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UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENEGENHARIA ELÉTRICA CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
TRABALHO FINAL DE CURSO
RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 414/2010: ASPECTOS E MUDANÇAS SOBRE A REGULAMENTAÇÃO DO
FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA
Luís Henrique Pinto Santiago
Fortaleza Maio de 2011
ii
LUÍS HENRIQUE PINTO SANTIAGO
RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 414/2010: ASPECTOS E MUDANÇAS SOBRE A REGULAMENTAÇÃO DO
FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA
Monografia submetida à Universidade
Federal do Ceará como parte dos
requisitos para obtenção do grau de
Engenheiro Eletricista.
Orientadora: Profª. Drª. Gabriela Helena
Sergio Bauab
Fortaleza Maio de 2011
iii
iv
AGRADECIMENTOS
A Deus, primeiramente, pelo dom da vida que Ele me deu e por todas as
oportunidades e graças que sempre recebo.
Aos meus pais, Eduardo Girão Santiago e Zilsa Maria Pinto Santiago, a quem
tenho profunda admiração, amor e carinho, pelo apoio e o incentivo que sempre tenho
da parte deles.
Ao meu irmão Pedro Rodrigo, sua mulher, Ana Luísa e sua filha, Larissa, pelos
momentos de apoio e companheirismo e aos meus outros dois irmãos, Carlos Eduardo,
que sempre me incentiva a buscar ser melhor e Paulo Emanuel, pela companhia que
alegra sempre minha vida.
À professora Gabriela, pela sua orientação, paciência, conselhos, ensinamentos,
conversas descontraídas e pela disponibilidade de sempre me ajudar.
A todos os companheiros de trabalho no Departamento de Normas Técnicas da
Coelce, em especial à engenheira Keyla Sampaio, pelos conhecimentos transmitidos ao
longo do meu estágio.
Aos demais professores e funcionários do Departamento de Engenharia Elétrica
da UFC.
A todos os amigos, colegas e futuros companheiros de profissão do curso de
graduação em Engenharia Elétrica, que sempre me apoiaram nos momentos mais
difíceis, nas noites, muitas vezes, nem dormidas. Só vocês sabem o quão árduo é esse
caminho.
A todos os meus amigos que fizeram e fazem parte dessa caminhada e que, de
forma especial, contribuíram para meu sucesso e minhas conquistas.
v
Santiago, L. H. P. e “Resolução Normativa nº 414/2010: Aspectos e mudanças sobre a regulamentação do fornecimento de energia elétrica”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2011, 58p. Esta monografia apresenta uma análise da Resolução Normativa nº 414 da ANEEL, publicada no Diário Oficial em 9 de setembro de 2010. Tal norma substitui a Resolução Normativa nº 456, publicada em 29 de novembro de 2000. Essas resoluções tratam sobre o regulamento do fornecimento de energia elétrica e sobre os direitos e deveres tanto das distribuidoras como dos consumidores. Também é feito, neste trabalho, uma análise das mudanças que ocorreram no processo de renovação das resoluções. Além disso, essa monografia dispõe sobre as medidas tomadas pela Coelce, empresa responsável pela distribuição de energia elétrica no Ceará, para se adequar às alterações que aconteceram.
Palavras-Chave: Setor Elétrico Brasileiro, Resolução Normativa, ANEEL.
vi
Santiago, L. H. P. e “Normative Resolution nº 414: aspectes and changes on the
regulation of electricity supply”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2011, 58p. This work presents an analysis of the Normative Resolution nº414 from ANEEL, published on September 9, 2010. This standard replaces the Normative Resolution nº. 456, published on November 29, 2000. These resolutions deal about the regulation of energy supply and the rights and duties of both, distributors and consumers. It is also done in this work, an analysis of the changes that had occurred in the renewal process of the resolutions. Additionally, this monograph deals with measures taken by Coelce, the company responsible for distributing electricity in Ceará, to suit the changes that have occurred.
Keywords: Brazilian Power electric System, Normative Resolution, ANEEL.
vii
SUMÁRIO
SUMÁRIO ............................................................................................................................................... vii
1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................................... 1
2. O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ...................................................................................................... 3
2.1 EVOLUÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE NO BRASIL ........................................................... 3
2.2 A NOVA ESTRUTURA DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO .............................................................. 5
3. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 414/2010 ......................................................................................... 8
3.1 NECESSIDADE DE NORMAS E LEIS REGULAMENTADORAS ........................................................ 8
3.2 ASPECTOS GERAIS DA RESOLUÇÃO Nº 414/2010 ....................................................................... 9
3.3 CLASSIFICAÇÃO DAS UNIDADES CONSUMIDORAS .............................................................. 10
3.3.1 Subgrupo Residencial (B1)................................................................................................... 11
3.3.2 Subgrupo Rural (B2) ............................................................................................................ 12
3.3.3 Subgrupo Industrial (B3) ..................................................................................................... 13
3.3.4 Subgrupo Comercial (B3) ..................................................................................................... 13
3.3.5 Subgrupo Poder Público (B3) .............................................................................................. 14
3.3.6 Subgrupo Serviço Público (B3) ............................................................................................ 14
3.3.7 Subgrupo Consumo Próprio (B3) ........................................................................................ 14
3.3.8 Subgrupo Iluminação Pública (B4) ...................................................................................... 14
3.4 SERVIÇOS ESSENCIAIS ........................................................................................................... 15
3.5 TENSÃO DE FORNECIMENTO ................................................................................................ 16
3.6 SUBESTAÇÃO COMPARTILHADA .......................................................................................... 16
3.7 EDIFICAÇÕES COM MÚLTIPLAS UNIDADES CONSUMIDORAS ............................................. 17
3.8 ILUMINAÇÃO PÚBLICA ......................................................................................................... 17
3.9 ATENDIMENTO INICIAL ......................................................................................................... 18
3.9.1 Solicitação do fornecimento ............................................................................................... 18
3.9.2 Os prazos de ligação ............................................................................................................ 19
3.9.3 Orçamento e obras para viabilização do fornecimento ..................................................... 19
viii
3.9.4 Execução de obras pelo interessado ................................................................................... 20
3.9.5 Obras de responsabilidade da distribuidora ...................................................................... 21
3.9.6 Obras com participação financeira do consumidor ........................................................... 21
3.10 TIPOS DE TARIFAS ................................................................................................................. 23
3.10.1 Tarifa Convencional ...................................................................................................... 23
3.10.2 Tarifa Horossazonal ...................................................................................................... 23
3.10.3 Critérios de enquadramento dos consumidores ......................................................... 24
3.11 TIPOS DE CONTRATOS .......................................................................................................... 25
3.11.1 Contrato de adesão para cliente do grupo B ............................................................... 25
3.11.2 CCD e CUSD ................................................................................................................... 25
3.11.3 Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER ...................................................... 26
3.11.4 Contrato de fornecimento ............................................................................................ 27
3.11.5 Contrato de Iluminação Pública ................................................................................... 27
3.11.6 Encerramento da relação contratual ........................................................................... 28
3.12 DA MEDIÇÃO PARA O FATURAMENTO ................................................................................ 28
3.12.1 Disposições gerais da medição ..................................................................................... 28
3.12.2 Medição externa ........................................................................................................... 29
3.13 FATURAMENTO E PAGAMENTO ........................................................................................... 30
3.13.1 Faturamento do grupo A .............................................................................................. 30
3.13.2 Faturamento do grupo B .............................................................................................. 30
3.13.3 Ultrapassagem .............................................................................................................. 31
3.13.4 Descontos ao irrigante e ao aqüicultor ........................................................................ 31
3.13.5 Faturamento incorreto ................................................................................................. 33
3.13.6 Pagamento .................................................................................................................... 33
3.14 RESPONSABILIDADES DA DISTRIBUIDORA .......................................................................... 34
3.14.1 Atendimento comercial ................................................................................................ 35
3.14.2 Sobre as reclamações ................................................................................................... 36
ix
3.15 RESPONSABILIDADES DO CONSUMIDOR ............................................................................. 37
3.16 SUSPENSÃO DO FORNECIMENTO ........................................................................................ 37
3.17 RELIGAÇÃO DA UNIDADE CONSUMIDORA .......................................................................... 38
3.18 DO ATENDIMENTO AO PÚBLICO .......................................................................................... 38
3.19 RESSARCIMENTO DE DANOS ELÉTRICOS ............................................................................. 39
3.20 ASPECTOS FINAIS E TRANSITÓRIOS ..................................................................................... 40
4. DOCUMENTOS NORMATIVOS DA COELCE ....................................................................................42
4.1 NORMA TÉCNICA 003/2011 R-02 – FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA A PRÉDIOS DE
MÚLTIPLAS UNIDADES CONSUMIDORAS ........................................................................................ 42
4.2 NORMA TÉCNICA 004/2011 R-05 – FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA EM ALTA TENSÃO
– 69 KV .............................................................................................................................................. 43
4.3 NORMA TÉCNICA 007/2011 R-03 – FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA PARA
ILUMINAÇÃO PÚBLICA ..................................................................................................................... 44
4.4 NORMA TÉCNICA 009/2011 R-00 – ENCARGOS E PARTICIPAÇÃO FINANCEIRA EM OBRAS DO
SISTEMA ELÉTRICO DA COELCE ........................................................................................................ 46
4.5 DECISÃO TÉCNICA 044/2011 R-18 – PROJETO E CONSTRUÇÃO DE EXTENSÃO DE REDE DE
DISTRIBUIÇÃO AÉREA DE BAIXA E MÉDIA TENSÃO EXECUTADA POR TERCEIRO ........................... 47
4.6 DECISÃO TÉCNICA 128/2011 R-01 – METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO FINANCEIRO
DE RESPONSABILIDADE DA COELCE E DO INTERESSADO ................................................................ 47
4.7 DECISÃO TÉCNICA 141/2011 R-00 – ATENDIMENTO AO CONSUMIDOR ESPECIAL .................. 48
5. CONCLUSÃO ...................................................................................................................................50
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................................................51
GLOSSÁRIO.............................................................................................................................................54
1
1. INTRODUÇÃO
Quando se comenta sobre energia elétrica, nomes de cientistas famosos como
Alessandro Volta, André Marie Ampère, Georg Simon Ohm e Nikola Tesla vêm logo ao
pensamento das pessoas. Não há como passar despercebido o nome de Thomas Edison,
conhecido mundialmente por inventar a lâmpada incandescente.
Tal invento substituiu o uso de lamparinas que utilizavam o óleo de baleia ou a
querosene como combustível. A partir daí, o ser humano passou a ser totalmente dependente
da eletricidade para realizar suas atividades cotidianas. Inicialmente, o fornecimento de
eletricidade era realizado com o objetivo de fornecer energia elétrica às lâmpadas que
iluminavam as ruas e avenidas das grandes cidades. Em pouco tempo, essas lâmpadas
passaram a ser empregadas na iluminação das casas, sendo esse o motivo das primeiras
distribuidoras de energia se autodenominavam como companhias de iluminação.
Mas para que o a humanidade atingisse o nível de conhecimento e tecnologia na área de
fornecimento de energia elétrica, vários estudos e discussões aconteceram. O assunto mais
comentado e até hoje questionado por pessoas leigas no assunto, é sobre o tipo de corrente
elétrica que chega às nossas casas. Transmitir energia elétrica em corrente alternada ou
corrente contínua foi uma das principais discussões que ocorreu no início da indústria de
suprimento de eletricidade [1].
Desde então percebemos a importância dos padrões na engenharia elétrica. A
necessidade de leis e regras que venham a padronizar sistemas, processos, instalações e
métodos foi sendo percebida como o avançar das tecnologias.
Motivado na importância das normas e regras nos serviços de engenharia elétrica e na
recente atualização da Resolução Normativa nº 456 da Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) que trata do fornecimento de energia elétrica, que foi realizado a análise
comparativa dela com a nova resolução que trata sobre o assunto, a resolução nº 414.
Inicialmente, será feita uma breve explicação no Capítulo 2 de como se estruturou o
setor elétrico no Brasil, para entendermos onde se insere a ANEEL e quais suas atribuições.
Serão mostradas as leis e os decretos que estabeleceram as instituições que hoje controlam e
regulam o setor elétrico em seus níveis (geração, transmissão, distribuição e comercialização).
No Capítulo 3, será analisada a resolução normativa nº 414, mostrando seus principais
aspectos e mudanças que aconteceram e no que isso irá mudar tanto para as distribuidoras
como para os consumidores.
2
O Capítulo 4 fala do caso da empresa responsável pela distribuição de eletricidade no
Ceará, a Coelce e quais são as medidas que estão sendo tomadas por ela para sua adequação à
nova resolução.
No Capítulo 5 é feita a conclusão do trabalho, sendo comentados quais aspectos foram
vantajosos para a distribuidora e o consumidor e quais aspectos não foram. Ao final do
trabalho, foi colocado um Glossário com definições de certos conceitos para facilitar o
entendimento desta monografia.
3
2. O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Este trabalho trata da Resolução Normativa Nº 414 de 9 de setembro de 2010 que
regulamenta alguns serviços e mercados de energia elétrica e alterou outras regras
anteriormente definidas. Esta resolução de fornecimento de energia elétrica foi elaborada pela
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), um órgão regulador que tem como principais
funções garantir um serviço contínuo e de qualidade de fornecimento de energia elétrica e
assegurar que as companhias por ela reguladas cumpram as leis e as regulamentações de uma
forma transparente [2].
Para melhor entender como foi seu surgimento e em qual cenário ela foi criada, será
feita uma análise do setor elétrico brasileiro da época, retratando os principais acontecimentos
históricos.
2.1 EVOLUÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE NO BRASIL
No governo de Dom Pedro II foi criada a Secretaria de Estado dos Negócios da
Agricultura, Comércio e Obras Públicas, no ano de 1883, quando entrou em operação a
primeira usina hidrelétrica do país localizada em Diamantina, no estado de Minas Gerais,
assim como a primeira linha de transmissão, com uma extensão de 2 km. A constituição de
1891, elaborada no governo do Marechal Deodoro da Fonseca estabelecia que as prefeituras
municipais eram detentoras do poder para prestar serviços de eletricidade, principalmente na
área de distribuição. Assim, os governos estaduais tinham a responsabilidade de coordenar os
serviços relacionados à utilização e aproveitamento das quedas d’águas.
Devido à Segunda Revolução Industrial, perto do final do século XIX, grandes
empresas dos países desenvolvidos (em geral os Estados Unidos, a Inglaterra e a Alemanha)
alcançaram um nível de tecnologia mais avançado e foram motivadas a expandirem seus
mercados aos países como Brasil, México e Cuba. No Brasil, com a chegada do grupo
canadense Light e do grupo norte-americano Amforp, que dominavam o mercado de energia
elétrica, fez-se necessário uma maior organização do setor elétrico com regras e normas
específicas. Sendo assim, no governo de Rodrigues Alves, no ano de 1903, iníciou-se a
regulamentação federal da indústria de energia elétrica através da Lei nº 1.145 de 31 de
dezembro do mesmo ano e o Decreto nº 5.704 de 10 de dezembro de 1904, que permitiam que
o governo federal aproveitasse a energia hidráulica dos rios e os excedentes para consumo
4
próprio nos setores agrícola e industrial. Contudo, os concessionários ainda eram
regulamentados pelos estados e municípios por meio de contratos que possuíam uma
“cláusula – ouro”, que consentia às empresas estrangeiras a revisão de suas tarifas de acordo
com a variação cambial. Tal cláusula foi vedada pelo Decreto nº 23.501 de 27 de novembro
de 1933, no governo de Getúlio Vargas.
Quando Nilo Peçanha era o presidente da nação, em 1909, foi criada no Rio de Janeiro
o “Comitê Eletrotécnico Brasileiro” que reuniu pela primeira vez profissionais do ramo com o
intuito de normalizar e regulamentar o emprego da eletricidade. A promulgação do Código de
Águas pelo Decreto nº 24.643 de 10 de junho de 1934 é também um marco na história do
setor elétrico sendo grande instrumento regulador do setor. Em 1939 foi criado o Conselho
Nacional de Águas e Energia Elétrica (CNAEE) através do Decreto nº 1.285 de 18 de maio de
1939. Esse conselho era estritamente subordinado ao presidente Getúlio Vargas e continha
jurisdição em todo o país, sendo responsável pela orientação e controle quanto ao uso dos
recursos hidráulicos e de energia elétrica.
A Lei nº 3.782 de 22 de julho de 1960 tratava da criação do Ministério de Minas e
Energia (MME), subordinando a ele o CNAEE e a Comissão Nacional de Energia Nuclear
(CNEN) durante o governo de Juscelino Kubitschek. A criação da Centrais Elétricas
Brasileiras S.A. (ELETROBRÁS) por meio da Lei nº 3.890 fez com que várias atribuições do
CNAEE fossem repassadas a ela no ano de 1962. Com sua política de industrialização,
Juscelino organizou um projeto de desenvolvimento do setor elétrico que resultou na criação
de parte das empresas estaduais de distribuição de energia.
Durante o regime militar, no ano de 1965, o então presidente da república Castello
Branco transformou a Divisão de Águas do Departamento Nacional da Produção Mineral em
Departamento Nacional de Águas e Energia (DNAE). No governo de Costa e Silva, em julho
de 1969, com o Decreto nº 63.951 o DNAE passou a ser chamado de Departamento Nacional
de Águas e Energia Elétrica (DNAEE) e pelo Decreto – Lei nº 689 do mesmo ano o DNAEE
recebe todas as atribuições do extinto CNAEE. Oito anos depois, Ernesto Geisel e seu
Ministro de Minas e Energia aprovam o Regimento Interno do DNAEE pela portaria nº234 de
17 de fevereiro de 1977. Esse documento informa que o DNAEE teria total controle sobre o
planejamento, coordenação e execução dos estudos hidrológicos em todo o Brasil e também
confirmava que o DNAEE era o órgão responsável pela supervisão, fiscalização e controle
dos serviços de eletricidade.
5
Após o governo militar, em 1988, com o presidente José Sarney, foi criada a Revisão
Institucional do Setor Elétrico (REVISE), que iníciou as mudanças no setor elétrico na década
de 1990. Com o presidente Collor, a criação do Sistema Nacional de Transmissão de Energia
Elétrica (SINTREL) tinha como objetivo viabilizar a competição na geração, distribuição e
comercialização de energia.
Foi então em 1996, quando o presidente da república Fernando Henrique Cardoso,
pela Lei nº 9.427 de 26 de dezembro que criou a ANEEL, subordinada ao MME, com sua
sede no Distrito Federal. Seu surgimento fez com que o DNAEE fosse totalmente extinto.
Em 1998 foi regulamentado o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) e definidas as
regras de organização do Operador Nacional do Sistema (ONS) que tem como função operar
o Sistema Interligado Nacional (SIN) e gerenciar a rede básica de transmissão do Brasil. Em
2000 o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) é instituído com o objetivo de
auxiliar e propor ao presidente do país medidas políticas relacionadas ao setor elétrico
nacional. [3]
2.2 A NOVA ESTRUTURA DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
A renovação do setor elétrico brasileiro começou no ano de 1993 com a criação da Lei
nº 8.631 que originou os contratos de suprimento entre os geradores e distribuidores e com o
surgimento da Lei nº 9.074, em 1995, que constituiu o conceito de consumidor livre.
O Ministério de Minas e Energia coordenou o Projeto de Reestruturação do Setor
Elétrico Brasileiro (RE-SEB) em 1996. Como resultado desse projeto pôde-se concluir que
era preciso dividir as empresas de energia elétrica em ramos de geração, transmissão e
distribuição, ou seja, que ocorresse uma desverticalização dessas empresas, incentivando a
competição tanto na geração como na comercialização. Também foi possível concluir que as
empresas participantes dos segmentos de geração e distribuição, sendo elas monopólios
naturais, deveriam ser reguladas pelo Estado, com a necessidade de ter um órgão que execute
tal tarefa, no caso, a ANEEL [1].
A crise no setor elétrico no ano de 2001, devido aos baixos índices dos reservatórios de
água das usinas hidrelétricas, falta de planejamento e ausência de investimentos nos setores de
gerção e distribuição de energia elétrica os consumidores foram obrigados a participarem de
um programa de racionamento de energia. Tal acontecimento chamou atenção para que
fossem repensados alguns aspectos do setor elétrico. Foi então que, pela Resolução da Câmara
6
de Gestão da Crise de Energia (GCE) nº 18 de 22 de junho de 2001, foi criado o Comitê de
Revitalização do Modelo do Setor Elétrico com o intuito de realizar propostas para corrigir as
disfuncionalidades existentes e sugerir melhorias para o modelo em questão. Tais propostas
eram fundamentadas em oito temas: normalização do funcionamento do setor elétrico,
aperfeiçoamento do mercado de energia, garantia de expansão da oferta, monitoramento da
confiabilidade de suprimento, política energética, questões relativas à transmissão, política
tarifária e defesa da concorrência e aperfeiçoamento institucional do MME e ONS [4].
As bases do modelo atual do Setor Elétrico foram feitas nos anos de 2003 e 2004 com
a Lei nº 10.847 que autorizou a criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) que tem por
finalidade “prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o
planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus
derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética”. A Lei nº
10.848 e o Decreto nº 5.163 também foram fundamentais nessa nova estrutura, pois tratam
não somente da comercialização de energia elétrica como também do ambiente em que se
realizará a contratação:
• Ambiente de Contratação Regulada, onde o contrato é bilateral regulado
(Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado), feito
pelos agentes vendedores (comercializadores, geradores, produtores
independentes ou autoprodutores) e pelos agentes compradores (distribuidoras)
por meio dos leilões de energia elétrica;
• Ambiente de Contratação Livre, onde acontece uma livre negociação entre os
agentes (geradores, comercializadores, consumidores livres, importadores e
exportadores de energia elétrica), mas continuam sendo acordos de contratos
bilaterais.
Outra instituição criada nesse período foi o Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico (CMSE), que tem como principal função assegurar o suprimento permanente de
energia elétrica acompanhando o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão,
distribuição, comercialização, importação e exportação de energia avaliando as condições de
abastecimento e atendimento dessas atividades, realizando análises integradas de segurança de
abastecimento e atendimento ao mercado de energia periodicamente, dentre outros. A Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), criada nesses mesmos anos, substituiu o
MAE com o intuito de gerenciar a contratação de compra e venda de energia elétrica dos
7
concessionários de distribuição do serviço público e realizar os leilões de energia, além de
efetuar todas as outras atribuições que cabiam ao MAE.
A Figura 2.1 mostra uma representação da atual estrutura do setor elétrico brasileiro.
A presidência da república, representada pelo CNPE é responsável pelo MME, que age em
cooperação com o CMSE e a EPE. Ao MME cabe tomar as decisões e coordenar a ANEEL,
instituição que trabalha em conjunto com a CCEE, o ONS, as agências reguladoras estaduais
e os conselhos de consumidores.
Figura 2.1 - Estruturação Institucional do Setor Elétrico Brasileiro. Fonte:
www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=2fa0a5c1de88a010VgnVCM100000aa01a8c0RCRD
Os setores da indústria de energia elétrica – geração, transmissão, distribuição e
comercialização – são amparados tanto pela CCEE como pelo ONS, ambas subordinadas à
ANEEL, como mostra a Figura 2.2.
Figura 2.2 - Setores da indústria de Energia Elétrica
8
3. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 414/2010
A importância das normas e leis na sociedade raramente é percebida, apesar de serem
fundamentais para o convívio e o bem-estar da humanidade. É somente quando não a temos
que notamos sua função de organização e padronização.
Suas aplicações atingem todos os níveis da sociedade: as organizações industriais e de
negócios, os governos, os órgãos reguladores e o comércio (fornecedores e clientes de
produtos e serviços do setor público e privado e os consumidores). Outro papel fundamental
das normas é o de padronizar serviços e produtos em escala global, facilitando as relações de
comércio internacionais [5].
Para que fosse possível uma estruturação do setor elétrico brasileiro, foi necessário
estabelecer regras de funcionamentos das empresas e padrões de funcionamento e atuação dos
materiais. Na Europa, no início do século XX, os fabricantes de materiais já se organizavam
para criar modelos para que seus produtos fossem utilizados em uma região por toda uma
categoria. Assim, surgiu em 1901, na Grã-Bretanha, o Engineering Standards Committee que
definiu padrões nacionais para engenharia e, em 1904, criou-se a Comissão Eletrotécnica
Internacional, a IEC, que define normas e padrões para equipamentos elétricos. No Brasil,
para acompanhar os acontecimentos europeus, no ano de 1940, foi fundada a Associação
Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). Essa associação é responsável pela elaboração das
normas técnicas brasileiras contribuindo para desenvolvimento, fabricação e fornecimento de
produtos e serviços mais eficientes e seguros [5].
3.1 NECESSIDADE DE NORMAS E LEIS REGULAMENTADORAS
Durante o processo de formação do setor elétrico brasileiro, em determinadas épocas,
foi crucial o estabelecimento de normas e leis para regular e organizar a estruturação desse
setor. Um desses casos foi quando, estimulados pela Segunda Revolução Industrial, grupos
estrangeiros investiram no Brasil com implantação de empresas de geração e distribuição de
eletricidade, como a Light e a Amforp. Cada grupo, responsável por redes ainda não
interligadas, fornecia energia elétrica em níveis de tensão e freqüência diferentes [5].
Para que houvesse um crescimento e um avanço no país, era preciso que a eletricidade
atingisse todo o Brasil e que a crescente demanda de energia fosse satisfeita. Para isso, a
interligação das regiões elétricas existentes tornou-se necessária. Foi preciso regulamentar os
9
aspectos técnicos relacionados aos níveis de tensão e à freqüência, além dos aspectos
legislativos e comerciais ligados às formas de contratos e aos direitos e deveres dos
consumidores. Sendo a ANEEL a instituição responsável por realizar essa tarefa, em 29 de
novembro de 2000 foi instituída a Resolução Normativa nº 456, que trata das condições gerais
sobre o fornecimento de energia elétrica e, em 2010, essa resolução foi atualizada e revogada,
prevalecendo a Resolução Normativa nº 414 de 9 de setembro do mesmo ano.
3.2 ASPECTOS GERAIS DA RESOLUÇÃO Nº 414/2010
A revisão da norma nº 456/2000 foi um processo que começou em 2008, na audiência
nº 008/2008 durante o período de 1º de fevereiro a 23 de maio do mesmo ano, onde
aconteceram sessões presenciais em Porto Alegre (RS), São Paulo (SP), Belém (PA),
Salvador (BA) e Brasília (DF) e também pela Consulta Pública nº 002/2009 que aconteceu
entre 9 de janeiro e 27 de março de 2009 [6].
Esse processo de revisão da resolução normativa contou com o auxílio dos
consumidores, das associações dos agentes do setor elétrico, dos órgãos de defesa do
consumidor, do Ministério Público Federal e do Departamento Nacional de Defesa do
Consumidor do Ministério da Justiça. Essa norma tem como objetivo não apenas definir
aspectos técnicos relacionados ao fornecimento de energia elétrica, mas também esclarecer os
direitos e deveres tanto das distribuidoras como dos consumidores [6].
A resolução nº 414/2010 reuni vários outros conceitos e regulamentos sobre
fornecimento de energia elétrica e é organizada de forma clara, de modo que ela sirva como
um guia ao consumidor e às distribuidoras. Nela são definidos os conceitos abordados ao
longo do seu texto, como deve ser o atendimento inicial (solicitação de fornecimento, prazos
de ligações, orçamentos de obras para fornecimento, remanejamento de carga), quais as
modalidades tarifárias, como são os contratos, as medições e o faturamento, as formas de
pagamentos, os esclarecimentos sobre a fatura, os procedimentos irregulares, as
responsabilidades da distribuidora e do consumidor, a suspensão do fornecimento, como deve
ser o atendimento ao público e o ressarcimento de danos elétricos.
10
3.3 CLASSIFICAÇÃO DAS UNIDADES CONSUMIDORAS
As unidades consumidoras de energia elétrica são divididas em dois grupos: A e B. No
grupo A enquadram-se as unidades consumidoras cujo fornecimento de energia elétrica se dá
em níveis de tensão iguais ou superior a 2,3 kV ou por meio do sistema subterrâneo de
distribuição em tensão secundária, distinguido pela tarifa binômia, dividido nos subgrupos:
• A1 – tensão de fornecimento superior ou igual a 230 kV;
• A2 – tensão de fornecimento entre 88 kV e 138 kV;
• A3 – tensão de fornecimento em 69 kV;
• A3a – tensão de fornecimento entre 30 kV e 44 kV;
• A4 – tensão de fornecimento entre 2,3 kV e 25 kV;
• AS – tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV feita por sistema subterrâneo de
distribuição.
No grupo B encontram-se as unidades consumidoras em que o fornecimento de energia
elétrica se dá em níveis de tensão inferior a 2,3 kV, distinguido pela tarifa monômia sendo,
dividido nos subgrupos:
• B1 – residencial;
• B2 – rural;
• B3 – industrial, comercial, poder público, serviço público e consumo próprio;
• B4 – iluminação pública.
De acordo com o Art. 4º da resolução nº 414/2010 “a distribuidora deve classificar a
unidade consumidora de acordo com a atividade nela exercida e a finalidade da utilização da
energia elétrica” [7].
Se houver mais de uma atividade na mesma unidade consumidora, ela será classificada
pela atividade que corresponder à maior parcela da carga instalada. Neste caso, o consumidor
poderá solicitar uma medição em separado, desde que viável tecnicamente, constituindo assim
uma nova unidade consumidora. Se, em um mesmo local, houver carga que não seja exclusiva
do subgrupo Serviço Público, a distribuidora deve exigir a separação das cargas para realizar
medição de cargas não-exclusivas.
11
3.3.1 Subgrupo Residencial (B1)
O subgrupo Residencial pode ser dividido nas subclasses: Residencial, Residencial
Baixa Renda, Residencial Baixa Renda Indígena, Residencial Baixa Renda Quilombola e
Residencial Baixa Renda Benefício de Prestação Continuada de Assistência Social (BPC).
Segundo o Art. 8 da resolução nº 414/2010, as unidades consumidoras classificadas
como Residencial Baixa Renda devem ser utilizadas por:
- “família inscrita no Cadastro Único para Programas Sociais do governo Federal –
Cadastro Único, com renda familiar per capita menor ou igual a meio salário mínimo
nacional; ou” [7]
- quem receba o BPC de acordo com os artigos 20 e 21 da Lei nº 8.742 de dezembro de
1993; ou
- família inscrita no Cadastro Único com renda mensal até três salários mínimos que
possua portador de doença ou patologia que necessite de uso continuado de aparelhos,
equipamentos ou instrumentos que demandem consumo de eletricidade, no tratamento ou
procedimento médico. Neste caso, deve haver, no documento de fatura de energia elétrica, a
seguinte mensagem: “UNIDADE CONSUMIDORA CADASTRADA PARA AVISO
PREFERENCIAL”.
Os consumidores classificados como Residencial Baixa Renda recebem o benefício da
Tarifa Social de Energia Elétrica (TSEE), que consiste em descontos sobre a tarifa aplicável
nos consumidores residenciais, excluídos componentes tarifários como os encargos setoriais
da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), do Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) e da Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE)
de acordo com a Tabela 3.1.
Tabela 3.1 - Descontos da Tarifa Social de Energia Elétrica (TSEE)
Consumo (C) Desconto C ≤ 30 kWh 65%
30 kWh < C ≤ 100 kWh 40% 100 kWh < C ≤ 220 kWh 10%
C > 220 kWh Não incide desconto
Consumidores das subclasses Residencial Baixa Renda Indígena e Residencial Baixa
Renda Quilombola têm direito a 100% de desconto quando seu consumo mensal não
12
ultrapassar 50 kWh. Caso esse limite seja excedido, este consumidor receberá o desconto de
acordo com a Tabela 3.1.
3.3.2 Subgrupo Rural (B2)
O subgrupo Rural é formado por unidades consumidoras que desenvolvem atividades
relativas à agropecuária e atividades relacionadas como beneficiamento ou conservação dos
produtos agrícolas de origem da mesma propriedade. É dividida nas subclasses:
• Agropecuária Rural: localizada em área rural, consumidor exerce atividade
relacionada à agropecuária, incluído a conservação dos produtos agrícolas e o
fornecimento para instalações elétricas de poços de captação de água para
atender propriedade rural com finalidade agropecuária e serviço de
bombeamento de água para irrigação.
• Agropecuária Urbana: localizada em área urbana e o consumidor exerce
atividades relacionadas à agropecuária, sendo sua carga instalada
predominantemente destinada à agropecuária. O titular da unidade consumidora
deve possuir registro expedido por órgão público que comprove ser produtor
rural. Esta subclasse não constava na resolução nº 456/2000, ela foi acrescentada
em sua revisão.
• Rural Residencial: unidade consumidora localizada em área rural com finalidade
residencial e utilizada por trabalhador rural ou aposentado nesta condição,
incluída a agricultura de subsistência. Na resolução nº 456/2000, as unidades
consumidoras com as características especificadas como do subgrupo Rural e
que fossem localizadas em área urbana cuja predominância na carga instalada
fosse voltada para atividade agropecuária, também eram classificadas como
Rural Residencial, o que deixou de valer na resolução nº 414/2010.
• Cooperativa de Eletrificação Rural: unidade consumidora que realiza atividade
relacionada à agropecuária e que atenda as condições estabelecidas na legislação
aplicável ou outra atividade na mesma área, sendo a potência disponibilizada no
máximo 45 kVA.
• Agroindustrial: independente da localização, unidade consumidora que tem
como finalidade atividade agroindustrial em que aconteça a transformação ou
beneficiamento de produtos agrícolas, mesmo se vindos de outra propriedade,
13
desde que a potência não ultrapasse 112,5 kVA. Essa subclasse era chamada de
Industrial Rural na resolução nº 456/2000.
• Serviço Público de Irrigação Rural: unidade consumidora localizada na área
rural e que desenvolva trabalhos de bombeamento de água para irrigação
destinada à atividade agropecuária “e explorada por entidade pertencente ou
vinculada à Administração Direta, Indireta ou Fundações de Direito Público da
União, dos Estados, DF ou dos Municípios” [7].
• Escola Agrotécnica: localizada em área rural, unidade consumidora que realiza
atividade de pesquisa e ensino direcionada à agropecuária sem fins lucrativos “e
explorada por entidade pertencente ou vinculada à Administração Direta ou
Indireta ou Fundações de Direito Público da União, dos Estados, DF ou dos
Municípios” [7].
• Aquicultura: unidade consumidora, localizada em área urbana ou rural, voltada
ao cultivo de organismos em meio aquático cuja carga instalada seja
predominantemente destinada à atividade aquicultura e seu titular tenha registro
de produtor rural reconhecido por órgão publico ou outro documento que
comprove o mesmo. Essa é mais uma subclasse que não havia na resolução nº
456/2010 e foi inserida em sua revisão.
Outra mudança ocorrida em relação ao subgrupo Rural foi a extinção da subclasse
Coletividade Rural.
3.3.3 Subgrupo Industrial (B3)
O subgrupo Industrial é definido como unidade consumidora que realiza atividade
industrial, de acordo com a Classificação Nacional de Atividades Econômicas (CNAE), assim
como atividades de suporte e sem fim econômico próprio realizado de forma integrada
fisicamente à unidade consumidora.
3.3.4 Subgrupo Comercial (B3)
O subgrupo Comercial caracteriza-se por unidade consumidora onde é exercida
atividade comercial ou de prestação de serviços, salvo os serviços públicos, sendo dividida
nas seguintes subclasses: comercial, serviço de transporte (com exceção àqueles por tração
14
elétrica), serviço de comunicação e telecomunicação, associações e entidades filantrópicas,
templos religiosos, administração condominial (instalações de uso comum), iluminação em
rodovias (solicitada por quem detenha concessão ou autorização para administração em
rodovias) e semáforos, radares e câmeras de monitoramento de trânsito (solicitada por quem
detenha concessão ou autorização para controle de trânsito).
3.3.5 Subgrupo Poder Público (B3)
O subgrupo Poder Público é definido como qualquer unidade consumidora onde a
solicitação do fornecimento de energia elétrica seja feito por pessoa jurídica de direito
público, assumindo as responsabilidades de consumidor, incluindo a iluminação em rodovias
e semáforos, radares e câmeras de monitoramento de trânsito, salvo aqueles classificáveis
como serviço publico de irrigação rural, escola agrotécnica, iluminação pública e serviço
público. Este subgrupo é dividido nas subclasses poder público federal, poder público
estadual ou distrital e poder público municipal.
3.3.6 Subgrupo Serviço Público (B3)
O subgrupo Serviço Público caracteriza-se pelo fornecimento de energia para unidades
consumidoras com cargas do tipo motores, máquinas e cargas essenciais ao serviço público de
água, esgoto, saneamento e tração elétrica urbana ou ferroviária de responsabilidade direta do
Poder Público ou mediante concessão ou autorização, sendo dividida nas subclasses tração
elétrica e água, esgoto e saneamento.
3.3.7 Subgrupo Consumo Próprio (B3)
O subgrupo Consumo Próprio é caracterizado pelo fornecimento destinado ao consumo
de energia elétrica das instalações da própria distribuidora.
3.3.8 Subgrupo Iluminação Pública (B4)
O subgrupo Iluminação Pública referencia-se às unidades consumidoras de
responsabilidade de pessoa jurídica de direito público ou por esta delegada mediante
15
concessão ou autorização, onde o fornecimento tem como finalidade a iluminação de ruas,
praças, avenidas, túneis, passagens subterrâneas, jardins, vias, estradas, passarelas, abrigos de
usuários de transportes coletivos, logradouros de uso comum e livre acesso, monumentos,
fachadas, fontes luminosas e obras de arte de valor histórico, cultural ou ambiental,
localizados em área pública. Não são considerados serviços de iluminação de propaganda ou
publicidade ou para realização de atividades com interesses econômicos.
3.4 SERVIÇOS ESSENCIAIS
A resolução nº 414/2010 especifica de forma mais clara o que são e quais são os
serviços essenciais, comparada à resolução anterior. O Art. 11 define como serviço ou
atividade essencial aquele “cuja interrupção coloque em perigo iminente a sobrevivência, a
saúde ou a segurança da população” [7]. São eles:
- tratamento e abastecimento de água; produção e distribuição de energia elétrica, gás e
combustível;
-assistência médica e hospitalar;
-unidades hospitalares, institutos médico-legais, centro de hemodiálises e de
armazenamento de sangue, centros de produção, armazenamento e distribuição de vacinas,
soros e antídotos;
- funerários;
- unidade operacional de transporte coletivo;
- captação e tratamento de esgoto e de lixo;
- unidade operacional de serviço público de telecomunicações;
- armazenamento, uso e controle de substâncias radioativas, equipamentos e materiais
nucleares;
- processamento de dados ligados a serviços essenciais;
- centro de controle público de tráfego aéreo, marítimo e urbano;
- instalações que atendam a sistema rodoferroviário e metroviário;
- unidade operacional de segurança pública (policia militar, polícia civil e corpo de
bombeiros);
- câmaras de compensação bancária e unidades do Banco Central e do Brasil;
- instalações de aduana.
16
3.5 TENSÃO DE FORNECIMENTO
Quanto aos níveis de tensão de fornecimento nada foi alterando na resolução nº
414/2010, ou seja, o fornecimento em tensão primária de distribuição menor que 69 kV ocorre
quando a carga instalada na unidade consumidora for superior a 75 kW e a demanda
contratada for a mesma ou inferior a 2.500 kW e o fornecimento em tensão primária de
distribuição igual ou superior a 69 kV ocorre quando a demanda contratada pelo consumidor é
superior a 2.500 kW.
Para o fornecimento em tensão secundária de distribuição em rede aérea, a carga
instalada deve ser igual ou inferior a 75 kW. O que foi acrescentado nesta resolução é que o
fornecimento em tensão secundária em sistema subterrâneo ocorre quando a carga instalada
for tal qual o padrão de atendimento da distribuidora.
Em consumidores cuja tarifa aplicada seja horossazonal, deve-se considerar, para
definição da tensão de fornecimento, a maior demanda contratada. O consumidor atendido em
tensão secundária de distribuição pode solicitar à distribuidora atendimento em tensão
primária mesmo sem possuir carga suficiente para tal, desde que haja viabilidade técnica e o
responsável pela unidade consumidora assuma os investimentos adicionais que existirem
nessa mudança.
3.6 SUBESTAÇÃO COMPARTILHADA
O Art. 16 trata do compartilhamento de subestações. Ele define que o fornecimento às
unidades consumidoras do grupo A pode ser feito dessa forma, contanto que essas unidades
consumidoras estejam na mesma propriedade ou que sejam adjacentes, sendo proibida a
utilização de vias públicas, de passagem aérea ou subterrânea, e de propriedades de terceiros
não envolvidos nesse compartilhamento. Deve haver um prévio acordo entre as unidades
consumidoras participantes do compartilhamento quando houver a inserção de novo
consumidor, além dos já envolvidos inicialmente.
Caso um dos envolvidos no compartilhamento se torne consumidor livre, a medição de
todas as unidades consumidoras dessa subestação deve obedecer à especificação técnica
definida em regulamentação específica.
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3.7 EDIFICAÇÕES COM MÚLTIPLAS UNIDADES CONSUMIDORAS
Nas edificações com múltiplas unidades consumidoras em que o uso de energia elétrica
seja de forma independente, cada divisão caracterizada como uso individualizado é
considerada uma unidade consumidora. Instalações para o atendimento de área de uso comum
caracterizam uma unidade consumidora de responsabilidade do condomínio, da administração
ou do proprietário.
Para edificações cuja atividade exercida seja o comércio ou a prestação de serviços e
onde pessoas físicas ou jurídicas façam uso da energia elétrica em apenas um ponto de
entrega, pode-se considerar uma única unidade consumidora, desde que a propriedade de
todos os compartimentos da edificação seja de apenas uma pessoa física ou jurídica e que a
mesma seja responsável de forma administrativa, se responsabilizando pela prestação de
serviços comum a seus integrantes. O valor da fatura relativa ao fornecimento ou conexão e
uso do sistema elétrico devem ser divididos entre todos integrantes.
Caso não seja possível realizar medições individuais e independentes para cada unidade
consumidora por motivo de inviabilidade técnica, a distribuidora deve instalar medição
totalizadora para entre o ponto de entrega e a entrada do barramento geral, com aprovação dos
consumidores envolvidos. Outra obrigação, neste caso, é que o empreendimento deve ter
instalações elétricas internas de forma que permita a instalação de medidores para
faturamento de novas unidades consumidoras e para a determinação da demanda dos
consumidores do grupo B, quando for preciso faturar unidade consumidora do grupo A por
medição totalizadora. Todos os custos relacionados às ações que devem ser tomadas neste
caso são de responsabilidade dos consumidores responsáveis.
3.8 ILUMINAÇÃO PÚBLICA
É de responsabilidade do Poder Público o serviço de elaboração de projeto,
implantação, expansão, operação e manutenção das instalações de iluminação pública, sendo
possível a transferência destes serviços mediante concessão ou autorização. A distribuidora
pode realizar tais serviços por meio de acordo colaborativo, contanto que a pessoa de direito
público seja responsável pelas despesas decorrentes.
18
Caso o fornecimento às instalações seja realizado por meio de circuito exclusivo, a
distribuidora deve instalar os respectivos equipamentos de medição, caso haja conveniência
técnica ou solicitação do Poder Público.
As reclamações a respeito da iluminação pública por parte do Poder Público devem ser
observadas pela agência estadual conveniada ou pela ANEEL somente sobre o que concerne o
que foi acordado no contrato de fornecimento entre as partes.
No Art. 24 há uma mudança, em relação à resolução nº 456/2000, no que se diz respeito
ao faturamento. A tarifa aplicável é a tarifa B4a e deve ser considerado, pela nova resolução,
o período de 11 horas e 52 minutos de consumo diário, exceto quando se tratar de logradouros
que necessitem iluminação de 24 horas por dia. Na antiga resolução, esse período era de 360
horas para o faturamento mensal. Esse período diário de consumo pode ser discutido após
estudo realizado pelo consumidor e a distribuidora junto ao Observatório Nacional e
devidamente aprovado pela ANEEL. Com relação aos equipamentos auxiliares, seu
faturamento é baseado nas normas técnicas da ABNT, nos dados dos fabricantes ou ensaios
em laboratórios credenciados por órgão oficial.
Se houver uso de equipamentos automáticos que controlem a carga dessas instalações,
reduzindo seu consumo, a distribuidora deve realizar uma revisão da estimativa de consumo e
considerar a redução ocasionada por tais equipamentos. Para instalar esse tipo de
equipamento, deve ser apresentado à distribuidora o projeto específico da instalação.
3.9 ATENDIMENTO INICIAL
O Capítulo III da resolução nº 414/2010 trata sobre todos os aspectos relacionados ao
início do fornecimento de energia elétrica, desde sua solicitação, orçamentos e prazos de
execução de obras até remanejamento de cargas e outras formas de fornecimento (provisório e
a título precário). A seguir, serão analisados os aspectos mais importantes deste capítulo da
resolução para o desenvolvimento e melhor entendimento deste trabalho.
3.9.1 Solicitação do fornecimento
Depois de feita a solicitação de fornecimento, a distribuidora deve orientar ao
interessado que as instalações da unidade consumidora são obrigadas a seguir as normas e
padrões disponibilizados pela própria distribuidora, como aquelas emitidas pelos órgãos
19
oficiais competentes. Cabe também à distribuidora avisar ao interessado sobre a instalação,
em locais apropriados e de livre e fácil acesso, de caixas, quadros, painéis ou cubículos com
objetivo de alojar medidores, transformadores de medição e outros equipamentos da
distribuidora destinados à proteção e à medição, tanto de consumo de energia elétrica como de
demanda de potência, quando houver, caso seja exigido pela distribuidora.
É tarefa da distribuidora, também, avisar ao interessado que dê informações quanto ao
tipo de atividade exercida na unidade consumidora assim como a finalidade do uso de energia
elétrica. Quando for pessoa jurídica, apresentar documentos relativos à sua constituição. No
caso de indígenas, apresentar o Registro Administrativo de Nascimento Indígena (RANI). A
distribuidora deve também informar por escrito ao consumidor se a medição será ou não
externa.
Quando clientes enquadrados nos termos do § 5º do Art. 26 da Lei nº 9.427 de 26 de
dezembro de 1996, consumidores livre, consumidores especiais e consumidores
potencialmente livres realizarem solicitação de fornecimento, este deve ser feito por meio do
Contrato de Compra de Energia Regulada (CCER), discutido mais à frente. A mudança na
definição de consumidor especial e o surgimento do conceito de consumidor potencialmente
livre e do CCER são algumas mudanças que ocorreram nesta norma em relação à antiga,
sobre a solicitação de fornecimento.
3.9.2 Os prazos de ligação
Esta seção sofreu mudança comparada à resolução nº 456/2000. Agora, a distribuidora
deve, contando a partir da data de aprovação das instalações e do cumprimento das demais
condições observadas, realizar a ligação da unidade consumidora em 2 dias úteis, caso
consumidor seja do grupo B e localizado em zona urbana, em 5 dias úteis caso seja
consumidor do grupo B localizado em zona rural e em 7 dias, caso seja consumidor do grupo
A. Esses prazos passaram a valer a partir do dia 1º de março de 2011.
3.9.3 Orçamento e obras para viabilização do fornecimento
Nos casos em que não houver rede de distribuição para pronto atendimento da unidade
consumidora, ou ainda a rede necessitar de reforma ou ampliação ou o fornecimento depender
de ramal subterrâneo, a distribuidora terá um prazo de 30 dias (e não mais 45 dias, como na
20
antiga resolução) contados a partir da solicitação de fornecimento, aumento de carga ou
alteração da tensão de fornecimento para realizar os estudos, os orçamentos e os projetos e
informar por escrito ao consumidor.
Neste documento formal, deve haver uma série de informações relacionadas às
condições de fornecimento, aos aspectos técnicos e aos prazos e deve, obrigatoriamente,
informar a relação de obras e serviços a serem executados na rede de distribuição, os prazos
(de início e de conclusão) das obras e “as características do sistema de distribuição acessado
e do ponto de entrega, incluindo requisitos técnicos, como tensão nominal” [7]. Se for
preciso a realização de estudos, obras ou ampliação da Rede Básica, os prazos devem ser
observados de acordo com os Procedimentos de Distribuição (PRODIST) ou Procedimentos
de Rede.
Segundo o Art. 33, após o recebimento do documento por escrito da distribuidora, o
consumidor terá, no máximo, 30 dias para responder se aceitará os prazos e condições
propostas pela distribuidora, se irá requerer adiantamento no atendimento mediante aporte de
recursos ou se efetuará a obra por conta própria, aceitando o orçamento e o cronograma
apresentado pela distribuidora.
Caso o interessado não se pronuncie no prazo determinado quando se trata de obras sem
ônus para o mesmo, será considerado como concordância com prazos e condições informadas.
Obras que tenham custos para o interessado, após o término do prazo sem manifestação do
mesmo, o orçamento apresentado perde validade. Depois de acordadas, por parte do
consumidor, as condições informadas pela distribuidora, esta última terá um prazo máximo de
45 dias para iniciar as obras, salvos os casos em que os prazos são definidos pelos
Procedimentos de Distribuição ou Procedimentos de Rede. Esse artigo não existia na
resolução nº 456/2000 e foi inserido na resolução nº 414/2010, com o intuito de esclarecer
melhor esse aspecto tanto para a distribuidora como para o consumidor.
3.9.4 Execução de obras pelo interessado
O interessado pode escolher por executar as obras de expansão, reforço ou modificação
da rede existente previamente acordado com a distribuidora. Ela deve autorizar as obras por
escrito e informar a hora, a data e os prazos compatíveis para a execução. Essa obra pode ser
executada por terceiros, desde que sejam registrados no competente conselho de classe,
legalmente habilitados e previamente qualificados. É função da distribuidora fornecer todas
21
normas técnicas, padrões e quaisquer outras informações pertinentes, dentro de um prazo
máximo de 15 dias após o acordo de execução da obra pelo interessado.
A distribuidora deve informar, dentro de um prazo de 30 dias, o resultado da análise do
projeto e em caso de reprovação, o consumidor pode apresentar novo projeto e solicitar nova
análise, sendo o prazo de reanálise de 10 dias, caso a distribuidora não informar os motivos de
reprovação na primeira análise. Tais deveres, além de serviços como vistoria e
comissionamento a fim de incorporar aos bens e instalações da distribuidora, devem ser feitos
sem ônus para o interessado. Essa seção foi inserida na resolução nº 414/2010 baseada na
resolução nº 250/2007, que será revogada após um ano de publicação da nova resolução.
3.9.5 Obras de responsabilidade da distribuidora
Unidades consumidoras situadas em propriedades ainda não atendidas, que possui carga
instalada menor ou igual a 50 kW e se classifique no grupo B, deve ser atendida gratuitamente
quando para o fornecimento for necessário realizar extensão de rede de tensão inferior a 2,3
kV, mesmo que haja instalação ou substituição de transformador e que haja também reforço
na rede de tensão igual ou inferior a 138 kV ou para mesma faixa de valor de tensão de
fornecimento, mesmo que necessite a extensão da rede em tensão igual ou inferior a 138 kV,
atentando ao “plano de universalização de energia elétrica da distribuidora” [7].
Outra novidade da resolução nº 414/2010 é que, quando for solicitado aumento de carga
em unidade consumidora do grupo B cuja carga instalada não ultrapasse 50 kW e não seja
preciso aumentar o número de fases da rede de tensão maior ou igual a 2,3 kV, esse serviço
deve ser executado gratuitamente pela distribuidora. Tais aspectos eram especificados na
Resolução Normativa nº 223/2003, revogada desde 30 de novembro de 2010, o que mostra
que além de revisar e atualizar a resolução nº 456/2000, a nova resolução aglutina certos
aspectos de outras resoluções.
3.9.6 Obras com participação financeira do consumidor
Nos casos em que não se enquadram as condições descritas na seção anterior deste
trabalho, deve-se calcular o encargo de responsabilidade da distribuidora e também a eventual
participação financeira do consumidor quando for necessário.
22
Quando a distribuidora executa as obras, ela deve realizar um contrato específico com o
interessado. Tal contrato deve conter as etapas e prazos de implementação das obras, as
condições de pagamento da participação financeira do consumidor e outras condições
relacionadas ao fornecimento. A participação financeira do consumidor citada poderá ser
parcelada de acordo com as etapas de execução da obra. Sua definição é dada pela diferença
positiva entre o custo proporcionalizado da obra e o encargo de responsabilidade da
distribuidora (ERD) que é dado, conforme [7], pela Equação (3.1):
(3.1)
onde:
• MUSDERD é o montante de uso do sistema de distribuição a ser atendido ou acrescido
para o cálculo do ERD, dado em quilowatt (kW);
• “K” é o fator de cálculo do ERD, especificado em [7], dado por:
(3.2)
• TUSD Fio B é a parcela da tarifa de demanda fora de ponta, que remunera o custo de
operação e manutenção, a remuneração do investimento e a depreciação dos ativos,
em Reais por quilowatt (R$/kW);
• “α” é a relação entre os custos de operação e manutenção, vinculados diretamente à
prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, como pessoal, material,
serviços de terceiros e outras despesas, e os custos gerenciáveis totais da distribuidora
(Parcela B), definidos na última revisão tarifária;
• FRC designa o Fator de Recuperação do Capital que traz o valor presente à receita
uniforme prevista. É dado, de acordo com [7], por:
(3.3)
• “i” é a taxa de retorno adequada de investimentos, definida pelo Custo Médio
Ponderado do Capital (WACC), estabelecido na ultima revisão tarifária e dado por:
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(3.4)
• “n” é o período de vida útil remanescente, em anos, associado à taxa de depreciação
percentual anual “d”, definida na última revisão tarifária e calculado por:
(3.5)
Para clientes do grupo A, o valor do MUSDERD é a demanda contratada, caso a tarifa
aplicável seja a convencional ou horossazonal verde. Se a tarifa aplicável for horossazonal
azul, o MUSDERD será a demanda contratada no horário fora de ponta. Todos esses cálculos
também eram especificados na resolução nº 250/2007 e foram inseridos na atual resolução.
Quando a unidade consumidora for atendida em tensão maior que 2,3 kV, deve ser
acordado o Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição (CCD) e o Contrato de Uso do
Sistema de Distribuição (CUSD) entre cliente e distribuidora antes da execução da obra por
esta.
Quando o interessado solicitar serviços, tais como expansão de rede reserva, melhoria
de qualidade ou continuidade do fornecimento em níveis superiores aos fixados pela ANEEL,
melhorias de aspectos estéticos, empreendimentos habitacionais para fins urbanos e
fornecimento provisório, é de sua responsabilidade arcar com os custos dessas obras e custos
relacionados aos serviços no sistema de distribuição existente.
3.10 TIPOS DE TARIFAS
3.10.1 Tarifa Convencional
A tarifa convencional é caracterizada por ser única para demanda de potência e
consumo de energia, caso consumidor do grupo A e única para consumo de energia, caso seja
consumidor do grupo B.
3.10.2 Tarifa Horossazonal
Essa classificação de tarifa indica que as taxas aplicadas à energia consumida e
demandada contratada variam no tempo. Caso seja tarifa Horossazonal Azul, teremos:
24
- Demanda de potência: há uma tarifa para horário de ponta e outra tarifa para horário
fora de ponta.
- Consumo de energia: há uma tarifa para horário de ponta em período úmido e outra em
período seco e uma tarifa para horário fora de ponta em período úmido e outra em período
seco.
No caso da tarifa Horossazonal Verde, temos:
- Demanda de potência: tarifa única independente se é horário de ponta ou fora de
ponta, período seco ou úmido.
- Consumo de energia: o mesmo da tarifa Horossazonal Azul.
3.10.3 Critérios de enquadramento dos consumidores
Todas as unidades consumidoras conectadas no SIN devem seguir as condições da
Tabela 3.2 para classificação quanto à tarifa aplicada.
Tabela 3.2 - Condições para definição das tarifas
Tensão de Fornecimento
Demanda Contratada
Tarifa
< 69 kV < 300 kW Convencional, Azul ou Verde < 69 kV ≥ 300 kW Azul ou Verde ≥ 69 kV Qualquer Azul
As unidades consumidoras não atendidas pelo SIN são enquadradas na tarifa
convencional ou na tarifa horossazonal azul, de acordo com autorização específica da
ANEEL. Clientes enquadrados na subclasse cooperativa de eletrificação rural podem escolher
serem ou não enquadrados na tarifa horossazonal. A mudança de tarifa só pode acontecer após
12 ciclos completos de faturamento depois da última mudança ocorrida na unidade
consumidora ou desde que o pedido de mudança seja feito após 3 ciclos completos de
faturamento depois da ultima revisão tarifária.
No Art. 59 da resolução nº 414/2010 é esclarecido o horário de ponta e fora de ponta.
Ele estabelece que a distribuidora deve propor esses horários para que sejam aprovados pela
ANEEL em um prazo de 150 dias antes da data de sua revisão tarifária. A data de
homologação da revisão da tarifa é a data de aprovação dos horários de ponta e de fora de
ponta.
25
3.11 TIPOS DE CONTRATOS
É no Capítulo V da nova resolução que encontramos todas as informações e indicações
de como devem ser feitos os contratos entre distribuidora e consumidor.
3.11.1 Contrato de adesão para cliente do grupo B
O anexo IV da resolução traz o contrato de adesão para clientes do grupo B, e ele deve
ser entregue ao consumidor até a data de envio da primeira fatura após a solicitação de
fornecimento. Nos casos em que a ligação for provisória com prazo inferior a 30 dias, o
contrato de adesão deve ser entregue pela distribuidora no momento da solicitação de
fornecimento.
3.11.2 CCD e CUSD
O Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição (CCD) e o Contrato de Uso do
Sistema de Distribuição (CUSD) são celebrados entre consumidores especiais, livres,
potencialmente livres e consumidores titulares de unidades consumidoras que se enquadram
nos termos do § 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
Esses contratos devem conter, além das cláusulas fundamentais aos contratos, outras
cláusulas tais como identificação do ponto de entrega, capacidade de demanda do ponto de
entrega, tensão contratada, datas de início e prazo de vigência e modalidade tarifária e
critérios de faturamento.
Em relação à vigência dos contratos, deve ser observado um prazo de 12 meses. A
prorrogação automática acontece caso o consumidor não se manifestar expressamente em
contrário a ela ao menos 90 dias antes do término da vigência. Os prazos do CCD e do CUSD
devem ser iguais. O consumidor livre ou especial que esteja inadimplente com a unidade
consumidora desligada terá rescisão simultânea do CCD e do CUSD.
Para a contratação do MUSD deve haver um montante de ao menos 3 MW para
consumidores livres, 500 kW para consumidores especiais, responsáveis por unidade
26
consumidora ou conjunto de unidades consumidoras reunidas por comunhão de interesses de
fato ou de direito e 30 kW para demais consumidores.
Deve ser devolvida uma via do CCD e do CUSD ao consumidor, com as devidas
assinaturas, em até 30 dias de seu recebimento. Todos os aspectos que tratam sobre o CCD e o
CUSD são novos, não eram tratados na antiga resolução e nem em outra resolução.
3.11.3 Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER
O CCER deve ser feito por consumidores potencialmente livres, por aqueles que são
titulares de unidades consumidoras que se enquadram nos termos do § 5º do art. 26 da Lei nº
9.427, de 26 de dezembro de 1996, assim como por consumidores especiais e livres cujo
atendimento se dê em parte sob condições reguladas.
Esse contrato traz, além das cláusulas essenciais, outras que informem aspectos como o
montante de energia elétrica contratada, data de início e prazo de vigência, horário de ponta e
de fora de ponta, critérios de faturamento e condições de prorrogações e de fim do contrato.
Quanto ao montante de energia elétrica contratada, para consumidores que se
enquadram nos termos do § 5º do art. 26 da Lei nº 9.427 o montante relativo ao CCER deve
ser o total medido e, para consumidores livres e especiais em condições reguladas, o CCER
deverá conter valores médios mensais de energia elétrica contratada (em MWmédios).
Com relação à vigência do CCER, os prazos e a prorrogação acontecem de maneira
semelhante ao CCD e CUSD, porém, havendo acordo comum entre as partes, poderão existir
prazos de vigência iniciais e prorrogações diferentes, contanto que sejam inferiores à 12
meses. Consumidores inadimplentes desligados também implicam em rescisão imediata do
CCER.
Caso seja solicitado encerramento do CCER antecipadamente acarretará na cobrança do
faturamento dos meses remanescentes ao encerramento, sendo limitado à cobrança de 12
meses. Essa cobrança seguirá os seguintes critérios: valor correspondente aos montantes
médios contratados (quando possível) ou valor correspondente à média da energia elétrica
consumida 12 meses antes do encerramento.
Também deve ser devolvida uma via do CCER ao consumidor, com as devidas
assinaturas, em ate 30 dias de seu recebimento. Como o CCER é uma forma de contratação
nova, que não havia em nenhuma outra resolução normativa, todos os aspectos são novos na
resolução nº 414/2010.
27
3.11.4 Contrato de fornecimento
Esse tipo de contrato é celebrado com consumidores do grupo A que não tenham
celebrado o CUSD. Além de cláusulas fundamentais, ele deve possuir outras, como
identificação do ponto de entrega, capacidade de demanda no ponto de entrada, propriedade
das instalações, tensão contratada, demanda contratada única para vigência do contrato e, se
possível, por posto horário, data de início e prazo de vigência, horário de ponta e de fora de
ponta, modalidade tarifaria e critérios de faturamento.
Dos aspectos da vigência do contrato, devem ser observadas algumas características
como o prazo de 12 meses, a prorrogação automática de 12 meses sempre que o consumidor
não se manifestar contra, dentro de um prazo mínimo de 180 dias antes da data de término. O
prazo de vigência e a prorrogação do contrato podem ser especificados em períodos diferentes
dos apresentados, caso haja acordo entre as partes.
É obrigatória a contratação mínima de 30 kW para a demanda, salvo consumidores que
optarem por faturamento do grupo B. Consumidores do subgrupo Rural e aqueles com
sazonalidade reconhecida não usam contratação única de demanda. Nesses casos, deve ser
contratada uma demanda segundo um cronograma mensal.
Caso ocorra o encerramento do contrato antes da data prevista, a cobrança será dos
valores que correspondem ao faturamento das demandas contratadas de no máximo 6 meses
depois do encerramento do contrato e dos valores que correspondem ao faturamento de 30
kW dos meses remanescentes. Essas informações sobre encerramento contratual foram
inseridas na resolução nº 414/2010 e não existiam na antiga resolução.
Também deve ser devolvida uma via do contrato de fornecimento ao cliente, com as
devidas assinaturas, em até 30 dias de seu recebimento.
3.11.5 Contrato de Iluminação Pública
Tal contrato deve ser feito com os poderes públicos municipais ou distritais e conter
todos os aspectos e cláusulas do contrato de fornecimento, quando cabível, e aquelas
essenciais aos contratos desse tipo, como forma e condições para prestação dos serviços de
operação e manutenção, procedimentos para revisão do consumo de energia elétrica ativa,
28
relacionado à utilização de equipamentos de controle automático de carga, tarifas e tributos
aplicáveis e as condições e os procedimentos para o uso de postes e da rede de distribuição.
Quando for necessário, a distribuidora deve informar ao Poder Público Municipal ou
Distrital, sobre a celebração de um Acordo Operativo, para que sejam especificadas as
condições de intervenção no sistema de distribuição pelos responsáveis por serviços de
operação e manutenção das instalações de iluminação pública. Tal especificação foi
incorporada na resolução nº 414/2010.
Qualquer reclamação por parte do Poder Público em relação à iluminação pública deve
ser feita nas agencias estaduais conveniadas ou na ANEEL, somente no que diz respeito às
cláusulas do contrato.
3.11.6 Encerramento da relação contratual
Pode ocorrer o encerramento do contrato entre distribuidora e consumidor quando for
solicitado pelo consumidor o encerramento e desligamento da unidade consumidora a partir
da data de solicitação, quando tem decorrido 2 ciclos de faturamento depois de suspensão no
fornecimento, salvo quando comprovado procedimento irregular ou religação à revelia
durante a suspensão ou quando por solicitação da distribuidora quando há pedido de
fornecimento por novo cliente referente à mesma unidade consumidora.
O art. 71 foi implementado na resolução nº 414/2010 dizendo que a distribuidora não
pode condicionar o encerramento da relação contratual ao pagamento de débitos.
3.12 DA MEDIÇÃO PARA O FATURAMENTO
3.12.1 Disposições gerais da medição
É obrigação da distribuidora instalar equipamentos de medição em todas as unidades
consumidoras, salvo os casos de fornecimento provisório ou com finalidade de iluminação
pública, semáforos, iluminação interna das vias dos condomínios fechados horizontais e todo
equipamento instalado em via pública.
O consumidor que execute atividade de irrigante ou aquicultor é responsável pelos
equipamentos de medição e controle de energia e pelos custos envolvidos em sua aquisição.
Tais equipamentos não podem ser adicionados ao patrimônio da distribuidora.
29
Quanto à substituição de medidor, essa deve ser informada ao consumidor, por
correspondência específica, informando o motivo da substituição e a leitura do medidor
substituído e do medidor instalado.
A distribuidora não pode alegar como justificativa para negação ou retardo de ligação
ou início de fornecimento, a falta de equipamentos para medição.
No caso das habitações multifamiliares regulares ou irregulares de baixa renda, cada
família deve ter um medidor instalado. Se isso for tecnicamente inviável, a distribuidora deve
utilizar medição única para a unidade consumidora multifamiliar.
O consumidor deve assegurar livre acesso dos inspetores credenciados aos locais onde
estejam instalados os medidores para ser efetuada a sua verificação periódica segundo
critérios informados nas leis de metrologia.
3.12.2 Medição externa
A resolução n° 258/2003 trata sobre as medições externas. Ela será revogada após um
ano da publicação da resolução nº 414/2010, que insere e altera alguns aspectos sobre este
assunto.
O Art. 81 esclarece que é de total responsabilidade da distribuidora a manutenção dos
equipamentos destinados à medição externa. Quando a medição for realizada externamente, a
distribuidora deve disponibilizar equipamento que permita ao consumidor verificação da
leitura da medição através de mostrador.
Fica a cargo da distribuidora optar pela utilização de Sistema de Medição Centralizada
(SMC) externo ou sistema encapsulado, sendo obrigatório a disponibilização de Terminal de
Consulta do Consumidor Individual (TCCI) para a leitura da medição pelo consumidor.
Quando o TCCI apresentar falha, a distribuidora terá 15 dias a partir da data de reclamação do
cliente ou da constatação do problema, para providenciar a substituição do equipamento.
Qualquer obra ou serviço necessário para a instalação ou mudança dos equipamentos de
medição externa deve ser executada sem ônus para o consumidor. Quando ocorrer mudança
para medição externa, a distribuidora terá um prazo de 30 dias antes da data de adequação
para informar ao consumidor.
Patrimônios históricos, culturais e artísticos classificados como objetos de tombamento
pelo Poder Público, seja ele Federal, Estadual ou Municipal, não podem ter instalado medição
externa, salvo nos casos em que existe autorização dos respectivos órgãos.
30
3.13 FATURAMENTO E PAGAMENTO
3.13.1 Faturamento do grupo A
Houve mudança com relação ao faturamento do consumo de energia elétrica ativa. No
caso em que houver CCER celebrado com consumidores especiais ou livres, cujo montante de
energia elétrica ativa medida no ciclo de faturamento, em megawatt-hora (MWh), for superior
ao produto do número de horas do ciclo pelo limite estabelecido para a energia elétrica ativa
contratada, fixado em MWmédio para cada ciclo de faturamento, o faturamento da energia
elétrica ativa será dado, de acordo com [7], por:
(3.6)
onde:
• FEA(p) é o faturamento da energia elétrica ativa, por posto horário “p”, em Reais
(R$);
• MWMÉDIO CONTRATADO indica o limite estabelecido para a energia elétrica ativa
contratada, estabelecida em MWmédio para cada ciclo de faturamento;
• HORACICLO define a quantidade total de horas do ciclo de faturamento.
Para os mesmos tipos de consumidores, quando o montante de energia elétrica ativa
medida no ciclo de faturamento, em megawatt-hora, for menor ou igual ao produto do número
de horas do ciclo pelo limite estabelecido para a energia elétrica ativa contratada, fixado em
MWmédio para cada ciclo de faturamento, o faturamento da energia elétrica ativa será dado,
conforme [7], por:
(3.7)
onde EEAM(p) equivale ao montante de energia elétrica ativa por posto horário “p”, em Reais
(R$). A Equação (3.7) também é aplicada aos demais consumidores que celebrem o CCER.
3.13.2 Faturamento do grupo B
Unidades consumidoras do grupo B têm suas faturas realizadas com base no consumo
de energia elétrica ativa.
31
3.13.3 Ultrapassagem
Foi alterado o cálculo para cobrança de consumo de demanda que ultrapasse o total
contratado na resolução nº 414/2010 em relação à antiga. De acordo com a resolução nº
456/2000, unidade consumidora com tarifa convencional pagaria uma tarifa de ultrapassagem
equivalente a 3 vezes o valor da tarifa normal de fornecimento. Além disso, os limites de
ultrapassagem, sem que fossem cobradas tarifas diferenciadas, eram de 5% da demanda
contratada para unidade consumidora atendida em tensão igual ou superior a 69 kV e de 10%
da demanda contratada para unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a
69 kV.
A nova resolução limita em 5% a tolerância para o montante de demanda de potência
ativa ou MUSD. A cobrança será realizada seguindo a Equação (3.8) retirado de [7]:
(3.8)
onde:
• DULTRAPASSAGEM (p) é o valor correspondente à demanda de potência ativa ou MUSD
excedente, por posto horário “p”, em Reais (R$);
• PAM (p) é a demanda de potência ativa ou MUSD medidos em cada posto de horário
“p” no período de faturamento, em quilowatt (kW);
• PAC (p) é a demanda de potência ativa ou MUSD contratados, por posto horário “p”
no período de faturamento, em quilowatt (kW);
• VRDULT (p) é o valor de referência equivalente às tarifas de demanda de potência
aplicáveis aos subgrupos do grupo A ou as TUSD-Consumidor-Livres;
• e “p” indica o posto horário: de ponta ou de fora de ponta.
Não se aplica esse cálculo às unidades consumidoras da subclasse tração elétrica sob
responsabilidade de um só consumidor e que operem interligadas eletricamente.
3.13.4 Descontos ao irrigante e ao aqüicultor
Os artigos 107, 108 e 109 da resolução nº 414/2010 tratam das condições de concessão
de descontos aos consumidores que executem atividades relacionadas à irrigação e à
aquicultura. Tais aspectos eram dispostos na resolução nº 207/2006 (que será revogada após
32
um ano da publicação da nova resolução) e foram incorporados, com suas devidas alterações,
à nova resolução.
Para melhor esclarecimento, as cargas definidas como aquicultura são cargas específicas
utilizadas no bombeamento dos tanques de criação, berçário, na aeração e iluminação nesses
locais e cargas definidas. As cargas definidas como irrigação são cargas destinadas ao
bombeamento e aspersão de água.
Para obter o desconto, a unidade consumidora deve, além de realizar as atividades já
mencionadas, ser atendida pelo SIN, solicitar por escrito o desconto e não possuir débitos
vencidos junto à distribuidora.
O desconto deve ser aplicado em um período diário e continuo de 8 horas e 30 minutos,
das 21 horas e 30 minutos às 6 horas do dia seguinte, sendo possível um acordo entre
distribuidora e consumidor para escolha de outro horário de início.
O desconto deve ser concedido independentemente do subgrupo tarifário da unidade
consumidora e suspenso quando do inadimplemento ou da constatação de procedimento
irregular que tenha provocado faturamento incorreto da unidade consumidora beneficiada
com o desconto.
Os percentuais dos descontos devem ser aplicados de acordo com a Tabela 3.3.
Tabela 3.3 - Percentuais do desconto à irrigantes e à aquicultor. Fonte: Resolução Normativa Nº 414, de 9 de setembro de 2010 - ANEEL.
Regiões do País Grupo
A Grupo
B
Nordeste, Estado do Espírito Santo e os Municípios do Estado de Minas Gerais de que tratam as Leis no 1.348, de 10 de fevereiro de 1951, no 6.218, de 7 de julho de 1975, e no 9.690, de 15 de julho de 1998, da mesma forma outros Municípios do Estado de Minas Gerais incluídos na área de atuação da Agência de Desenvolvimento do Nordeste – ADENE, conforme o art. 2o do Anexo I do Decreto no 6.219, de 2007.
90% 73%
Norte e Centro-Oeste e demais Municípios do Estado de Minas Gerais
80% 67%
Demais Regiões 70% 60%
Consumidores do grupo A com faturamento pelo grupo B recebem descontos do grupo B.
33
3.13.5 Faturamento incorreto
Mudanças ocorreram sobre este assunto comparando a resolução revogada com a nova.
Na resolução nº 456/2000, quando, por motivos de sua responsabilidade, a distribuidora
faturar valores menores que o que deveria ou não apresentar fatura, ela não deveria realizar
cobrança complementar. Já na nova resolução, ela deve providenciar a cobrança da quantia
não recebida de no máximo dos últimos 3 ciclos de faturamento, parcelando o débito pelo
dobro do período constatado, inserindo as parcelas nas faturas seguintes.
Já no caso de faturamento maior, a resolução nº 414/2010 diz que cabe à distribuidora
realizar a devolução ao consumidor na fatura seguinte ao que aconteceu o faturamento
incorreto em prazo máximo de 36 meses. Na resolução revogada, esse prazo era de 5 meses.
O valor dessa devolução deve ser o dobro do valor pago a mais, exceto nos casos em que for
engano justificável. Caso o valor a devolver seja superior ao valor da fatura subseqüente, o
crédito que sobrar deverá ser debitado nos ciclos de faturamento seguintes. Caso o
consumidor solicite de forma específica, o valor a ser devolvido deve ser feito em moeda
corrente.
Quando o erro de faturamento ocorrer por conta de classificação indevida, por motivo
atribuído ao consumidor, deve ser cobrado do consumidor as quantias não recebidas e a
distribuidora deve devolver as quantias que foram pagas a mais nas faturas seguintes à que foi
constatada o erro. Nos dois casos, o limite do prazo de devolução ou cobrança é de 36 meses.
Quanto a esse tipo de erro de faturamento, a resolução nº 456/2000 só tratava dos casos de
faturamento a menor, dizendo que o consumidor era o responsável por pagar a diferença sem
direito a receber nada, caso houvesse faturamento para maior. Percebe-se aqui uma vantagem
para o consumidor nesse processo de atualização desta resolução.
3.13.6 Pagamento
O Art. 117 da nova resolução foi formulado para explicar sobre serviços de pagamento
da fatura de energia elétrica.
Caso seja autorizado pelo consumidor, poderá ser efetuado pagamento automático por
meio de débito em conta-corrente e, quando um titular for responsável por mais de uma
unidade consumidora, ele poderá optar pelo faturamento do montante total em débito por
meio de única operação. Neste caso, a emissão individual da fatura de cada unidade
34
consumidora que o titular for responsável deverá constar, possibilitando o pagamento
individualizado.
Uma parte da resolução normativa nº 407/2010 foi inserida no art. 118 da resolução nº
414/2010 e ele informa do serviço de parcelamento de débito, que poderá ocorrer caso
solicitado pelo consumidor e com consentimento da distribuidora. Essas parcelas poderão ser
inseridas nas faturas subseqüentes. Se acontecer atraso no pagamento, serão cobrados juros de
mora de 1% ao mês, multa de até 2% e atualização monetária baseada no Índice Geral de
Preços do Mercado (IGP-M) de acordo com o art. 126 da resolução nº 414/2010.
Unidades consumidoras classificadas como Residencial Baixa Renda, poderão solicitar
parcelamento da fatura de energia elétrica obedecendo a condição de que sejam mais de duas
parcelas e sendo proibido novo parcelamento de valores já parcelados.
3.14 RESPONSABILIDADES DA DISTRIBUIDORA
O Capítulo XII da resolução nº 414/2010 esclarece as responsabilidades da
distribuidora. Cabe a ela, durante o período de 3 ciclos consecutivos e completos de
faturamento, realizar testes para adequação da demanda contratada e a escolha da modalidade
tarifária no início do fornecimento, quando houver mudança de classificação de grupo B para
grupo A, quando houver migração para tarifa horossazonal azul e no acréscimo de demanda,
quando maior que 5% da contratada.
Durante esse período de testes, a demanda considerada para fins de faturamento é a
demanda medida, exceto quando for pedido o aumento de demanda já mencionado. Neste
caso, considera-se o maior valor entre demanda medida e demanda contratada antes do pedido
de acréscimo.
A cobrança de ultrapassagem de demanda ou do MUSD nesse período de testes é feita
quando os valores medidos forem maiores que a nova demanda contratada ou inicial, maior
que 5% da demanda anterior ou inicial ou 30 % da demanda adicional ou inicial.
Quando solicitado pelo consumidor, a distribuidora deverá realizar aferição do medidor.
O que mudou nessa parte na nova resolução é em relação ao prazo 30 dias que a distribuidora
tem para realizar a aferição do medidor após solicitação do cliente e o prazo de 30 dias, a
partir do recebimento da comunicação do resultado da primeira aferição, para ser feita nova
aferição pelo órgão metrológico. No segundo caso, os custos de frete e aferição devem ser
informados e mais nada deverá ser cobrado do consumidor.
35
Outro artigo que foi inserido na atualização da resolução foi o art. 138, que diz que “A
distribuidora é obrigada a fornecer energia elétrica aos interessados cujas unidades consumidoras, localizados
na área concedida ou permitida, sejam de caráter permanente e desde que suas instalações elétricas satisfaçam
às condições técnicas de segurança, proteção e operação adequadas, ressalvadas as exceções previstas na
legislação aplicável.” [7].
3.14.1 Atendimento comercial
Na resolução nº 456/2000 e nas outras resoluções da ANEEL, nada era esclarecido ou
especificado sobre a qualidade do atendimento comercial das distribuidoras.
A resolução nº 414/2010 estabelece que os padrões de atendimento comercial devem ser
seguidos e estão dispostos no Anexo III da mesma norma. Percebe-se uma maior fiscalização
por parte da ANEEL em solicitar um relatório mensal de parâmetros de qualidade no
atendimento.
Caso não sejam atingidos os padrões de qualidade no atendimento especificados
anteriormente, a distribuidora será obrigada a calcular e realizar crédito ao consumidor na
fatura seguinte à que foi apurada, seguindo o seguinte cálculo retirado de [7]:
(3.9)
onde:
• EUSDMÉDIO é a média aritmética dos encargos de uso do sistema de distribuição
informado na conta de energia, correspondentes aos meses do período de apuração;
• “Pv” é o prazo verificado do atendimento comercial e;
• “Pp” refere-se ao prazo normativo do padrão de atendimento comercial;
Quando houver multiplicidade de violação de um padrão de qualidade de atendimento
ou a violação de mais de um padrão, o crédito será a soma dos créditos individuais para cada
período de apuração, sendo o valor do crédito dado ao consumidor em 10 vezes o valor do
encargo do uso do sistema de distribuição. Por exemplo, caso a fatura de energia elétrica
apresentar um total de R$ 100,00 e o tempo de execução de serviço ultrapassou 2 horas o
prazo da resolução, o EUSD foi de R$ 6,00, logo o crédito repassado ao consumidor foi de R$
1,64.
36
O cálculo referente à suspensão indevida do fornecimento, especificado no art. 174, é
dado, conforme [7], por:
(3.10)
onde “T” é a duração total da suspensão indevida, em horas. Caso seja violado o prazo para
religação, o credito repassado será o maior entre o calculado por suspensão indevida e o
correspondente ao da violação do prazo de religação. Vale ressaltar que, neste caso, também o
valor creditado não poderá ultrapassar o valor de 10 vezes do EUSD.
O processo de coleta dos dados e apuração dos padrões de atendimento comercial
especificados na resolução nº 414/2010 devem possuir certificação da International
Organization for Standardization, ISO 9000.
3.14.2 Sobre as reclamações
Essa seção da resolução nº 414/2010 foi retirada da resolução nº 373/2009 (que será
revogada depois de passado um ano da publicação da nova resolução) e acrescentadas
algumas pequenas alterações, com o intuito de unificar tudo que se refere às reclamações por
parte dos consumidores.
O anexo I da nova resolução estabelece como a distribuidora deve classificar as
reclamações. Ela deve apurar as reclamações efetuas por todos os meios disponibilizados, a
cada mês, as seguintes informações por tipo de reclamação: a quantidade de reclamações
recebidas, a quantidade de reclamações procedentes e improcedentes e o prazo médio de
solução das reclamações que procedem.
Existem dois indicadores anuais, Duração Equivalente de Reclamação (DER) e
Freqüência Equivalente de Reclamação (FER), que relacionam as reclamações aos serviços
executados pela distribuidora. Suas metas e definições são estabelecidas por resolução
específica e o não cumprimento dessas metas resultará no pagamento de multa conforme
especificado na Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004. Segundo [7], a Equação
(3.11) especifica o valor de DER:
37
(3.11)
E o valor de FER é dado pela Equação (3.12):
(3.12)
onde:
• Reclamações_Procedentes(i) refere-se a quantidade de reclamações procedentes
dos consumidores do tipo “i” solucionadas pela distribuidora no período de
apuração;
• PMS(i) é o prazo médio de solução das reclamações procedentes do tipo “i” no
período de apuração, em horas e centésimos de horas;
• Ncons é número de consumidores no final da apuração, e;
• “i” é o tipo de reclamação das “n” possíveis, de acordo com o Anexo I.
3.15 RESPONSABILIDADES DO CONSUMIDOR
A resolução nº 414/2010 pouco alterou ou incorporou aspectos sobre as
responsabilidades do consumidor. Algumas pequenas mudanças ocorreram no que diz
respeito aos distúrbios no sistema elétrico, como as obrigações do consumidor de instalar
aparelhos corretivos ou de pagar pelas obras de instalação de tais.
Continua sob total cuidado do consumidor todo sistema após o ponto de entrega, em se
tratando de adequação técnica e segurança das instalações da unidade consumidora. São,
também, de responsabilidade do consumidor, os danos causados às pessoas, aos bens, aos
equipamentos de medição ou ao sistema elétrico da distribuidora, ocasionados por defeitos ou
inadequações nas instalações internas da unidade consumidora.
3.16 SUSPENSÃO DO FORNECIMENTO
A distribuidora tem total poder de interromper o fornecimento quando comprovado uma
ligação clandestina que permita a utilização de energia elétrica sem que haja notificação de
consumo.
38
Em caso de inadimplência, o cliente deverá ser avisado de forma escrita e com entrega
comprovada, impressa em destaque na própria fatura, com no mínimo 3 dias em casos de
ordem técnica ou de segurança e 15 dias nos casos de inadimplência antes da suspensão.
Quando comprovada deficiência técnica ou de segurança na unidade consumidora que
coloque em risco as pessoas ou o funcionamento do sistema elétrico, o fornecimento deve ser
suspenso imediatamente.
Uma mudança que traz a nova resolução é com relação à suspensão do fornecimento a
unidades consumidoras que estejam com fatura vencida e não paga. Neste caso, a
distribuidora terá um prazo de 90 dias a partir da data de vencimento dessa fatura para realizar
a suspensão; caso contrário, não será permitido, desde que não haja determinação jurídica ou
outro motivo justificável. A suspensão deverá acontecer em horário comercial.
3.17 RELIGAÇÃO DA UNIDADE CONSUMIDORA
A resolução nº 414/2010 alterou os prazos referentes a religação das unidades
consumidoras. Segundo a resolução nº 456/2000, clientes que estavam com fornecimento
suspenso deveriam ter fornecimento restabelecido num prazo de 48 horas após solicitação da
comprovação de pagamento. Agora, de acordo com a nova resolução, os prazos são de 24
horas para religação normal em zona urbana e de 48 horas para religação do mesmo tipo em
zona rural. Religação de urgência em zona urbana continua com prazo de 4 horas e em zona
rural, o prazo passa a ser de 8 horas. Nos casos de religação de urgência, a comprovação do
pagamento dos débitos deve acontecer no momento da religação.
3.18 DO ATENDIMENTO AO PÚBLICO
Outro aspecto incorporado com o intuito de esclarecer e facilitar o atendimento ao
consumidor é no que diz respeito à disponibilização de, ao menos, uma unidade de
atendimento presencial em todos os municípios atendidos pela distribuidora.
A estrutura de pessoal desse posto de atendimento presencial deve ser tal que considere
um tempo máximo de 45 minutos de espera, salvo casos de força maior. As horas de
funcionamento estão relacionadas com a quantidade de unidades consumidoras no município,
de acordo com a Tabela 3.4.
39
Tabela 3.4 - Relação de horas de serviço nas unidades de atendimento presencial por quantidade de unidades consumidoras no município.
Horas de Serviço
Unidades Consumidoras no Município
8 horas/semana Até 2000 4 horas/dia Mais de 2000 8 horas/dia Mais de 10000
Cada unidade de atendimento deve ter fixado na entrada os dias e horários de
funcionamento e dispor de, entre outras coisas, um exemplar da resolução que trate sobre o
fornecimento de energia elétrica, tabela informando 6 datas para vencimento da fatura e os
números telefônicos para contato com a ANEEL e, quando a distribuidora possuir, o da
ouvidoria. O atendimento presencial não é obrigatório aos sábados, domingos e feriados,
sejam eles nacionais ou locais.
3.19 RESSARCIMENTO DE DANOS ELÉTRICOS
A resolução nº 414/2010 apenas incorporou aspectos das resoluções nº 061/2004 e nº
360/2009. Ela trata dos danos elétricos causados somente a clientes do grupo B. Nada foi
mudado nessa inserção.
O consumidor continua tendo o prazo de 90 dias, contados a partir do dia do suposto
dano, para solicitar o ressarcimento informando data e horário do possível dano, comprovação
que o solicitante é o titular da unidade consumidora, relato do problema apresentado pelo
equipamento e informações específicas do equipamento, como fabricante, marca e modelo.
Esta solicitação poderá ser feita através de todos os meios disponibilizados pela distribuidora.
Após a solicitação, a distribuidora terá 10 dias para realizar a vistoria e após a vistoria,
mais 15 dias para informar ao solicitante o resultado da vistoria. Caso seja confirmado dano, a
distribuidora deverá, dentro de um prazo de 20 dias, efetuar ressarcimento por pagamento em
moeda corrente ou providenciar o conserto ou substituição do aparelho danificado. O prazo
para realizar a vistoria pode ser de um dia útil quando se tratar de aparelhos que acondicionam
alimentos perecíveis.
40
3.20 ASPECTOS FINAIS E TRANSITÓRIOS
A última seção da resolução nº 414/2010 estabelece como devem acontecer as
mudanças dos contratos celebrados entre distribuidoras e consumidores e quais os prazos para
entrar em vigência esses novos contratos. Também, são definidos os prazos de vigências das
normas que foram incorporadas e alteradas na nova resolução.
Os contratos de fornecimento vigentes celebrados entre distribuidora e consumidores
potencialmente livres, especiais ou livres devem ser substituídos por CCER e por CCD
quando proprietário da instalação for outra distribuidora, por Contrato de Conexão às
Instalações de Transmissão (CCT), quando celebrado por concessionária de serviço público
de transmissão, por CUSD e por Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) de
acordo com regulamentação específica.
Demais contratos de fornecimento feitos entre consumidores e outros agentes que não
sejam a distribuidora local, devem ser substituídos por Contrato de Compra de Energia no
Ambiente de Contratação Livre (CCEAL) e por CUSD e CCD, quando aplicável.
Os prazos de substituição são de 180 dias após vigência da resolução nº 414/2010, salvo
em casos que haja acordo entre as partes. Contratos com prazo de vigência indeterminado
devem ser substituídos em um prazo máximo de 360 dias da publicação da nova resolução.
A distribuidora é obrigada a enviar, faltando 90 dias para fim do contrato de
fornecimento, minuta dos novos contratos ao consumidor.
A distribuidora foi obrigada a enviar, até 1º de outubro de 2010, a todos os clientes
classificados como Residencial e Residencial Rural, por meio de mensagem na fatura de
energia elétrica a respeito do direito à TSEE. A aplicação da TSEE será cancelada, a partir do
primeiro ciclo de faturamento completo após as mostradas na Tabela 3.5, para consumidores
classificados como Residencial Baixa Renda, com base na leitura feita no mês de julho de
2010, por atenderem às condições estipuladas na Resolução nº 246/2002.
Tabela 3.5 - Data de cancelamento da TSEE por média móvel de consumo. Fonte: Resolução Normativa Nº 414, de 9 de setembro de 2010 – ANEEL.
Média móvel de consumo (kWh) Data maior ou igual a 80 01/12/2010
maior que 68 01/03/2011 maior que 55 01/06/2011 maior que 30 01/09/2011
menor ou igual a 30 01/11/2011
41
A resolução nº 414/2010 entrou em vigor no dia da sua publicação, 9 de setembro de
2010, ficando revogadas as demais disposições que foram comentadas neste trabalho ou que
sejam contrárias à resolução.
42
4. DOCUMENTOS NORMATIVOS DA COELCE
A Companhia Energética do Ceará - Coelce é a empresa responsável pelo fornecimento
de energia elétrica em todos os 184 municípios do Ceará. Com sede em Fortaleza, ela fornece
energia para mais de 2,8 milhões de unidades consumidoras, dentre essas 2,1 milhões
classificadas como residenciais, 5,9 mil como industriais, 151,3 mil comerciais e 35,7 mil
institucionais [15].
A Companhia foi privatizada em 1998 e ganhou direito de concessão pelo prazo de 30
anos contados a partir da data de privatização. Hoje, ela pertence ao grupo espanhol Endesa,
que, desde 2007, passou a ser acionada pelas empresas italianas, Enel e Acciona [15].
Tendo em vista a publicação da nova resolução, que trata sobre o fornecimento de
energia elétrica e dos direitos e deveres da distribuidora e do consumidor, a Coelce vem
adequando todos seus documentos normativos técnicos e comerciais para atender, no prazo
determinado pela ANEEL, todas as mudanças relativas aos serviços por ela executados.
A Coelce disponibiliza em seu site na internet os documentos e normas relacionados aos
serviços por ela executados. Eles são agrupados em: Critérios de Execução, Critérios de
Projetos, Decisões Técnicas, Especificações Técnicas, Normas Corporativas, Normas
Técnicas, Padrões de Estruturas, Padrão de Material (equipamentos, condutores, postes de
concreto, ferragens, isoladores e acessórios, iluminação, conectores e preformados,
aterramento e matérias para ambientes agressivos) e Padrões de Subestação.
A seguir, serão mostrados alguns desses documentos que já foram adequados à
resolução nº 414/2010 e que estão em processo de revisão para a adequação.
4.1 NORMA TÉCNICA 003/2011 R-02 – FORNECIMENTO DE ENERGIA
ELÉTRICA A PRÉDIOS DE MÚLTIPLAS UNIDADES CONSUMIDOR AS
A NT-003 é um documento da Coelce que trata sobre o atendimento e as condições de
fornecimento a prédios de múltiplas unidades consumidoras. Atualmente ela está em processo
de revisão, valendo ainda sua versão NT-003/2000 R-01.
Ela tem como objetivo orientar tecnicamente projetistas e construtores e estabelecer
regras e recomendações no projeto e execução de instalações de fornecimento de energia
elétrica a prédios de múltiplas unidades consumidoras [16].
43
Além de usar como referência a resolução nº 414/2011 da ANEEL, ela se fundamenta
em outras normas técnicas, padrões de estruturas e especificações técnicas da Coelce e em nas
normas da ABNT NBR 5410, NBR 14039 e NBR NM 60898.
O campo de aplicação dessa norma refere-se a novos prédios de múltiplas unidades
consumidoras, ampliações e reformas de condomínios verticais residenciais ou comerciais,
shopping centers ou estabelecimentos com mais de 6 unidades consumidoras com medição
agrupada. Caso o estabelecimento tenha até 6 unidades consumidoras, este deve seguir as
orientações da NT-001 – Fornecimento de energia Elétrica em Tensão Secundária de
Distribuição e suas normas complementares. Unidades consumidoras cujo serviço de hotelaria
seja executado não seguem esta norma técnica.
Os limites de fornecimentos são especificados de acordo com o número de fases que
alimenta a unidade consumidora, levando-se em consideração sua carga instalada. Prédios de
múltiplas unidades consumidoras não poderão ser ligados com circuito bifásico.
A NT-003 ainda especifica aspectos relacionados às condições de fornecimento (ligação
da unidade consumidora, aumento de carga e suspensão do fornecimento), às conexões com a
rede externa de baixa e de média tensão, às responsabilidades do empreendedor e da Coelce, à
entrada de serviço (ponto de ligação, ramal de ligação, ponto de entrega e ramal de entrega), à
medição, à localização e tipo de proteção, à ligação de estabelecimentos comerciais e aos
critérios para o cálculo de demanda e para aceitação do projeto.
4.2 NORMA TÉCNICA 004/2011 R-05 – FORNECIMENTO DE ENERGIA
ELÉTRICA EM ALTA TENSÃO – 69 KV
A NT-004/2011 foi revisada para ser adequada de acordo com os aspectos dispostos
na resolução nº 414/2010 da ANEEL e com a segunda revisão do PRODIST. Ela está em
vigência desde 29 de abril de 2011 e tem como objetivo estabelecer as regras e
recomendações aos consumidores cativos e livres e aos projetistas e construtores sobre
instalações em tensão de fornecimento de 69 kV.
Ela, também, usa como referência outras resoluções normativas da ANEEL, normas da
ABNT e outros documentos internos da Coelce, além de especificações corporativas. Seu
campo de aplicação abrange toda instalação nova ou a reformar em zona urbana ou rural.
Sobre os procedimentos de acesso, são feitos processos diferentes para consumidores
cativos e consumidores livres. Para melhor entender o assunto disposto na NT-004, há uma
44
seção que trata das definições, de onde tem-se o conceito de consumidor cativo aquele
atendido pela Coelce conforme as tarifas e regras da ANEEL [17]. Esses consumidores
devem enviar o documento do Anexo A da NT-004 à Coelce, solicitando o fornecimento de
energia.
Já os consumidores livres, passam por um processo de viabilização do acesso
constituídos por quatro etapas: consulta de acesso, informação de acesso, solicitação de
acesso e parecer de acesso.
O consumidor que já estiver conectado ao sistema da Coelce e desejar aumento de
demanda deverá enviar o documento do Anexo F da NT-004. Um Acordo Operativo será
celebrado após analise do projeto sendo firmados os seguintes contratos por tipo de cliente:
Tabela 4.1 - Tipo de Cliente e Contratos Celebrados.
Tipo de cliente Tipo de Contrato Consumidor Cativo Contrato de Fornecimento
Consumidor Potencialmente Livre Contrato de Fornecimento; CUSD; CCD Consumidor Livre CUSD ou CCD
Sobre os limites de fornecimento, os que forem feitos em tensão igual ou maior que 69
kV, no caso dos consumidores cativos, estes devem possuir demanda contratada ou estimada
de 2500 kW. No caso do consumidor livre, o MUSD contratado deverá ser maior ou igual a
3000 kW.
A NT-004 ainda trata das possibilidades de atendimento para ligação da unidade
consumidora. São três as possibilidades: instalação de conexão de unidade consumidora de
AT sem disjuntor, com dois disjuntores e com um disjuntor.
Ficam estabelecidos pela NT-004, aspectos relativos à entrada de serviços de unidades
consumidoras com fornecimento em 69 kV (ponto de entrega ou ponto de conexão e ramal de
entrada), à subestação (aérea, abrigada ou semi-abrigada), à medição, à proteção, ao sistema
de aterramento, à geração própria e às condições do projeto.
4.3 NORMA TÉCNICA 007/2011 R-03 – FORNECIMENTO DE ENERGIA
ELÉTRICA PARA ILUMINAÇÃO PÚBLICA
A norma técnica NT-007 trata dos aspectos relacionados ao fornecimento para
iluminação pública. Além de se adequar à resolução nº 414/2010, ela irá cancelar e substituir
45
alguns itens da DT-044/2011 R-18 e unificar a NT-007A e a DT-134. Atualmente, ela está em
processo de revisão, valendo ainda sua versão NT-007/2007 R-02.
A NT-007 tem como objetivo estabelecer todas as regras e recomendações sobre
serviços nas instalações de iluminação pública dos municípios, realizados pela Coelce ou
pelas Prefeituras Municipais.
Além da resolução nº 414/2010, são usados outros documentos normativos da Coelce e
da ABNT como referências normativas. Ela é aplicada a todos os serviços relacionados à
iluminação pública dos municípios do Ceará.
Sobre as condições de acesso, quando a ligação ao sistema da Coelce for feito com
condutores multiplexados ou condutores nus, esta deverá ser feita por profissional da Coelce
ou de empresa parceira, conforme escrito nos artigos 68 e 69 da resolução nº 414/2010. Um
acordo operativo deve ser celebrado entre a Coelce e a Prefeitura Municipal especificando
responsabilidades para execução de serviços nas instalações de iluminação pública e custeios
para tal.
Cabe a Coelce realizar e arcar com os custos dos serviços de operação e manutenção das
instalações destinadas a iluminação pública quando o acervo continuar com ela, instalar os
equipamentos para medição e analisar e aprovar os projetos de iluminação pública. As
responsabilidades da Prefeitura Municipal são manutenção e operação das instalações de
iluminação pública que pertencem a ela, elaboração do projeto ou autorizar que o mesmo seja
realizado por empresa contratada, pagamento dos custos relativos à construção, expansão e
manutenção conforme NT-009 e a resolução nº 414/2010, instalação de caixas de medição e
proteção e cumprir com o acordo operativo.
A NT-007 ainda estabelece condições gerais sobre ponto de entrega de energia,
construção, operação, manutenção e ligação das instalações de iluminação pública, nível de
iluminamento, tipos de comando aplicados e balanceamento de fases, medição e proteção,
procedimentos de cadastro e sobre projeto das instalações.
Junto à NT-007, foi elaborado pela Coelce o Padrão de Estrutura PE-030, que
estabelece diretrizes sobre as estruturas e materiais utilizados nos projetos de iluminação
pública cujas instalações são conectadas à rede da Coelce. O padrão mostra oito tipos de
estruturas de luminárias para iluminação pública além das disposições gerais sobre os
conectores utilizados, os tipos de lâmpadas, aterramento e distâncias mínimas de segurança,
dentre outros.
46
4.4 NORMA TÉCNICA 009/2011 R-00 – ENCARGOS E PARTICIPAÇÃO
FINANCEIRA EM OBRAS DO SISTEMA ELÉTRICO DA COELCE
A NT-009 está em vigência desde 24 de abril de 2011 e esta foi elaborada para
esclarecer e orientar a participação do interessado nas obras do sistema de distribuição da
Coelce, conforme especificado na resolução nº 414/2010. Ela, também, demonstra o cálculo
dos encargos para ambas as partes.
A norma técnica mencionada é referenciada não só pela resolução nº 414/2010, mas
também por ouras resoluções normativas da ANEEL, por leis federais, pelo PRODIST e por
documentos técnicos da Coelce.
A norma especifica o tipo de obra pela participação do interessado e da Coelce,
podendo haver obras de responsabilidade financeira exclusiva da Coelce (por exemplo,
ligação nova do grupo B com carga instalada até 50 kW localizada em propriedade ainda não
atendida, empreendimentos habitacionais urbanos de interesse social e obras de melhoria e
qualidade de serviço), obras com participação financeira da Coelce e do interessado (por
exemplo, obra em rede subterrânea existente, em condomínios horizontais e ligação nova ou
aumento de carga de cliente do grupo A) e obras de responsabilidade financeira exclusiva do
interessado (por exemplo, obras para fornecimento provisório, para melhoria de aspectos
estéticos e para iluminação pública). Caso os projetos e obras sejam efetuados por terceiros,
estes devem seguir a ultima revisão da DT-044.
No capítulo 3 deste trabalho, foram especificadas algumas condições sobre as obras
com a participação financeira ou não do interessado e da Coelce, assim como o cálculo do
ERD. A NT-009 traz o cálculo do Encargo de Reserva da Capacidade no sistema de
distribuição (ERC) e o valor pago pelo interessado (VP) dado pela Equação (4.1) fornecido
em [19]:
(4.1)
onde CTO é o custo total da obra.
As cartas de aviso da Coelce para o interessado, relacionados aos serviços e obras que
serão realizados, estão dispostas nos anexos da norma técnica.
47
4.5 DECISÃO TÉCNICA 044/2011 R-18 – PROJETO E CONSTRUÇÃO DE
EXTENSÃO DE REDE DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA DE BAIXA E M ÉDIA TENSÃO
EXECUTADA POR TERCEIRO
A decisão técnica DT-044 foi revisada para se adequar às especificações da resolução nº
414/2010. Ela tem como objetivo esclarecer as regras para projetos e execução de serviços de
extensão das redes de distribuição aérea de baixa tensão (BT) e de média tensão (MT)
construídas por terceiros, que sejam inseridas ao sistema de distribuição da Coelce [20]. Tem
como referência normativa outras resoluções da ANEEL e os documentos normativos da
Coelce.
A DT-044 dispõe das condições para aceitação dos projetos de redes de distribuição
aérea de BT e MT, tais como: o cadastramento e a aptidão do técnico e da empresa
responsáveis pela obra para executar e elaborar instalações deste tipo que a rede do sistema da
Coelce, de onde deriva a obra a ser executada, esteja energizada e com carga ligada; que haja,
no trecho a ser construído, unidades consumidoras que possam ser imediatamente ligadas e,
ao menos, um pedido de ligação nova no nome do interessado pela obra e que o projetista, a
empresa e o responsável técnico sejam cadastrados na Coelce.
Essa decisão técnica ainda esclarece os requisitos que os projetos e as obras de
extensão de rede elaborada por terceiros devem seguir, a validade do projeto, os
procedimentos de cadastramento e descadastramento de projetistas e construtores, os critérios
para elaboração dos projetos, sejam eles elaborados pela Coelce ou por terceiros, a análise e
os prazos de análise dos projetos elaborados por terceiros, os materiais utilizados por
terceiros, a transferência da rede das obras realizada por terceiros e sua ligação e energização
e o orçamento das obras.
4.6 DECISÃO TÉCNICA 128/2011 R-01 – METODOLOGIA DE CÁLCULO DO
ENCARGO FINANCEIRO DE RESPONSABILIDADE DA COELCE E DO
INTERESSADO
A DT-128 foi revisada para sua adequação à nova resolução normativa de fornecimento
de energia elétrica da ANEEL (nº 414/2010). Ela tem como finalidade definir a metodologia
de cálculo para estabelecimento do ERD e do ERC envolvidos nas obras com participação
48
financeira do interessado. Além de resoluções normativas da ANEEL, ela usa como referência
documentos normativos da Coelce.
A decisão técnica explica que o Encargo de Responsabilidade da Distribuidora (ERD) é
a participação da Coelce no pagamento das obras de atendimento à solicitação de cliente,
baseado na demanda por ele contratada e que o Encargo de Reserva de Capacidade “é a
participação financeira da Coelce, sobre o valor dos equipamentos e condutores que
implicam em reserva de capacidade no sistema de distribuição, calculada a partir da
proporção entre a demanda a ser acrescida pelo consumidor em relação à capacidade
nominal de cada um destes equipamentos e condutores” [21].
A DT-0128 dispõe das condições para determinação do ERD e do ERC. De acordo com
ela, o cálculo da proporcionalidade tem que considerar os critérios de menor
dimensionamento técnico possível e de menor custo global.
Fica estabelecido pela decisão técnica 128 que, no caso de desligamento da unidade
consumidora antes de 12 meses após sua ligação ou solicitação de aumento ou redução da
demanda contratada dentro desse mesmo prazo, deve ser obtido um novo valor de demanda
contratada, calculada pela média ponderada para, então, obter o valor restituído à Coelce. Esse
valor será dado, de acordo com [21], por:
(4.2)
Não existirá restituição à Coelce quando “ERDfinal” for superior ao custo total da
obra. Os cálculos do ERD, do ERC e do custo total da obra e do valor que o interessado deve
pagar são especificados também nessa decisão técnica e suas fórmulas já foram demonstradas
nas seções anteriores.
4.7 DECISÃO TÉCNICA 141/2011 R-00 – ATENDIMENTO AO CONSUMIDOR
ESPECIAL
A DT-141 foi criada para definir os critérios e as condições técnicas para atendimento
aos consumidores especiais que realizarem requerimento de conexão ao sistema de
distribuição da Coelce, complementando a NT-002. Ela também adéqua tais condições à
resolução normativa nº 414/2010 da ANEEL e usa como referência outras resoluções
normativas como o PRODIST, o Procedimento de Redes do ONS e documentos técnicos e
normativos da Coelce.
49
Na decisão técnica, consta o processo de viabilização do acesso, formado por quatro
etapas: consulta de acesso, onde o consumidor deve enviar documento igual ao Anexo A da
decisão técnica; informação de acesso, onde a Coelce tem um prazo de 60 dias contados da
data de recebimento da consulta de acesso para informar sobre seu sistema elétrico ao
consumidor; solicitação de acesso, onde o consumidor envia à Coelce documento segundo
modelo no Anexo C da decisão técnica e parecer de acesso.
São estabelecidos, também, os limites de fornecimento, sendo fixado um atendimento
em tensão de 13,8 kV e que, sendo uma unidade consumidora, o montante de uso contratado
em qualquer período horossazonal, seja, no mínimo, 500 kW. No caso de conjunto de
unidades consumidoras especiais, a soma do montante de uso contratado seja, ao menos, 500
kW em qualquer período horossazonal. A DT-141 ainda trata dos aspectos relacionados à
medição de consumo de energia elétrica e de qualidade de energia para atender aos
indicadores especificados no Módulo 8 do PRODIST.
50
5. CONCLUSÃO
Este trabalho teve como objetivo fazer uma análise das mudanças que ocorreram na
Resolução Normativa nº 456/2000, comentando os principais aspectos da nova resolução que
trata sobre o fornecimento de energia elétrica, a resolução nº 414/2010.
Inicialmente, foi feita uma abordagem de como se estruturou o setor elétrico brasileiro,
mostrando as leis e decretos que instituíram todas as organizações que administravam este
setor, até a criação da ANEEL, órgão responsável pela elaboração das resoluções comentadas.
Ficou comprovado, após elaboração do Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico
Brasileiro, que era necessário ocorrer a desverticalização das empresas de geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica e incentivar a concorrência tanto na geração
como na comercialização (setores da indústria da energia elétrica) para que o setor pudesse
funcionar com equilíbrio, evitando assim as crises energéticas ocorridas de 2000 a 2002.
Como resultado desse projeto, pôde-se observar também que, sendo as empresas de geração e
distribuição monopólios naturais, foi preciso que estas fossem submetidas à regulação do
Estado, sendo esta função da ANEEL.
Na análise da nova resolução, constatou-se que o intuito da ANEEL em reunir outras
resoluções normativas, além de fazer as devidas adequações, tem como objetivo ocasionar
melhorias para as distribuidoras e os consumidores.
A nova resolução especifica, de forma mais clara, processos e aspectos de como deve
ser o atendimento ao cliente por parte da distribuidora, facilitando desta forma seus serviços.
Já para o consumidor, aspectos como diminuição dos prazos para a distribuidora ligar e religar
as unidades consumidoras, serviços gratuitos de aumento de carga (observadas as condições),
ressarcimento quando faturamento for maior devido à classificação errada do consumidor, são
pontos que mostram benefícios para o ele. Foi possível, também, concluir que a ANEEL se
preocupou em aumentar a fiscalização sobre as distribuidoras com relação à qualidade do
atendimento ao cliente.
A respeito das ações por parte das distribuidoras em atenderem às mudanças ocorridas
na resolução, foi mostrado que a Coelce, empresa responsável pelo fornecimento de energia
elétrica no estado do Ceará, já está se adequando à resolução nº 414/2010. Alguns
documentos normativos por ela elaborados já foram ou estão em processo de revisão e outros
foram criados para ajustar todos os serviços da Coelce à nova resolução.
51
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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00aa018c0RCRD Acesso em 21/03/2011.
[2] Saltorato, P. “Uma análise da reestruturação do setor elétrico nacional”. In: Anais do XXII
Encontro Nacional de Engenharia de Produção. Curitiba: ENEGEP, 2002.
[3] Camargo, L. G. B. C. “O setor elétrico brasileiro e sua normatização contemporânea”,
Universidade de Santos – UNISANTOS, 2005, 82p.
[4] Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico. “Relatório de Progresso Nº 3”,
2002. Disponível em: www.agg.ufba.br/gce_rel3.pdf Acesso em: 29/03/2011.
[5] REVISTA COLEÇÃO ENERGIA VOL 2 – ARTIGO: AS REGRAS DO JOGO DE
LIVIA CUNHA Cunha, L. “As regras do jogo”. In: Coleção Energia, a evolução da
aplicação da energia elétrica e suas conseqüências para a sociedade. Vol 2. São Paulo: Ed
Atitude Editorial Ltda, 2009. pp 36 a 45.
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Acesso em: 11/04/2011.
[7] BRASIL. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. “Resolução Normativa Nº
414, de 9 de setembro de 2010”.
[8] BRASIL. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. “Resolução Normativa Nº
456, de 29 de novembro de 2000”.
[9] BRASIL. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. “Resolução Normativa Nº
250, de 13 de fevereiro de 2007”.
[10] BRASIL. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. “Resolução Normativa Nº
223, de 29 de abril de 2003”.
[11] RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 258/2003. BRASIL. ANEEL – Agência Nacional
de Energia Elétrica. “Resolução Normativa Nº 258, de 6 de junho de 2003”.
52
[12] BRASIL. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. “Resolução Normativa Nº
207, de 9 de janeiro de 2006”.
[13] BRASIL. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. “Resolução Normativa Nº
407, de 27 de julho de 2010”.
[14] BRASIL. ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. “Resolução Normativa Nº
061, de 29 de abril de 2004”.
[15] www.coelce.com.br/sobrecoelce/conheca.asxp Acesso em: 17/05/2011.
[16] COELCE, “Minuta da Norma Técnica NT-003 – Fornecimento de energia elétrica à
prédios de múltiplas unidades consumidoras”, Revisão 02, 2011.
[17] COELCE, “Norma Técnica NT-004 – Fornecimento de energia elétrica em alta tensão
– 69 kV”, Revisão 05, 2011.
[18] COELCE, “Minuta da Norma Técnica NT-007 – Fornecimento de energia elétrica
para iluminação pública”, Revisão 03, 2011.
[19] COELCE, “Norma Técnica NT-009 – Encargos e participação financeira em obras do
sistema elétrico da Coelce”, Revisão 00, 2011.
[20] COELCE, “Decisão Técnica DT-044 – Projeto e construção de extensão de rede de
distribuição aérea de baixa e média tensão executada por terceiro”, Revisão 18, 2011.
[21] COELCE, “Decisão Técnica DT-128 – Metodologia de cálculo do encargo financeiro
de responsabilidade da Coelce e do interessado”, Revisão 01, 2011.
[22] COELCE, “Decisão Técnica DT-141 – Atendimento ao consumidor especial”,
Revisão 00, 2011.
[23] http://portal2.tcu.gov.br/portal/page/portal/TCU/comunidades/programas_governo/are
as_atuacao/assistencia_social/Relat%C3%B3rio%20BPC%20e%20RMV.pdf Acesso em:
21/05/2011.
53
[24] http://www.osetoreletrico.com.br/web/component/content/article/57-artigos-e-
materias/520-formas-de-contratacao-de-fornecimento-de-energia-eletrica.html Acesso em:
21/05/2011.
[25] http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/editais_transmissao/documentos/ANEXO_4_CCT
_ICG_006_2010.pdf Acesso: 21/05/2011.
[26] http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=82 Acesso em 21/05/2011.
[27] http://www.ons.org.br/conheca_sistema/o_que_e_sin.aspx
[28] COELCE, “Padrão de Estrutura PE-030 – Instalações de Iluminação Pública”, Revisão
00, 2011.
54
GLOSSÁRIO
Agricultura de subsistência: conjunto de técnicas utilizadas para o cultivo de plantas e,
tendo por finalidade primeira, o sustento familiar.
Agropecuária: conjunto de técnicas utilizadas para cultivar plantas e criar animais que vivem
no solo, o objetivo de produzir alimentos para o consumo humano.
Aquicultura: atividade de criação ou reprodução de animais ou vegetais aquáticos, com o
objetivo de produzir alimentos para o consumo humano.
Área urbana: parcela do território, contínua ou não, incluída no perímetro urbano pelo Plano
Diretor ou por lei municipal específica.
Benefício de Prestação Continuada de assistência social (BPC): é uma transferência de
renda garantida pelo art. 203 da Constituição Federal de 1988 e regulamentada pelos artigos
20 e 21 da Lei nº 8.742/1993, chamada de Lei Orgânica da Assistência Social (Loas). Esse
benefício, de um salário mínimo mensal, é direcionado a idosos ou pessoas com deficiência
incapazes para o trabalho, cuja renda familiar per capita seja inferior a um quarto de salário
mínimo.
Ciclo de faturamento: período correspondente ao faturamento de determinada unidade
consumidora, conforme intervalo de tempo estabelecido pela Resolução Normativa nº 414 da
ANEEL.
Classificação Nacional de Atividades Econômicas (CNAE): é o instrumento de
padronização nacional dos códigos de atividade econômica e dos critérios de enquadramento
utilizados pelos diversos órgãos da Administração Tributária do país.
Concessionária: agente titular de concessão federal para prestar o serviço público de
distribuição de energia elétrica, doravante denominada distribuidora.
Consumidor: pessoa física ou jurídica, de direito público ou privado, legalmente
representada, que solicite o fornecimento de energia ou o uso do sistema elétrico à
distribuidora, assumindo as obrigações decorrentes deste atendimento à(s) sua(s) unidade(s)
consumidora(s), segundo disposto nas normas e nos contratos.
Consumidor especial: agente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, da
categoria de comercialização, que adquire energia elétrica proveniente de empreendimentos
de geração enquadrados no § 5o do art. 26 da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, para
unidade consumidora ou unidades consumidoras reunidas por comunhão de interesses de fato
55
ou de direito cuja carga seja maior ou igual a 500 kW e que não satisfaçam, individualmente,
os requisitos dispostos nos artigos 15 e 16 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995.
Consumidor livre: agente da CCEE, da categoria de comercialização, que adquire energia
elétrica no ambiente de contratação livre para unidades consumidoras que satisfaçam,
individualmente, os requisitos dispostos nos artigos 15 e 16 da Lei no 9.074, de 1995.
Consumidor potencialmente livre: pessoa jurídica cujas unidades consumidoras satisfazem,
individualmente, os requisitos dispostos nos artigos 15 e 16 da Lei no 9.074, de 1995, porém
não adquirem energia elétrica no ambiente de contratação livre.
Conta de Consumo de Combustíveis: em vigor desde 1993, arrecada recursos junto às
concessionárias de energia elétrica do sistema interligado, para financiar o óleo diesel da
geração termelétrica das áreas isoladas, não atendidas pelo serviço de eletrificação;
concentrada na Região Norte do País.
Contrato de Compra de Energia no Ambiente de Contratação Livre (CCEAL ): são
contratos de compra e venda de energia negociados livremente entre duas partes e firmados
entre os agentes, sem a participação da ANEEL ou da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE).
Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão (CCT): contrato que estabelece os
termos e condições para a conexão da central de geração às instalações de transmissão da rede
básica, às instalações de transmissão de interesse exclusivo de centrais de geração para
conexão compartilhada – ICG.
Demanda contratada: demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente
disponibilizada pela distribuidora, no ponto de entrega, conforme valor e período de vigência
fixados em contrato, e que deve ser integralmente paga, seja ou não utilizada durante o
período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).
Distribuidora: agente titular de concessão ou permissão federal para prestar o serviço
público de distribuição de energia elétrica.
Fatura: documento comercial que apresenta a quantia monetária total que deve ser paga pelo
consumidor à distribuidora, em função do fornecimento de energia elétrica, da conexão e uso
do sistema ou da prestação de serviços, devendo especificar claramente os serviços
fornecidos, a respectiva quantidade, tarifa e período de faturamento.
Horário de ponta: período composto por 3 horas diárias consecutivas definidas pela
distribuidora considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL
para toda a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de
56
carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi, e os seguintes feriados: 1 de janeiro
(Confraternização universal), 21 de abril (Tiradentes), 1 de maio (Dia do trabalho), 7 de
setembro (Independência), 12 de outubro (Nossa Senhora Aparecida), 2 de novembro
(Finados), 15 de novembro (Proclamação da república) e 25 de dezembro (Natal).
Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e
complementares àquelas definidas no horário de ponta.
Iluminação pública: serviço público que tem por objetivo exclusivo prover de claridade os
logradouros públicos, de forma periódica, contínua ou eventual.
Medição: processo realizado por equipamento que possibilite a quantificação e o registro de
grandezas elétricas associadas à geração ou consumo de energia elétrica, assim como à
potência ativa ou reativa, quando cabível.
Medição externa: aquela cujos equipamentos são instalados em postes ou outras estruturas
de propriedade da distribuidora, situados em vias, logradouros públicos ou compartimentos
subterrâneos.
Medição totalizadora: aquela cujos equipamentos são instalados em entradas coletivas, para
fins de faturamento entre o ponto de entrega e o barramento geral, sempre que não for
utilizado o sistema de medição convencional, por conveniência do consumidor e concordância
da distribuidora.
Montante de uso do sistema de distribuição (MUSD): potência ativa média, integralizada
em intervalos de 15 (quinze) minutos durante o período de faturamento, injetada ou requerida
do sistema elétrico de distribuição pela geração ou carga, expressa em quilowatts (kW).
Período seco: período de 7 ciclos de faturamentos consecutivos, referente aos meses de maio
a novembro.
Período úmido: período de 5 ciclos de faturamento consecutivos, referente aos meses de
dezembro de um ano a abril do ano seguinte.
Procedimentos de distribuição (PRODIST): são normas que disciplinam o relacionamento
entre as distribuidoras de energia elétrica e demais agentes (unidades consumidoras e centrais
geradores) conectados aos sistemas de distribuição, que incluem redes e linhas em tensão
inferior a 230 kV. Tratam, também, do relacionamento entre as distribuidoras e a Agência, no
que diz respeito ao intercâmbio de informações.
Procedimentos de rede: são documentos de caráter normativo elaborados pelo ONS, com
participação dos agentes, e aprovados pela ANEEL, que definem os procedimentos e os
requisitos necessários à realização das atividades de planejamento da operação
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eletroenergética, administração da transmissão, programação e operação em tempo real no
âmbito do SIN.
Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica (Proinfa): conforme
descrito no Decreto nº 5.025, de 2004, foi instituído com o objetivo de aumentar a
participação da energia elétrica produzida por empreendimentos concebidos com base em
fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCH) no SIN.
Ramal de entrada: conjunto de condutores e acessórios instalados pelo consumidor entre o
ponto de entrega e a medição ou a proteção de suas instalações.
Ramal de ligação: conjunto de condutores e acessórios instalados entre o ponto de derivação
da rede da distribuidora e o ponto de entrega.
Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE): é um instrumento que se destina à
compensação pelas perdas de receita das concessionárias, impostas pelo Programa
Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, e acumuladas no período de 10 de
janeiro a 25 de outubro de 2001.
Rede básica: instalações de transmissão do SIN, de propriedade de concessionárias de
serviço público de transmissão, definida segundo critérios estabelecidos na regulamentação da
ANEEL.
Sistema de Medição Centralizada (SMC): sistema que agrega módulos eletrônicos
destinados à medição individualizada de energia elétrica, desempenhando as funções de
concentração, processamento e indicação das informações de consumo de forma centralizada.
Sistema Interligado Nacional (SIN): é formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste,
Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte. Apenas 3,4% da capacidade de produção de
eletricidade do país encontra-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados
principalmente na região amazônica.
Subestação: parte do sistema de potência que compreende os dispositivos de manobra,
controle, proteção, transformação e demais equipamentos, condutores e acessórios,
abrangendo as obras civis e estruturas de montagem.
Tarifa binômia: aquela que é constituída por valores monetários aplicáveis ao consumo de
energia elétrica ativa e à demanda faturável.
Tarifa horossazonal: modalidade caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de
consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com os postos horários,
horas de utilização do dia, e os períodos do ano.
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Tarifa monomia: aquela que é constituída por valor monetário aplicável unicamente ao
consumo de energia elétrica ativa, obtida pela conjunção da componente de demanda de
potência e de consumo de energia elétrica que compõem a tarifa binômia.
Tensão primária de distribuição: tensão disponibilizada no sistema elétrico da
distribuidora, com valores padronizados iguais ou superiores a 2,3 kV.
Tensão secundária de distribuição: tensão disponibilizada no sistema elétrico da
distribuidora, com valores padronizados inferiores a 2,3 kV.
Terminal de consulta do consumidor individual (TCCI): aquele que, instalado na unidade
consumidora, permite ao consumidor visualizar o registro da medição de energia elétrica.
Unidade consumidora: conjunto composto por instalações, ramal de entrada, equipamentos
elétricos, condutores e acessórios, incluída a subestação, quando do fornecimento em tensão
primária, caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em apenas um ponto de entrega,
com medição individualizada, correspondente a um único consumidor e localizado em uma
mesma propriedade ou em propriedades contíguas.
