 1440 minutos 0,09 100,0

Diferença do relógio (ref. CCEE - GMT-3)

Quantidade de Agentes(com coleta direta)

Tabela 47 – Falhas de Sincronismo – Dados da CCEE para agentes com coleta direta

23 Global Positioning System.

Fl. 62 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 118. Portanto, é possível inferir que a obtenção do sincronismo majoritariamente por meio de central de aquisição remota não tem ocasionado distorções nos dados de medição, apesar dos receios de outrora.

119. Destarte, sugere-se a liberalização da tecnologia utilizada para sincronização do relógio dos medidores, observando-se: (i) a manutenção dos dados medidos, mesmo que identificada defasagem pela CCEE; (ii) a possibilidade de o agente propor o ajuste de sua medição, conforme critérios estabelecidos; (iii) isenção de penalidade por diferenças iguais ou inferiores a 5 minutos; (iv) imposição de penalização por diferenças superiores a 5 minutos, apurada mediante a aplicação de um valor monetário fixo para cada minuto que supere a referência (CCEE – GMT-3); e (v) a fiscalização deve se dar por meio de inspeção lógica, o que garantirá condição isonômica entre todos os agentes, que serão igualmente fiscalizados.

III.vii.vii. Calibração de Medidores e a Manutenção Preditiva/Corretiva

120. Conforme estabelecido pela Portaria Inmetro no 602, de 2012, os lotes de medidores eletrônicos de energia elétrica devem ser verificados (todos os medidores da amostra) após 8 anos de serviço e com periodicidade de 5 anos, pelo Inmetro. Considerando que a vida útil desses equipamentos, reconhecida pela ANEEL24 para fins tarifários, é de 13 anos, possivelmente a segunda verificação e seguintes estão condicionadas à opção da distribuidora quanto à estratégia para reposição desses equipamentos.

121. Posto isso, não se mostra razoável instituir um procedimento de calibração compulsório (adicional à verificação que já prevê a legislação metrológica) no âmbito da distribuição, muito menos com prazos inferiores (como estabelecido pelos Procedimentos de Rede).

122. Adicionalmente, cada distribuidora pode desenvolver (se já não o tem) um padrão e uma rotina de manutenção preditiva/corretiva baseados em: (i) indicação de estado da bateria; (ii) falha persistente de comunicação; (iii) indicações de falhas ou alarmes originados no medidor; (iv) data da última alteração no medidor; (v) rotinas de consistência com o histórico comercial etc.

III.vii.viii. O Padrão aplicado ao SMF e a Comercialização no ACL por Unidades Consumidoras em Baixa Tensão

123. Com o advento da Resolução Normativa no 570 em 23 de julho de 2013, estabelecendo requisitos e procedimentos atinentes à comercialização varejista no Sistema Interligado Nacional - SIN, novas fronteiras despontaram para a comercialização no Ambiente de Comercialização Livre - ACL.

24 Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa no 367, de 2009.

Fl. 63 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 124. Com o firme propósito de eliminar barreiras à migração de consumidores (que assim o desejem), foi edificada uma solução regulatória/comercial que permite a comercialização de energia elétrica no ACL sem que haja a obrigação de o consumidor (e também pequenos geradores) tornar-se associado da CCEE ou conhecer todas as normas que regem a comercialização. Aliás, a norma foi concebida com especial foco em consumidores especiais, mas também vislumbrando eventual flexibilização dos critérios legais para migração.

125. Uma detida análise da redação empregada na disposição regulamentar e no contrato (de adesão) para comercialização varejista revela a “portabilidade” da solução para os diversos segmentos de consumo.

126. Outros dados relevantes para este tópico emergem de pesquisa realizada pela ANEEL entre os dias 17 de junho e 1o de agosto de 2013, em seu sítio eletrônico, a fim de mensurar a percepção dos consumidores sobre as tarifas de energia elétrica.

Fl. 64 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 127. Aos consumidores titulares de unidades consumidoras do grupo “B”, tivemos a seguinte amostragem:

Gráfico 57 – Amostra de Unidades Consumidoras do Grupo “B” – Pesquisa de Percepção sobre Tarifa

Fl. 65 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 128. A seguir, colacionam-se alguns dos resultados obtidos para esse universo de consumo, bastante elucidativos quanto à disposição e anseios dos consumidores para novas formas de aquisição da energia elétrica, modalidades mais diversificadas de cobrança, mais aderentes a suas necessidades.

Gráfico 58 – Questionamento sobre Opções de Compra de Energia Elétrica

129. Apenas 2% declarou não haver interesse em decidir pela escolha da fonte de energia elétrica.


Gráfico 59 – Questionamento sobre Opções Tarifárias

130. Em resposta acerca da opção por mudanças na forma de cobrança pela energia elétrica consumida, somente 25% afirmou negativamente, sendo que desses apenas 17% afirmam não conseguir mudar de hábitos para responder a sinais econômicos.

131. Portanto, cientes dessas disposições, há de se esclarecer que cabe ao Poder Concedente avaliar a pertinência técnica e política de proceder à flexibilização dos limites para migração, restando à ANEEL, contudo, romper desde logo com as barreiras que inviabilizariam tal decisão governamental.

Fl. 67 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 132. Com a entrada em vigor da Comercialização Varejista, são as questões atinentes aos requisitos de medição que clamam respostas. Não por outra razão deve a ANEEL proceder à avaliação da simplificação do SMF em todos os segmentos de consumo no âmbito da distribuição, incluídas aí as unidades consumidoras do grupo “B” (vide item III.vii.iii).

III.vii.ix. Aprovação dos Projetos e dos Relatórios de Comissionamento do SMF

133. Atualmente, a aprovação de projetos e relatórios de comissionamento do SMF incumbe ao ONS. Parece evidente que tais atividades não são próprias de seu mister, tampouco guardam relação com a administração dos impactos na rede básica.

134. Dessa forma, tais atribuições devem ser realizadas pelas distribuidoras, cabendo-lhes ainda observar as normas já em vigor quando houver algum impacto na Rede Básica.

III.vii.x. Obras Civis e Adequações de instalações associadas ao SMF

135. Neste tópico, a avaliação se aproxima daquela atinente à DISPONIBILIZAÇÃO DE CANAL DE COMUNICAÇÃO, salvo por uma característica determinante: sua realização pela distribuidora local não redunda em ganhos de eficiência decorrentes de estrutura pré-existente. Ou seja, novas soluções jamais serão mais baratas em razão de sua implementação derivar de mera aplicação incremental. Cada solução é autônoma.

136. Apesar disso, a contratação desses serviços junto à distribuidora local pode representar ganhos de outra ordem. Enumera-se: (i) inerente ganho de escala na contratação de serviços por distribuidoras, acirrando a concorrência e reduzindo preços, o que dificilmente pode ser obtido por meio de contratações isoladas; (ii) os eventuais desligamentos programados da rede de distribuição são passíveis de melhor concatenação com os serviços internos em unidades consumidoras, reduzindo os tempos de desligamento e, consequentemente, redução dos prejuízos decorrentes e incremento de bem estar; e (iii) induz equilíbrio ao mercado, uma vez que já apresenta uma solução de oferta ao atendimento dos prováveis picos de demanda (adequação do SMF), evitando-se incorrer em reserva de mercado, ganhos exorbitantes dos prestadores de serviços e até o “desabastecimento” dos serviços requeridos.

137. Recentemente, foi aprovada pela ANEEL a Resolução Normativa no 581 (11/10/2013), estabelecendo os procedimentos e as condições para a prestação de ATIVIDADES ACESSÓRIAS pelas distribuidoras. A ATIVIDADE ACESSÓRIA COMPLEMENTAR, conforme a norma, trata de atividade não-regulada cuja prestação está relacionada com a fruição do serviço público de distribuição de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora como por terceiros.

Fl. 68 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 138. Nesse diapasão, importante destacar que, diversamente dos SERVIÇOS COBRÁVEIS (Resolução Normativa no 414/2010), a prestação de ATIVIDADE ACESSÓRIA COMPLEMENTAR não é compulsória, cabendo a cada distribuidora optar ou não por sua realização.

139. Adicionalmente, deve-se considerar que: (i) não há ganhos decorrentes da múltipla utilização de infraestrutura existente e de implementação de soluções mediante aplicações incrementais (como referido no parágrafo 136); (ii) em razão do item (i), as distribuidoras concorrem livremente e em igualdade com demais prestadores, uma vez que seus preços não excursionam ente um custo marginal e os preços de mercado para soluções técnicas autônomas; (iii) a atividade é tipicamente executada por empreiteiras contratadas, do que se infere que qualquer tentativa de uma distribuidora praticar preços abusivos a sujeitaria à “canibalização” desse mercado por seus próprios prestadores; e (iv) dependendo da localização geográfica, talvez nem à distribuidora local seja capaz de prover os serviços requeridos.

140. Portanto, diferentemente da DISPONIBILIZAÇÃO DE CANAL DE COMUNICAÇÃO em que o enquadramento mais adequado se mostra como SERVIÇOS COBRÁVEIS (obrigatório), no presente caso tem-se na ATIVIDADE ACESSÓRIA COMPLEMENTAR (itens 3, 4, 6 e 7 da alínea “a” do inciso II do art. 3o) a melhor opção.

141. Voltando-se a análise dessa opção ao que dispõe a Resolução Normativa no 581/2013, encontra-se uma restrição objetiva estabelecida no parágrafo único do art. 21, a saber, (...) o oferecimento e a prestação das atividades previstas nos itens 3, 4, 5 e 8 da alínea “a” do inciso II do art. 3º, condicionam-se à publicação de resolução específica acerca das responsabilidades, prazos e condições para a aprovação prévia de projetos.

142. Indo ao âmago da restrição, a norma condiciona à edição de nova disciplina regulamentar (atinente à aprovação prévia de projetos) os seguintes serviços: (i) subestações de energia elétrica; (ii) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (iii) bancos de capacitores; e (iv) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída.

143. Se a pretensão era garantir que não se vissem os consumidores compelidos à aceitação indiscriminada de serviços, seu condicionamento abusivo e discriminatório, tal pretensão já se encontra plenamente albergada em outras disposições:

Art. 2o Para os fins e efeitos desta Resolução são adotadas as seguintes definições: I - atividade acessória: atividade de natureza econômica acessória ao objeto do Contrato de Concessão ou Permissão, exercida pela distribuidora por sua conta e risco, podendo ser: (...) b) complementar: caracterizada como atividade não-regulada, cuja prestação está relacionada com a fruição do serviço público de distribuição de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora como por terceiros, observando-se a legislação de defesa do consumidor e a legislação de defesa da concorrência.


Art. 14. É vedado à distribuidora conceder tratamento diferenciado ou preferencial, vantagens ou descontos na prestação do serviço objeto de seu Contrato de Concessão ou Permissão, distinguindo os demais consumidores daqueles que optarem pelos serviços ou produtos de que trata esta Resolução.

144. De outro lado, sujeitar a APROVAÇÃO PRÉVIA DE PROJETOS (quando existente) a requisitos e condicionantes regulamentares simplesmente interfere demasiadamente naquilo que, até então, fazia parte da estratégia de gestão técnica de cada distribuidora, em que é levada em conta a mais diversa gama de realidades que um país com nossas dimensões é capaz de produzir. Prazos para ligação já estão estabelecidos em resolução normativa (e mesmo esses admitem flexibilidade). Não há qualquer razão para que se estabeleça “prazos internos”. Ademais, quanto mais adentra a regulação na estratégia comercial e técnica dos serviços de distribuição, tanto mais se aproxima da “regulação pelo custo” (afastando-se da regulação por incentivos, da assunção dos riscos de mercado pela distribuidora).

145. Portanto, a se perpetuar tal restrição, estaria a ANEEL simplesmente aquiescendo à existência de uma falha potencial de mercado. É notório que o mercado nacional não é uniforme, que eventuais picos de demanda (adequação de SMF decorrente de eventual flexibilização dos requisitos para migração) não encontrarão soluções de oferta compatíveis e que redundarão em preços exorbitantes e até seu desabastecimento.

146. Tanto quanto a adequação do SMF, todos os demais serviços cuja prestação encontra-se também sobrestada pela mesma disposição regulamentar já (como sempre encontraram) reproduzem um cenário absolutamente desfavorável aos seus destinatários, os consumidores. Há rincões desse país em que alguns desses serviços sequer são cogitados. Deixar o regulador de incentivar o uso da infraestrutura de serviço mais universalizada do país para corrigir tal falha é, além de prestigioso, um enorme equívoco.

147. Destarte, para esse tópico, a solução que se apresenta é a revogação integral do parágrafo único do art. 21 da Resolução Normativa no 581/2013.

III.vii.xi. Dos Serviços Auxiliares e No-Breaks

148. Outra possibilidade de simplificação, além das anteriores, seria a supressão de alimentação auxiliar dos medidores e de sistemas de no-break para unidades consumidoras em média (em que seriam alimentados pelos TP’s) e baixa-tensão. Àqueles em alta tensão, tais equipamentos são inerentes às instalações.

149. Considerando que: (i) os medidores possuem baterias ou elementos capacitivos capazes de manter seu regular funcionamento em casos de falta de tensão; e (ii) equipamentos de comunicação reiniciarão com o retorno da tensão (e muitas vezes o mesmo ocorre mesmo havendo no-break); a possibilidade de

Fl. 70 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 supressão dos serviços auxiliares e no-breaks para unidades consumidoras MT e BT deve também ser submetida à consulta pública, a fim de que outros possam trazer suas experiências e realidades.

III.vii.xii. Critérios para Estimar ou Arbitrar Perdas Elétricas em Redes na Distribuição

150. Por fim, outro tópico cotidianamente apresentado à ANEEL trata das solicitações para instalação do SMF em locais não coincidentes com o ponto de conexão, por geradores e consumidores. Nesse sentido, é importante notar que já são admitidas as instalações em que o SMF é instalado nos secundários dos transformadores.

151. É sabido, também, que: (i) os custos inerentes à instalação de SMF no ponto de conexão (de linhas de interesse restrito) podem ultrapassar (em muito) os da própria perda elétrica; e (ii) há suscetibilidade a furtos e vandalismo.

152. Todavia, ainda não há mecanismos consagrados de estimativa de perdas em linhas que possam ser utilizados para compensar as perdas técnicas entre o ponto de conexão e o local de instalação do SMF, a exemplo do que ocorre quando da instalação do SMF no secundário de transformadores. Assim, para prosperar a ideia aqui proposta, é preciso estudar quais algoritmos de compensação poderiam ser utilizados. Esses poderiam ser utilizados sempre que restasse comprovado que a instalação do SMF exatamente no ponto de conexão gerasse um custo superior ao das perdas técnicas no ramal de ligação do acessante. Evidentemente, outras ideias podem surgir nessa Consulta.

153. Assim, pretende a ANEEL receber proposições acerca de como melhor tratar (estimar por algoritmos ou arbitrar pelo máximo) eventuais perdas elétricas decorrentes da instalação do SMF nas condições aqui descritas, de forma que se possa avaliar sua plausibilidade, riscos e vantagens.


IV. DOS FUNDAMENTOS

154. A presente proposta está consubstanciada no disposto em: Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996; Decreto no 5.177, de 12 de agosto de 2004 (art. 2o IV e §1o I); Decreto no 5.163, de 30 de julho de 2004 (art. 58); Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997 (anexo: art. 4o IV + art. 6o XVI + art. 12 I e II); Nota Técnica no 72/2011-SRT-SEM/ANEEL, de 4 de julho de 2011; ANEEL DG: Despacho no 3.134, de 2 de agosto de 2011; Portaria Inmetro no 602, de 9 de novembro de 2012; Portaria Inmetro no 431, de 4 de dezembro de 2007; ABNT: NBR 14.519 2o ed., de 25 de novembro de 2011; ABNT: NBR 6.855 2o ed., de 13 de abril de 2009; ABNT: NBR 14.522 2o ed., de 28 de abril de 2008; ABNT: NBR 6.856, de abril de 1992; Manual do Usuário, SAGA 1000 (Landis+Gyr); Manual do Usuário, SAGA 2000 (Landis+Gyr); Manual do Usuário, ELO 2180 (ELO Sistemas Eletrônicos S.A.); Manual do Usuário, ELO 2183 (ELO Sistemas Eletrônicos S.A.); Guia do Usuário, ION 8600 (Schneider Electric); e Guia do Usuário, ION 7550/7650 (Schneider Electric).

Fl. 72 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 VI. DA CONCLUSÃO25

155. Preliminarmente, é imprescindível destacar que o estudo realizado e materializado por meio da presente Nota Técnica, apesar da extensão, profundidade e verificações de consistência, tem por inerente a imprecisão que acomete qualquer estudo baseado em informações declaradas espontaneamente.

156. Por outro lado, sendo absolutamente inviável o estabelecimento de conluio minimamente eficiente dentro de um universo tão amplo de consumidores, é admissível anotar que eventuais influências espúrias não seriam capazes de induzir conclusões absolutamente diversas das reais.

157. Posto isso, relaciona-se o apanhado dos principais apontamentos: constatou-se a tendência de redução dos custos inerentes à adequação do SMF, inclusive de medidores; os custos para adequação de instalações conectadas a partir de 69 kV (níveis de tensão típicos de consumidores livres, com perfil de

consumo e capacidade econômico-financeira mais significativos entre aqueles localizados na distribuição) não são pequenos; os custos para adequação de instalações conectadas em tensão inferior a 69 kV (níveis de tensão típicos de consumidores especiais,

com perfil de consumo e capacidade econômico-financeira de menor relevância entre aqueles localizados na distribuição) não são insignificantes e ainda representam uma barreira econômica à migração;

para instalações conectadas em tensão inferior a 69 kV, constatou-se um “acoplamento” entre os custos com medidores e o custo total; a comunicação via GPRS responde por quase 40% do total. Somada ao ADSL e satélite, tem-se 66%; a utilização dos medidores de retaguarda é insignificante. No mais, para falhas concomitantes, nada havia ou há para fazer. Para a

calibração dos medidores, é possível instalar um medidor de retaguarda temporariamente ou até substituir por outro já calibrado, sem que sejam necessários 2 medidores em cada conexão;

deve-se desobrigar a instalação do medidor de retaguarda aos usuários que celebrem CUSD; faculta-se a instalação do medidor de retaguarda; mantém-se os custos atinentes ao medidor principal com a distribuidora local quando tratar-se de unidades consumidoras;

25 Mister explicitar as valiosas colaborações prestadas pela Elo Sistemas Eletrônicos S.A., Landis+Gyr, Dalmir Capetta (CCEE) e Celso Yamada (AES Eletropaulo).


a nenhuma distribuidora deve ser admitido negar a utilização de medidor que atenda aos requisitos em vigor (normas setoriais e metrológicas, inclusive a NBR 14522), incentivando a concorrência e mitigando a barreira à entrada de novos fabricantes. Em outras palavras, qualquer medidor que atenda a todos os requisitos (e funcionalidades atuais, como a comunicação) deverá ser aceito;

a redução da classe de exatidão dos medidores (SMF) utilizados na distribuição representa redução de custos e, considerando-se os patamares próprios da distribuição (menores), propõe-se:

Subgrupo Tarifário


Medidor Medidor (serv. aux. inferior a 10MW)

TI’s TI’s (serv. aux.) sem geração com geração

ACL ACR

Grupo “B” B (1,0%)

A (2,0%) ------ 1,2% (quando

aplicável) ------ unidirecional (2 quadrantes)

bidirecional (4 quadrantes)

Mini e Microgeração participante do sistema de compensação de energia elétrica

especificação equivalente à unidade consumidora do mesmo nível de tensão


A4 (2,3 a 25 kV)

A3a (30 a 44 kV)

B (1,0%) B (1,0%) 0,6% 1,2% unidirecional (2 quadrantes)


A3 (69 kV)

A2 (88 a 138 kV)

A1 (230 kV)

C (0,5%) B (1,0%) 0,3% 1,2% unidirecional (2 quadrantes)



C (0,5%) B (1,0%) 0,3% 1,2% bidirecional (4 quadrantes)

Medição Uso Temporário

Medição Qualidade (BT, MT, AT) B (1,0%) ------ 0,3% ------ ------


Subgrupo Tarifário


Medidor Medidor (serv. aux. inferior a 10MW)

TI’s TI’s (serv. aux.) sem geração com geração

ACL ACR

Levantamento Curva Carga B (1,0%) ------ 0,6% ------ ------

almeja-se receber contribuições atinentes à possibilidade de se estabelecer também, para os novos medidores eletrônicos instalados

em unidades consumidoras cativas do grupo “B”, a mesma classe de exatidão do ACL (classe B = 1%). Merece esclarecer, contudo, que uma possível padronização da classe de exatidão entre ACR e ACL não significa que as funcionalidades inerentes ao SMF (como a comunicação) seriam exigíveis nos demais casos;

não parece haver uma oportunidade especial a ser aproveitada na simplificação dos transformadores para instrumentos; os serviços de comunicação devem ser estabelecidos como SERVIÇOS COBRÁVEIS (previstos na Resolução Normativa no 414/2010, para

consumidores); inicialmente, tanto a instalação da infraestrutura quanto os custos mensais para comunicação deverão ser objeto de orçamento

específico (como no parágrafo único do art. 103 da REN.414/2010). Ao consumidor, caberia aceitar ou não sua realização. Ao gerador, optar ou não por sua contratação junto à distribuidora local. Tanto uma rubrica quanto outra (quando contratada junto à distribuidora local) deverá ser contabilizada separadamente;

após a fase precedente, deve-se homologar o valor (mensal) atinente à comunicação, sobrevindo: (i) sinais regulatórios que induzam comportamentos eficientes das distribuidoras; (ii) sinais regulatórios que induzam a competição entre as tecnologias de comunicação e seus prestadores contratados; (iii) a isonomia de condições entre todos os consumidores de uma mesma concessão, que migrem para o ACL (notadamente mais sensível quanto menor for a unidade de consumo);

quanto ao sincronismo do relógio dos medidores do SMF, há opção majoritária pelo sincronismo via central de aquisição remota, sendo que tal circunstância não tem ocasionado distorções nos dados de medição (apesar dos receios de outrora);

sugere-se a liberalização da tecnologia utilizada para sincronização do relógio dos medidores, observando-se: (i) a manutenção dos dados medidos, mesmo que identificada defasagem pela CCEE; (ii) a possibilidade de o agente propor o ajuste de sua medição, conforme critérios estabelecidos; (iii) isenção de penalidade por diferenças iguais ou inferiores a 5 minutos; (iv) imposição de penalização por diferenças superiores a 5 minutos, apurada mediante a aplicação de um valor monetário fixo para cada minuto que


supere a referência (CCEE – GMT-3); e (v) a fiscalização deve se dar por meio de inspeção lógica, o que garantirá condição isonômica entre todos os agentes, que serão igualmente fiscalizados;

conforme estabelecido pela Portaria Inmetro no 602, de 2012, os lotes de medidores eletrônicos de energia elétrica devem ser verificados (todos os medidores da amostra) após 8 anos de serviço e com periodicidade de 5 anos, pelo Inmetro. Considerando que a vida útil desses equipamentos, reconhecida pela ANEEL26 para fins tarifários, é de 13 anos, possivelmente a segunda verificação e seguintes estão condicionadas à opção da distribuidora quanto à estratégia para reposição desses equipamentos;

com a entrada em vigor da Comercialização Varejista, são as questões atinentes aos requisitos de medição que clamam respostas. Não por outra razão deve a ANEEL proceder à avaliação da simplificação do SMF em todos os segmentos de consumo no âmbito da distribuição, incluídas aí as unidades consumidoras do grupo “B” (vide item III.vii.iii);

a aprovação dos Projetos e dos Relatórios de Comissionamento do SMF deve ser realizada pelas distribuidoras, cabendo-lhes ainda observar as normas já em vigor quando houver algum impacto na Rede Básica;

sugere-se revogar o parágrafo único do art. 21 da Resolução Normativa no 581/2013, permitindo às distribuidoras a realização de Obras Civis e Adequações de instalações associadas ao SMF;

propõe-se a supressão de alimentação auxiliar dos medidores e de sistemas de no-break para unidades consumidoras em média (em que seriam alimentados pelos TP’s) e baixa-tensão; e

almeja-se receber proposições acerca de como melhor tratar (estimar por algoritmos ou arbitrar pelo máximo) eventuais perdas elétricas decorrentes da instalação do SMF em locais não coincidentes com o ponto de conexão, por geradores e consumidores, de forma que se possa avaliar sua plausibilidade, riscos e vantagens.

VII. DA RECOMENDAÇÃO

158. Submeter o presente estudo e suas conclusões (ainda não reduzidos à proposta normativa) à Consulta Pública, pelo prazo de noventa dias, a fim de obter contribuições para ajustes e aperfeiçoamentos, iniciando-se em 18/12/2013.

159. Adicionalmente, que se utilize a ferramenta on-line (pelo sítio eletrônico da ANEEL) para envio de contribuições.

26 Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa no 367, de 2009.

Fl. 76 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013 160. Concluída a fase para o envio de contribuições, seja promovida a revisão do Módulo 5 do PRODIST27, o ajuste das Resoluções Normativas no 414/2010 e no 581/2013 e demais normas subjacentes, sendo todas submetidas à Audiência Pública.

LUIZ GUSTAVO BARDUCO CUGLER CAMARGO Especialista em Regulação - SEM

DAVI RABELO VIANA LEITE Especialista em Regulação - SRD

MAXWELL MARQUES DE OLIVEIRA Especialista em Regulação - SRC

De acordo:

FREDERICO RODRIGUES Superintendente de Estudos do Mercado

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição

OBERDAN ALVES DE FREITAS Superintendente de Regulação dos Serviços Comerciais Substituto

27 Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional.


ANEXO I CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO

Ano de 2002

Tabela 1 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2002 (tensão não inferior a 69 kV) 28

28 Custos para adequação assumidos pelas Distribuidoras.



R$ 245

R$ 33

R$ 85

R$ 121 R$ 129 R$ 129 R$ 123

1 1

1

3

1 1

4

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

R$ 0

R$ 50

R$ 100

R$ 150

R$ 200

R$ 250

R$ 300

CEMIG CPFL PAULISTA CPFL PIRATININGA

SUDESTE CEEE SUL TOTAL GERAL

Milh

ares

Ano 2002 (Não Inferior a 69 kV)

CUSTO TOTAL (média R$) CUSTO TOTAL (qtd)

Gráfico 5 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2002 (tensão não inferior a 69 kV) 29




Ano de 2003





R$ 448

R$ 39R$ 17

R$ 461

R$ 268R$ 241 R$ 241

R$ 265

3

1

2

1

7

1 1

8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

R$ 0R$ 50

R$ 100R$ 150R$ 200R$ 250R$ 300R$ 350R$ 400R$ 450R$ 500

Milh

ares







Ano de 2004


32 A partir da Resolução no 67, de 08/06/2004, os custos para adequação são assumidos pelos Consumidores.



R$ 183

R$ 82

R$ 154R$ 140

R$ 50 R$ 46 R$ 48

R$ 184 R$ 184

R$ 116

1 1 1

3

1 1

2

1 1

6

0

1

2

3

4

5

6

7

R$ 0R$ 20R$ 40R$ 60R$ 80

R$ 100R$ 120R$ 140R$ 160R$ 180R$ 200

Milh

ares







Tabela 4 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão inferior a 69 kV) 34




R$ 0,601

R$ 39

R$ 16 R$ 163

2

5 5

0

1

2

3

4

5

6

R$ 0

R$ 5

R$ 10

R$ 15

R$ 20

R$ 25

R$ 30

R$ 35

R$ 40

R$ 45

Milh

ares

Ano 2004 (Inferior a 69 kV)


Gráfico 8 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão inferior a 69 kV) 35




Ano de 2005


36 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.



R$ 43

R$ 190R$ 133 R$ 125

R$ 53 R$ 51R$ 128

R$ 92 R$ 108R$ 54

R$ 93

R$ 702 R$ 702

R$ 81 R$ 81R$ 131

2

7

2

13

1 2

27

4 31

8

1 14 4

40

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

R$ 0

R$ 100

R$ 200

R$ 300

R$ 400

R$ 500

R$ 600

R$ 700

R$ 800

Milh

ares











R$ 12

R$ 100

R$ 70R$ 65 R$ 65 R$ 65 R$ 65

1 1

3

5

1 1

6

0

1

2

3

4

5

6

7

R$ 0

R$ 20

R$ 40

R$ 60

R$ 80

R$ 100

R$ 120M

ilhar

esAno 2005 (Inferior a 69 kV)






Ano de 2006





R$ 93

R$ 300

R$ 59 R$ 105 R$ 47

R$ 729

R$ 72R$ 110 R$ 144 R$ 171 R$ 173

R$ 85 R$ 50R$ 123

R$ 48

R$ 210R$ 156 R$ 141

5 2 1

9

1 1 1 1

21

1 2 2 1

6

1 2 3

30

0

5

10

15

20

25

30

35

R$ 0

R$ 100

R$ 200

R$ 300

R$ 400

R$ 500

R$ 600

R$ 700

R$ 800

Milh

ares











R$ 12

R$ 100

R$ 70R$ 65 R$ 65 R$ 65 R$ 65

1 1

3

5

1 1

6

0

1

2

3

4

5

6

7

R$ 0

R$ 20

R$ 40

R$ 60

R$ 80

R$ 100

R$ 120M

ilhar

esAno 2006 (Inferior a 69 kV)






Ano de 2007





R$ 244

R$ 69 R$ 110

R$ 824

R$ 220

R$ 97 R$ 97 R$ 130 R$ 130 R$ 152 R$ 152 R$ 165

33

2

1

9

6 6

2 21 1

18

02468101214161820

R$ 0

R$ 100

R$ 200

R$ 300

R$ 400

R$ 500

R$ 600

R$ 700

R$ 800

R$ 900

Milh

ares











R$ 168

R$ 81

R$ 126

R$ 81 R$ 74

R$ 100

R$ 54

R$ 117

R$ 80R$ 89 R$ 82

R$ 103

6

2 3 41 1 1

189

312

30

0

5

10

15

20

25

30

35

R$ 0R$ 20R$ 40R$ 60R$ 80

R$ 100R$ 120R$ 140R$ 160R$ 180

Milh

ares







Ano de 2008





R$ 52

R$ 74

R$ 258

R$ 115R$ 58 R$ 58

R$ 41 R$ 41

R$ 93

1

2

1

4

1 1 1 1

6

0

1

2

3

4

5

6

7

R$ 0

R$ 50

R$ 100

R$ 150

R$ 200

R$ 250

R$ 300

Milh

ares











R$ 75

R$ 46 R$ 79

R$ 65 R$ 69

R$ 316

R$ 151

R$ 90

4

6 5

15

42

6

21

0

5

10

15

20

25

R$ 0

R$ 50

R$ 100

R$ 150

R$ 200

R$ 250

R$ 300

R$ 350

Milh

ares







Ano de 2009


52 A partir da Resolução no 376, de 25/08/2009, os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.



R$ 82 R$ 82

R$ 96 R$ 96

R$ 17 R$ 17

R$ 80

19 19

1 11 1

21

0

5

10

15

20

25

R$ 0

R$ 20

R$ 40

R$ 60

R$ 80

R$ 100

R$ 120M

ilhar

esAno 2009 (Não Inferior a 69 kV)










R$ 69R$ 67

R$ 45

R$ 30R$ 23

R$ 80

R$ 50

R$ 64

R$ 51R$ 58

R$ 51

31

12

1 1 1

19

2 24

23

0

5

10

15

20

25

R$ 0R$ 10R$ 20R$ 30R$ 40R$ 50R$ 60R$ 70R$ 80R$ 90

Milh

ares







Ano de 2010


56 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.



R$ 150

R$ 362

R$ 35

R$ 174

R$ 76

R$ 0,754

R$ 50 R$ 42

R$ 99 R$ 99 R$ 114

21 1

4

11

1

3

2 2

9

012345678910

R$ 0

R$ 50

R$ 100

R$ 150

R$ 200

R$ 250

R$ 300

R$ 350

R$ 400

Milh

ares











R$ 43 R$ 34 R$ 38

R$ 79

R$ 19 R$ 33 R$ 44R$ 65 R$ 72

R$ 6R$ 38

R$ 257

R$ 67

R$ 16R$ 41 R$ 35

R$ 5116 1221

9 2 1

61

10 13 3 2 1

29

1 34

94

0102030405060708090100

R$ 0

R$ 50

R$ 100

R$ 150

R$ 200

R$ 250

R$ 300

Milh

ares







Ano de 2011





R$ 105

R$ 3.871

R$ 166

R$ 1.381

R$ 52

R$ 364 R$ 286R$ 175 R$ 175

R$ 6831 1 1

3

1

3

4

1 1

8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

R$ 0

R$ 500

R$ 1.000

R$ 1.500

R$ 2.000

R$ 2.500

R$ 3.000

R$ 3.500

R$ 4.000

R$ 4.500

Milh

ares











R$ 43

R$ 25 R$ 28

R$ 56

R$ 30R$ 23 R$ 27

R$ 50

R$ 24

R$ 68

R$ 36

R$ 58

R$ 73

R$ 37

R$ 105

R$ 66

R$ 40 R$ 40R$ 49

8 7 5 6 3 1 1 15

1

38

12 15

2 1

30

1 1

69

0

10

20

30

40

50

60

70

80

R$ 0

R$ 20

R$ 40

R$ 60

R$ 80

R$ 100

R$ 120

Milh

ares







Ano de 2012





R$ 13 R$ 13 R$ 13

12 12 12

0

2

4

6

8

10

12

14

R$ 0

R$ 2

R$ 4

R$ 6

R$ 8

R$ 10

R$ 12

R$ 14

ELEKTRO SUDESTE TOTAL GERAL

Milh

ares











R$ 31 R$ 24

R$ 10

R$ 16 R$ 16

1

11

17

29 29

0

5

10

15

20

25

30

35

R$ 0

R$ 5

R$ 10

R$ 15

R$ 20

R$ 25

R$ 30

R$ 35

Milh

ares






ANEXO II TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE

Submercado Sul

AnoValores 2006 2007 2008 2009 2010 2011CUSTO TOTAL (média R$) R$ 114.904 R$ 110.765 R$ 193.450 R$ 70.898 R$ 78.107 R$ 71.676MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 64.375 R$ 37.339 R$ 17.217 R$ 23.040 R$ 14.116 R$ 15.888OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$) R$ 14.317 R$ 6.023 R$ 88.735 R$ 9.797 R$ 13.866 R$ 16.373PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$) R$ 18.536 R$ 54.875 R$ 27.227 R$ 14.484 R$ 24.882 R$ 22.596PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$) R$ 17.632 R$ 17.882 R$ 108.133 R$ 30.147 R$ 28.739 R$ 21.407 TP + TC (média R$) R$ 14.375 R$ 9.687 R$ 21.740 R$ 5.012 R$ 9.013 R$ 9.204CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$) R$ 25.642 R$ 26.062 R$ 4.555 R$ 22.460 R$ 10.635


Tabela 21 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUL (tensão inferior a 69 kV)



R$ 0

R$ 50.000

R$ 100.000

R$ 150.000

R$ 200.000

R$ 250.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Submercado SUL - Custo Total - Nível de Tensão Inferior a 69 kV

Gráfico 25 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUL (tensão inferior a 69 kV)



AnoValores 2002 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011CUSTO TOTAL (média R$) R$ 251.478 R$ 73.899 R$ 135.317 R$ 172.288 R$ 131.040 R$ 75.864 R$ 116.009 R$ 48.777 R$ 312.753MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 53.779 R$ 19.996 R$ 38.765 R$ 55.916 R$ 33.798 R$ 32.756 R$ 18.061 R$ 26.323 R$ 12.058OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$) R$ 5.647 R$ 6.922 R$ 25.209 R$ 93.907 R$ 10.545 R$ 2.408 R$ 9.095PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$) R$ 74.382 R$ 11.075 R$ 46.096 R$ 49.117 R$ 41.433 R$ 22.930 R$ 1.806 R$ 56.845 R$ 158.905PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$) R$ 47.775 R$ 54.902 R$ 36.955 R$ 29.941 R$ 35.712 R$ 12.841 R$ 92.715 R$ 11.369 R$ 68.485 TP + TC (média R$) R$ 64.442 R$ 11.583 R$ 169.366 R$ 43.735 R$ 100.678CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$) R$ 5.452 R$ 3.784 R$ 66.872 R$ 64.647 R$ 7.337 R$ 1.019 R$ 5.459 R$ 1.082


Tabela 22 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUL (tensão não inferior a 69 kV)



R$ 0

R$ 50.000

R$ 100.000

R$ 150.000

R$ 200.000

R$ 250.000

R$ 300.000

R$ 350.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Submercado SUL - Custo Total - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV

Gráfico 26 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUL (tensão não inferior a 69 kV)

Submercado Sudeste



AnoValores 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CUSTO TOTAL (média R$) R$ 27.820 R$ 25.237 R$ 95.303 R$ 127.989 R$ 158.764 R$ 83.968 R$ 60.507 R$ 51.237 R$ 39.539 R$ 17.332MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 27.820 R$ 3.464 R$ 46.521 R$ 68.168 R$ 23.160 R$ 41.794 R$ 20.856 R$ 18.320 R$ 14.372 R$ 9.789OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$) R$ 10.999 R$ 14.667 R$ 44.198 R$ 32.499 R$ 10.764 R$ 66.743 R$ 15.565 R$ 14.006 R$ 19.065PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$) R$ 1.924 R$ 14.646 R$ 28.267 R$ 43.835 R$ 15.251 R$ 7.611 R$ 14.960 R$ 10.132 R$ 10.132PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$) R$ 42.586 R$ 43.296 R$ 84.756 R$ 72.275 R$ 27.790 R$ 17.705 R$ 25.877 R$ 18.081 R$ 5.303 TP + TC (média R$) R$ 6.824 R$ 17.667 R$ 6.055 R$ 9.250 R$ 13.433 R$ 9.436 R$ 6.646 R$ 3.651 R$ 951CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$) R$ 2.022 R$ 1.298 R$ 5.611 R$ 26.803 R$ 4.085 R$ 3.586 R$ 14.144 R$ 11.571 R$ 10.978


Tabela 23 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUDESTE (tensão inferior a 69 kV)



R$ 0

R$ 20.000

R$ 40.000

R$ 60.000

R$ 80.000

R$ 100.000

R$ 120.000

R$ 140.000

R$ 160.000

R$ 180.000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Submercado SUDESTE - Custo Total - Nível de Tensão Inferior a 69 kV

Gráfico 27 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUDESTE (tensão inferior a 69 kV)



AnoValores 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012CUSTO TOTAL (média R$) R$ 225.041 R$ 520.777 R$ 217.102 R$ 190.392 R$ 202.855 R$ 302.847 R$ 87.599 R$ 101.799 R$ 162.723 R$ 1.504.790 R$ 13.314MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 46.132 R$ 40.599 R$ 31.003 R$ 44.607 R$ 53.248 R$ 28.841 R$ 53.223 R$ 7.647 R$ 43.840 R$ 15.450 R$ 13.210OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$) R$ 13.640 R$ 784.679 R$ 28.778 R$ 14.224 R$ 104.527 R$ 234.978 R$ 11.848 R$ 13.305 R$ 747.112PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$) R$ 31.763 R$ 6.122 R$ 36.730 R$ 47.315 R$ 51.850 R$ 81.760 R$ 15.844 R$ 46.386 R$ 193.592PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$) R$ 209.775 R$ 163.822 R$ 102.084 R$ 51.735 R$ 45.109 R$ 183.943 R$ 13.192 R$ 71.448 R$ 102.071 R$ 903.125 TP + TC (média R$) R$ 40.012 R$ 344.026 R$ 69.439 R$ 172.344 R$ 102.064 R$ 68.724 R$ 84.999 R$ 63.658 R$ 195.590CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$) R$ 819 R$ 34.775 R$ 26.120 R$ 13.334 R$ 74.238 R$ 1.253


Tabela 24 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUDESTE (tensão não inferior a 69 kV)



R$ 0

R$ 200.000

R$ 400.000

R$ 600.000

R$ 800.000

R$ 1.000.000

R$ 1.200.000

R$ 1.400.000

R$ 1.600.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Submercado SUDESTE - Custo Total - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV

Gráfico 28 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUDESTE (tensão não inferior a 69 kV)

Submercado Nordeste



AnoValores 2005 2010 2011CUSTO TOTAL (média R$) R$ 96.025 R$ 40.408 R$ 42.591MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 50.450 R$ 7.330 R$ 12.268OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$) R$ 21.815 R$ 18.076PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$) R$ 17.333 R$ 6.662 R$ 5.703PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$) R$ 15.983 R$ 18.112 TP + TC (média R$) R$ 12.258CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$) R$ 3.267 R$ 6.544


Tabela 25 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORDESTE (tensão inferior a 69 kV)



R$ 0

R$ 20.000

R$ 40.000

R$ 60.000

R$ 80.000

R$ 100.000

R$ 120.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Submercado NORDESTE - Custo Total - Nível de Tensão Inferior a 69 kV

Gráfico 29 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORDESTE (tensão inferior a 69 kV)



AnoValores 2005 2006 2007 2008 2009 2010CUSTO TOTAL (média R$) R$ 119.074 R$ 219.541 R$ 177.077 R$ 53.504 R$ 20.507 R$ 115.626MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 49.196 R$ 6.344 R$ 111.518 R$ 11.792 R$ 15.052 R$ 10.460OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$) R$ 14.098 R$ 930PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$) R$ 2.308 R$ 11.279 R$ 3.044 R$ 26.862PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$) R$ 5.606 R$ 35.246 R$ 21.157 R$ 1.824 R$ 25.073 TP + TC (média R$) R$ 295.828 R$ 38.219 R$ 39.308 R$ 139.466CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$) R$ 61.965 R$ 3.139 R$ 2.404 R$ 3.631 R$ 3.387


Tabela 26 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORDESTE (tensão não inferior a 69 kV)



R$ 0

R$ 50.000

R$ 100.000

R$ 150.000

R$ 200.000

R$ 250.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Submercado NORDESTE - Custo Total - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV

Gráfico 30 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORDESTE (tensão não inferior a 69 kV)

Submercado Norte



AnoValores 2003 2004 2005 2007 2011CUSTO TOTAL (média R$) R$ 413.359 R$ 278.099 R$ 1.031.173 R$ 205.721 R$ 191.242MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 61.747 R$ 104.730 R$ 102.190 R$ 24.442OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$) R$ 85.759 R$ 20.613PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$) R$ 60.031 R$ 14.381 R$ 7.468PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$) R$ 60.902 R$ 52.857 R$ 8.826 R$ 191.242 TP + TC (média R$) R$ 205.822 R$ 876.126 R$ 162.947CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$) R$ 77.474 R$ 2.037


Tabela 27 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORTE (tensão não inferior a 69 kV)



R$ 0

R$ 200.000

R$ 400.000

R$ 600.000

R$ 800.000

R$ 1.000.000

R$ 1.200.000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Submercado NORTE - Custo Total - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV

Gráfico 31 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORTE (tensão não inferior a 69 kV)

Documents

Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL