Agência Nacional de Energia Elétrica
5
Cadernos Temáticos ANEEL
Acesso e Uso dos
Sistemas de Transmissão e de
Distribuição
Brasília, DF
Abril 2005
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
Diretoria
Diretor-Geral
Jerson Kelman
Diretores
Eduardo Henrique Ellery Filho
Isaac Pinto Averbuch
Jaconias de Aguiar
Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa
Catalogação na Fonte
Centro de Documentação - CEDOC
A265a
Agência Nacional de Energia Elétrica (Brasil).
Acesso e uso dos sistemas de transmissão e de
distribuição / Agência Nacional de Energia Elétrica. Brasília : ANEEL, 2005.
57 p. : il. - (Cadernos temáticos ANEEL; 5)
1. Tarifa elétrica - Brasil. 2. Sistema de transmissão.
3. Sistema de distribuição. 4. Encargo tarifário. I.Título.
II. Série.
CDU: 338.516.46:621.31(81)
SUMÁRIO
1. APRESENTAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7
2. INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9
3. ASPECTOS CONCEITUAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.1. Caracterização do livre acesso . . . . . . . . . . . . . .
3.2. Qualificação dos acessantes. . . . . . . . . . . . . . . .
3.3. Caracterização dos prestadores de serviço
público de transmissão e distribuição . . . . . . . . .
3.4. Classificação das instalações . . . . . . . . . . . . . . .
3.5. Definição das receitas anuais permitidas . . . . . . .
3.6. Encargos setoriais de responsabilidade
do segmento consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.7. Descontos nas tarifas de uso das redes elétricas .
. . . . . . . 11
. . . . . . . 11
. . . . . . . 12
. . . . . . . 13
. . . . . . . 14
. . . . . . . 16
. . . . . . . 17
. . . . . . . 18
4. ASPECTOS OPERACIONAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.1. Processo de acesso à transmissão ou à distribuição .
4.2. Contratos celebrados pelo usuário . . . . . . . . . . . . . .
4.3. Estabelecimento das tarifas de uso do sistema de
transmissão e distribuição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.3.1. Cálculo da TUST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.3.1. Cálculo da TUSD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.4. Medição do uso dos sistemas de transmissão e
de distribuição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.5. Apuração e contabilização dos encargos
de uso e conexão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.6. Apuração e contabilização dos encargos
setoriais de responsabilidade do segmento consumo .
. . . . 19
. . . . 19
. . . . 20
. . . . 23
. . . . 24
. . . . 26
. . . . 27
. . . . 28
. . . . 30
5. HISTÓRICO E RESULTADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
5.1. Histórico da regulação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
5.2. Evolução das tarifas de uso do
sistema de transmissão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
6. ASPECTOS LEGAIS E REGULAMENTARES . . . . . . . .
6.1. Da exploração dos serviços e instalações de
energia elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.2. Da prestação de serviços públicos . . . . . . . . . .
6.3. Da responsabilidade objetiva na prestação de
serviços públicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.4. Do serviço adequado . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.5. Dos encargos do poder concedente e
da concessionária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.6. Das instalações de transmissão de
interesse restrito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.7. Do exercício da opção pelo consumidor . . . . . .
6.8. Dos condicionantes à estipulação de
benefícios tarifários . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.9. Da classificação das instalações de transmissão
6.10. Do livre acesso aos sistemas de transmissão
e distribuição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.11. Das opções de compra de energia elétrica
por parte dos consumidores . . . . . . . . . . . . . .
6.12. Das tarifas de transmissão e distribuição . . . . .
6.13. Dos descontos nas tarifas de uso do sistema
de transmissão e de distribuição . . . . . . . . . . .
6.14. Dos encargos setoriais de responsabilidade
do segmento consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . 36
. . . . . . . . 36
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. . . . . . . . 36
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. . . . . . . . 40
. . . . . . . . 41
. . . . . . . . 43
. . . . . . . . 44
. . . . . . . . 45
7. APERFEIÇOAMENTOS FUTUROS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
8. DÚVIDAS MAIS FREQÜENTES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
INFORMAÇÕES ADICIONAIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
1. APRESENTAÇÃO
Reduzir a assimetria de informações e disseminar a cultura da regulação
são dois dos mais árduos e importantes desafios enfrentados por uma
agência reguladora. Esses desafios ficam maiores ainda quando se trata da
regulação de um setor complexo como é o setor elétrico brasileiro. Criar
condições para que todos – consumidores, empresas do setor, autoridades
e público em geral – possam ter um mínimo de compreensão das questões que afetam suas vidas é um trabalho de todos os dias, 365 dias por
ano. Tanto é assim, que o próprio Decreto nº 2.335/1997, que constituiu a
Agência, estabeleceu como uma das diretrizes para sua ação a “educação
e informação dos agentes e demais envolvidos sobre as políticas, diretrizes
e regulamentos do setor de energia elétrica”.
Essas atividades são extremamente importantes para manter o adequado
equilíbrio nas relações entre os consumidores e os agentes do setor, sendo
essenciais para o processo regulatório. Para vencer essa assimetria, tornando a atividade regulatória mais compreensível, a Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL) tem trabalhado de forma constante no sentido de
tornar públicas e acessíveis todas as informações de interesse da sociedade relativas ao setor elétrico.
Exemplos disso são a obrigatoriedade da remessa, pelas distribuidoras,
dos contratos de prestação de serviços de distribuição de energia elétrica
a todos os consumidores; a ampla divulgação da Resolução nº 456/2000,
que estabelece direitos e deveres dos consumidores e das distribuidoras; a
Central de Teleatendimento da Agência, que tira dúvidas dos consumidores
e recebe suas reclamações; as reuniões públicas de Diretoria, transmitidas
pela internet; a própria página da ANEEL na internet e as audiências públicas que a Agência realiza (foram mais de 150 nos primeiros sete anos de
existência da ANEEL).
7
Ainda que essas ações possam ser consideradas positivas, temos convicção
de que há muito por fazer nesse campo. Assim, uma nova iniciativa da Agência é o lançamento da coleção Cadernos Temáticos ANEEL, que tem como
objetivo colocar ao alcance do público temas relevantes da regulação do setor
elétrico brasileiro. Ao abordar esses temas em linguagem simples e direta,
a ANEEL espera dar mais uma contribuição para que todos os interessados
possam entender melhor cada um dos muitos assuntos que são objetos de
sua ação de regulação. Espera-se com isso, permitir o avanço do debate sobre cada um desses temas, contribuindo para o aprimoramento do processo
regulatório e, conseqüentemente, com as melhorias da qualidade do serviço
de energia elétrica e da qualidade de vida da população brasileira.
Nesse sentido, o presente caderno aborda os aspectos conceituais e metodológicos do acesso aos sistemas de transmissão e de distribuição, tratando-se de tema relevante do setor elétrico brasileiro e aspecto essencial para
a competição na comercialização de energia elétrica e para o exercício da
escolha de fornecedores pelos consumidores livres.
Mais informações sobre o tema poderão ser obtidas diretamente com as
áreas técnicas da ANEEL, responsáveis por sua implementação, ou na página
eletrônica - www.aneel.gov.br.
.
Brasília, abril de 2005
Jerson Kelman
Diretor-Geral
8
2. INTRODUÇÃO
É de competência da União explorar, diretamente ou mediante autorização, concessão ou permissão, os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento
energético dos cursos de água, em articulação com os estados onde se situam os
potenciais hidroenergéticos.1
Incumbe ao Poder Público, na forma da lei, diretamente ou sob regime de concessão
ou permissão, sempre através de licitação, a prestação de serviços públicos.2
Nas palavras de Maria Sylvia Zanella Di Pietro3, “a Constituição Federal atribuiu ao
Poder Público competências que ele não tem condições de cumprir a contento”, haja
vista as enormes cifras que são necessárias para expandir e manter os serviços de
energia elétrica.
Di Pietro acrescenta: “Daí o instituto da privatização, considerado em seu sentido amplo,
para designar todos os instrumentos de que o Estado se serve para reduzir o tamanho
de seu aparelhamento administrativo; daí a quebra de monopólios, para tornar competitivas atividades que vinham sendo exercidas com exclusividade pelo poder público; daí a
delegação de serviços públicos ao particular, pelos institutos da autorização, permissão
e concessão de serviços públicos; daí também a parceria com entidades públicas ou
privadas para a gestão associada de serviços públicos ou serviços de utilidade pública,
por meio de convênios, consórcios ou contratos de gestão.”
A privatização de parcelas da distribuição e da geração de energia elétrica, empreendida pelo Governo, determinou menor presença do Estado na prestação dos serviços
públicos de energia elétrica, quebrando monopólios e introduzindo a competição na
comercialização de energia.
1
Constituição Federal, art. 21, inciso XII
Constituição Federal, art. 175
3
Parcerias na Administração Pública, ed. Atlas, p.40
2
9
Em todos os países onde houve reestruturação do setor elétrico, ao se
instituir a competição foi necessário garantir o livre acesso às redes de
transmissão e distribuição. No Brasil não foi diferente, e com esse intuito,
dispôs a Lei nº 9.074/1995: “É assegurado aos fornecedores e respectivos
consumidores livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de
concessionário e permissionário de serviço público, mediante ressarcimento
do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados
pelo poder concedente”.4
Esse é um dos pilares de sustentação de um modelo onde existe uma multiplicidade de agentes e consumidores, e sob o qual foi construída a regulação
que trata do livre acesso às redes de transmissão e distribuição que se
encontra resumida neste documento.
4
10
Lei nº 9.074/1995, art. 15, § 6º
3. ASPECTOS CONCEITUAIS
3.1. Caracterização do livre acesso
Antes de tratar especificamente do acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, é necessário compreender conceitualmente o termo Livre Acesso.
Conforme já abordado, em um sistema onde existe uma multiplicidade de agentes comercializando energia de diferentes fornecedores, independente das suas
localizações físicas, o acesso e uso das redes elétricas indistintamente constitui
elemento essencial para viabilizar o transporte desse bem, garantindo o exercício
da competição.
O termo, no entanto, pode levar a outro tipo de entendimento, ou seja, que o
acesso poderia se dar da forma pretendida pelo acessante, mesmo que isso
acarretasse ônus e conseqüências para os demais. Na realidade, o acesso e
uso das redes elétricas é um direito de todo usuário interessado, estabelecido
em lei, implementado de forma planejada, mediante o pagamento dos encargos
correspondentes.
Uma central geradora termelétrica, por exemplo, necessita de um ato autorizativo
emitido pelo poder concedente para entrar em operação e comercializar energia.
Nesse mesmo ato consta o ponto de conexão onde a central deverá ser ligada à
rede de transmissão ou distribuição, e quais deverão ser as instalações de transmissão de seu interesse exclusivo, também conhecidas como instalações de
conexão. Tanto o ponto de conexão, quanto as instalações de interesse exclusivo
são definidos pelo planejamento setorial, em sintonia com o Operador Nacional
do Sistema Elétrico (ONS), observando critérios técnicos e econômicos para a
composição da melhor solução para integração daquela central.
O mesmo ocorre quando uma central hidrelétrica tem sua concessão submetida
à licitação, pois o próprio edital relaciona as instalações de conexão, também
planejadas antecipadamente.
11
No caso de grandes consumidores, que adquirem energia elétrica diretamente de produtores ou comercializadores, o livre acesso se constitui no direito
de conexão e utilização das redes para transportar a energia adquirida. Na
hipótese de haver um novo consumidor localizado em área não servida pela
malha de transmissão ou de distribuição, o planejamento define a melhor
solução para sua integração. Quando essa integração acontece exclusivamente em área de sua propriedade, ele detém a responsabilidade pela sua
implementação.5
3.2. Qualificação dos acessantes
São considerados acessantes dos sistemas de transmissão e distribuição todos os agentes regulados do setor elétrico e os consumidores livres, ligados ao
sistema interligado nacional.6
Os agentes regulados são os prestadores de serviços de energia elétrica – concessionários, permissionários e autorizados – aí incluídos os produtores independentes, comercializadores, autoprodutores e os importadores e exportadores
de energia elétrica.
Os consumidores livres são caracterizados por aqueles que exerceram o direito,
estabelecido em lei, de se desvincular do fornecimento da distribuidora local e
adquirir energia de outro fornecedor.
O autoprodutor é o agente do setor que gera energia elétrica para seu próprio
consumo, podendo, eventualmente, comercializar a energia excedente. Do ponto
de vista de acesso à rede elétrica, quando as unidades de geração e de consumo
de um autoprodutor se encontram em regiões distintas, a primeira equivale-se a
um gerador comum, enquanto a última é equivalente a um consumidor livre.
5
6
12
Resoluções Normativas nºs 067 e 068, de 2004
Lei nº 9.074/1995, arts. 15 e 16
3.3. Caracterização dos prestadores de serviço público
de transmissão e distribuição
A prestação de serviço público de distribuição se dá mediante concessão ou
permissão. A concessionária ou permissionária explora o serviço de distribuição
em uma área geográfica bem delimitada, em regime de monopólio, ou seja,
concentra toda a prestação do serviço de rede aos acessantes daquela região,
responsabilizando-se pela operação, manutenção e expansão dessa rede.
A prestação de serviço público de transmissão (Rede Básica) se dá apenas mediante concessão. Diferentemente da concessionária de distribuição, que explora
o serviço em uma determinada área, a concessão de transmissão é dada para
cada nova instalação agregada ao sistema.7
A outorga da concessão de transmissão, sempre precedida de licitação, induz
a competição na entrada, ganhando o direito de explorar o serviço o empreendedor que se dispuser a prestá-lo pela menor receita permitida, homologada no
contrato de concessão. Constitui obrigação constante dos editais de licitação a
disponibilização das instalações de transmissão à operação integrada do sistema
elétrico interligado, sob a supervisão e coordenação do ONS.
Todos os equipamentos dos sistemas de distribuição e transmissão estão submetidos ao controle de qualidade disciplinado nas normas técnicas e nos regulamentos e procedimentos de rede aprovados pela ANEEL, tendo como contrapartida a receita auferida pelas concessionárias.
Para o caso das concessões de transmissão, as instalações integrantes da Rede
Básica respondem, diretamente, pela sua disponibilidade, sendo que a eventual
saída de operação resulta em desconto na receita estabelecida, já que é dada à
concessionária a liberdade para elaboração do projeto das instalações.
7
Lei nº 9.074/1995, art. 17,§ 1º
13
3.4. Classificação das instalações
As instalações de energia elétrica são classificadas em instalações de transmissão e de distribuição, sendo essas últimas sempre de propriedade de uma concessionária ou permissionária de distribuição e vinculadas à prestação de serviço
público. As instalações de transmissão podem ser classificadas dentre aquelas
que se destinam à formação da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, as
de âmbito próprio da concessionária de distribuição e as de interesse exclusivo
das centrais de geração.8
Caso sejam de propriedade de uma concessionária de transmissão, as instalações de transmissão estão vinculadas à prestação de serviço público, e, nesse
caso, o livre acesso é garantido mediante o pagamento dos encargos correspondentes. No caso de serem de propriedade de agentes de geração9, importação
ou exportação de energia, o acesso não é livre10, mas pode ser negociado com
o proprietário, se necessário com a interveniência da ANEEL.
A Resolução Normativa nº 067, de 8 de junho de 2004, estabelece os critérios
para classificação das instalações de propriedade das concessionárias de transmissão. Os critérios observados são aqueles descritos pelo art. 17 da Lei nº
9.074/1995, conjugado com o art. 6º do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998,
ou seja, as instalações são classificadas como integrantes da Rede Básica ou
como Demais Instalações de Transmissão (DITs), sendo essas últimas disponibilizadas para os geradores e importadores e/ou exportadores de energia, em
caráter exclusivo ou compartilhado, e para as distribuidoras, como instalações
de âmbito próprio da distribuição.
A Figura 1 representa, simplificadamente, como são classificadas as instalações
de propriedade de uma concessionária de transmissão.
8
Lei nº 9.074/1995, art. 17
Lei nº 9.074/1995, art. 17, § 3º
10
Decreto nº 5.163/2004, art. 60, parágrafo único
9
14
Figura 1: Classificação das Instalações de Transmissão
A Tabela 1 mostra a classificação das instalações de energia elétrica em função
de sua propriedade.
Tabela 1: Classificação das Instalações em Função da Propriedade
15
3.5. Definição das receitas anuais permitidas
A receita anual permitida (RAP) corresponde ao pagamento recebido pelas concessionárias de transmissão pela disponibilização de suas instalações, integrantes da Rede Básica ou das DITs, para prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica.
Como as concessões de transmissão são obtidas mediante processo licitatório,
em regime de concorrência, a RAP fixada pela ANEEL para esses casos referese ao preço máximo – ou receita teto – dos leilões de transmissão. As adições
às concessões existentes, referentes ao aumento da capacidade de linhas de
transmissão ou subestações em operação, são obtidas por meio de autorização
específica, com o correspondente estabelecimento da parcela adicional da RAP.
Em ambas situações – receita-teto ou parcela adicional – os critérios e parâmetros observados pela ANEEL para o cálculo da RAP são os mesmos:
 Investimentos compostos por custos-padrão dos equipamentos associados;
 Taxa média de depreciação ponderada por cada tipo de equipamento;
 Custos padronizados de operação e manutenção, correspondentes a
um percentual do investimento;
 Custo de capital próprio e de terceiros, obtidos por modelos CAPM e
WACC11 ;
 Estrutura ótima de capital para o negócio-transmissão;
 Tributos e encargos, de acordo com a legislação.
A partir desses dados, pelo método de fluxo de caixa descontado, calcula-se a
série de pagamentos anuais que, em um período de 30 anos, amortiza os investimentos associados. De modo a contribuir para a modicidade tarifária, a série é
ajustada para que os pagamentos anuais reduzam-se à metade do décimo sexto
ano em diante.
11
16
Capital Asset Princing Model e Weighted Average Cost of Capital
3.6. Encargos setoriais de responsabilidade do
segmento consumo
A partir de 2002, a legislação determinou que os encargos setoriais de responsabilidade do “segmento consumo” passassem a ser incorporados nas tarifas de
uso do sistema, juntamente com as perdas elétricas12. Determinou ainda, que os
contratos de fornecimento dos consumidores do “Grupo A” fossem abertos em
contratos de compra de energia, conexão e uso.
A Tabela 2 mostra a composição atual das tarifas de uso do sistema de transmissão e distribuição, em suas parcelas “fio” e “encargo”.
Tabela 2: Encargos Setoriais de Responsabilidade do Segmento Consumo
12
Lei nº 10.604/2002, Decreto nº 4.562/2002, Lei nº 10.848/2004 e Decreto nº 5.163/2004
17
3.7. Descontos nas tarifas de uso das redes elétricas
As pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e os empreendimentos de geração que
têm como base fontes alternativas de energia – solar, biomassa, eólica e co-geração qualificada – que produzam energia para fins de comercialização e que tenham
características de PCH, ou seja, com potência instalada menor ou igual a 30 Megawatt (MW), têm direito a pelo menos 50% de desconto nas tarifas de uso dos
sistemas de transmissão e distribuição13. Esse direito lhes foi dado por disposição
legal, em função de políticas e diretrizes setoriais estabelecidas pelo Governo Federal. O percentual de desconto é estabelecido no próprio ato autorizativo da usina.
Também têm direito ao mesmo percentual de desconto, as unidades de consumo
que comercializem energia com as referidas usinas.
Para ter direito ao desconto, a unidade de consumo precisa celebrar contratos específicos de conexão e uso da rede, explicitando a parcela de demanda
contratada com a usina beneficiada. Ressalta-se que o desconto incide apenas
sobre a parcela “fio” das tarifas de uso do sistema de transmissão e distribuição,
permanecendo a tarifa-encargo inalterada.
13
18
Resolução Normativa nº 077/2004
4. ASPECTOS OPERACIONAIS
4.1. Processo de acesso à transmissão ou à distribuição
Os agentes regulados do setor que quiserem acessar as redes de serviço público
de transmissão e distribuição devem implementar suas próprias instalações até o
ponto de conexão com a rede. No caso de geradores, autoprodutores (geração)
e importadores e/ou exportadores de energia elétrica, essas instalações, bem
como os pontos de conexão, são estabelecidas nos próprios atos autorizativos
ou nos contratos de concessão, após definidas pelo planejamento setorial.
As concessionárias e as permissionárias de distribuição detêm responsabilidade
pela extensão das redes de distribuição para se conectarem às subestações
rebaixadoras integrantes da Rede Básica, às DITs e às redes de outras distribuidoras.
Previamente à conexão, é requerida a solicitação de acesso pelo agente setorial
regulado, que deve ser feita ao ONS ou à transmissora, quando as instalações
acessadas forem integrantes da Rede Básica, ou à concessionária proprietária
das instalações, quando essas forem em tensão inferior a 230 quilovolt (kV).
Portanto, para acessar as DIT’s, a solicitação deve ser dirigida à transmissora,
enquanto o acesso a instalações de distribuição será solicitado à distribuidora
local.
O ONS ou a concessionária analisam a solicitação do acesso em prazos de 30 ou
120 dias, dependendo da necessidade ou não de reforços na rede a ser acessada.14
A solicitação de acesso por consumidor livre pode ser feita ao ONS ou à transmissora, caso o ponto de conexão pretendido seja na Rede Básica e todas as
instalações de conexão do consumidor estejam em terreno de sua propriedade.
14
Resolução nº 281/1999
19
Caso a conexão seja nas DITs, nas instalações de distribuição ou mesmo na Rede
Básica, mas de forma que requeira instalações de conexão atravessando áreas
públicas ou propriedades que não sejam do consumidor, a solicitação de acesso
deve ser feita à concessionária ou permissionária de distribuição local.
O ONS disponibiliza em sua página eletrônica www.ons.org.br uma cartilha que
trata, com detalhes, dos aspectos técnicos e procedimentais do acesso à Rede
Básica, mas que também pode ser utilizada como referência para acesso à distribuição, até que sejam publicados os Procedimentos de Distribuição.
4.2. Contratos celebrados pelo usuário
O documento que estabelece as condições do acesso pretendido pelo agente
regulado ou pelo consumidor livre é o Parecer de Acesso, que é emitido pelo
ONS caso o ponto de conexão seja na Rede Básica, pela transmissora, caso seja
nas DITs, ou pela distribuidora, caso seja em instalações de sua propriedade.
Quando o ponto de conexão for em barramentos com tensão inferior a 230 kV
localizados em subestações integrantes da Rede Básica, que são instalações de
fronteira classificadas como DITs, o Parecer de Acesso será, também, emitido
pelo ONS.
O Parecer de Acesso tem 90 dias de validade15, período no qual devem ser celebrados os contratos que firmam a intenção de conexão e uso da rede.
Como agentes setoriais regulados, as distribuidoras, os geradores, os autoprodutores (geração) e os importadores e/ou exportadores de energia celebram os
seguintes contratos para acessar a Rede Básica ou as DITs:
 Contrato de Conexão à Transmissão (CCT) com a transmissora proprietária
das instalações;
 Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) com o ONS.
Para acessar as instalações de distribuição, esses mesmos agentes celebram:
15
20
Procedimentos de Rede, Módulo 3
 Contrato de Conexão à Distribuição (CCD);
 Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) com a distribuidora
proprietária das instalações a serem acessadas.
As centrais geradoras despachadas de forma centralizada também firmam CUST
com o ONS, mesmo que se conectem a instalações de distribuição. Já as centrais
geradoras não-despachadas de forma centralizada, somente celebram CUST com
o ONS caso se conectem diretamente à Rede Básica.
Os consumidores livres celebram os seguintes contratos para acessar a rede:
 Contrato de Conexão à Transmissão com a transmissora proprietária
das instalações;
 Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, com o ONS, caso o acesso
se dê à Rede Básica;
 Contrato de Conexão à Distribuição, com a distribuidora local;
 Contrato de Uso do Sistema de Distribuição, caso o acesso seja às
DITs ou em instalações de distribuição, em qualquer tensão.
Por sua vez, o acesso de consumidor livre às DITs faz com que a distribuidora
local adite seu CCT (ou celebre novo) com a transmissora proprietária das
instalações e também adite seu CUST com o ONS.
21
A Figura 2 mostra esses contratos, indicando o consumidor livre (CL), o gerador
despachado de forma centralizada pelo ONS (Gc), o não-despachado de forma
centralizada (Gd), a distribuidora (D) e a transmissora (RB ou DIT):
Figura 2: Contratos de Transmissão e de Distribuição
Os contratos de uso do sistema de transmissão e de distribuição especificam, em
MW, os montantes de uso associados ao ponto de conexão, ou seja, a potência máxima demandada ou injetada no ponto. Sobre esses montantes é aplicada a tarifa de
uso de sistema de transmissão (TUST) ou a tarifa de uso do sistema de distribuição
(TUSD), havendo penalidades para o caso de ultrapassagem dos valores contratados.
Os contratos de conexão dizem respeito às condições técnicas e contratuais das
instalações de conexão e do ponto de conexão. Os agentes regulados do setor são
responsáveis pelas próprias instalações de conexão, inclusive aquelas necessárias
para conectar suas instalações com as da outra parte, podendo implementá-las diretamente ou contratá-las junto à concessionária acessada. Nesse último caso, o CCT
ou CCD deverão dispor sobre os encargos de conexão devidos pelo acessante para
o ressarcimento dos investimentos feitos pela acessada.
22
Caso o acessante seja uma concessionária ou permissionária de distribuição, os
encargos cobrados pela acessada são objeto de aprovação da ANEEL para fins de reconhecimento nos reajustes e revisões das tarifas de distribuição. Nos outros casos,
os valores de encargos de conexão são livremente negociados entre as partes.
Associados aos Contratos de Conexão e aos contratos de uso são celebrados Contratos de Constituição de Garantia (CCG) ou exigidas Cartas de Fiança Bancária, de
modo a assegurar o pagamento dos encargos devidos.
Caso haja capacidade remanescente nos sistemas, é possibilitada a contratação temporária do uso da transmissão ou distribuição. Essa contratação pode ser feita por
períodos de até três anos, não tendo prioridade sobre aquelas de caráter permanente.
As concessionárias de distribuição não podem utilizar a modalidade temporária, exceto para cargas relativas aos consumidores livres que se ligam nos mesmos pontos de
conexão nas DITs onde essas distribuidoras contratam o uso da transmissão.16
Os modelos dos contratos da transmissão podem ser encontrados na página do ONS
na internet www.ons.org.br.
4.3. Estabelecimento das tarifas de uso do sistema de
transmissão e distribuição
Os acessantes dos sistemas de transmissão e distribuição estão sujeitos ao pagamento de encargos de uso desses sistemas, estabelecidos com base em tarifas fixadas
pela ANEEL, em conformidade com diretrizes emanadas da lei e dos contratos celebrados. Uma parcela dessas tarifas representa o custo do transporte da energia gerada
ou consumida e está associada aos investimentos feitos pelas concessionárias para
construção dessas redes. Essa parcela é comumente conhecida como “tarifa-fio”.
16
Resolução nº 715/2001
23
A Figura 3 mostra a quais tipos de “tarifas-fio” e encargos de conexão estão submetidos os acessantes, com base no ambiente em que se conectam: Rede Básica
(tensão igual ou superior a 230 kV) e Âmbito da Distribuição (tensão inferior a 230
kV). São representados os geradores despachados de forma centralizada (Gc), e os de
forma não-centralizada (Gd) pelo ONS, o consumidor livre (CL), a distribuidora (D) e a
transmissora (RB ou DIT). A título de simplificação, o encargo decorrente da TUSTRB é
mostrado como se fosse pago ao ONS:
Figura 3: Tarifas de Uso e Encargos de Conexão
4.3.1. Cálculo da TUST
A TUSTfio é calculada a partir de simulação com o Programa Nodal, sistema
computacional que implementa a Metodologia Nodal. Essa metodologia procura
atribuir tarifas que dependem da localização da carga ou geração e também
das condições de carregamento da rede elétrica até aquele ponto, ou seja, o
número de circuitos a serem percorridos para escoar uma geração ou suprir
uma carga e o nível de carregamento desses circuitos que têm relação direta
com a intensidade da tarifa de uso do sistema de transmissão. É por esse
motivo que, por exemplo, unidades consumidoras instaladas em zonas de ge-
24
ração intensiva têm, normalmente, tarifas inferiores à média, porque aliviam o
carregamento dos circuitos da região.
O período tarifário da transmissão vai de 1º de julho de cada ano até 30 de junho
do ano subseqüente. A data de 1º de julho é coincidente com o reajuste anual dos
contratos de concessão da transmissão, quando são reajustadas as receitas anuais permitidas, que as transmissoras recebem para prestar o serviço de transmissão. O Programa Nodal tem como entrada de dados a configuração da rede
elétrica, carga e geração projetadas para o mês de junho do ano subseqüente ao
da simulação das tarifas, bem como a receita anual permitida a ser arrecadada
no período, correspondente à soma de todas as receitas anuais permitidas das
concessionárias de transmissão.
A partir de 1 de julho de 2004, em decorrência da publicação da Resolução Normativa nº 067/2004, que deu nova classificação às instalações de transmissão,
a TUSTfio passou a ter duas parcelas: a TUSTRB, correspondente às instalações
integrantes da Rede Básica com tensão igual ou superior a 230 kV, e a TUSTFR,
relativa às instalações integrantes da Rede Básica localizadas na fronteira entre a
Rede Básica (tensão igual ou superior a 230 kV) e a rede de distribuição (tensão
inferior a 230 kV), correspondente aos transformadores rebaixadores e suas
conexões. A TUSTFR também engloba as DITs de uso compartilhado entre os
agentes setoriais regulados. A TUSTRB é calculada com base na Metodologia Nodal.
A TUSTFR, no entanto, é obtida a partir do rateio da receita associada às instalações
de fronteira e das DITs compartilhadas pelos montantes de uso contratados pelos
agentes setoriais regulados que delas se utilizam.
Na página eletrônica da ANEEL na internet, sob o link “tarifas de transmissão”, pode
ser encontrado e baixado o Programa Nodal, a metodologia associada e os arquivos
atualizados para simulação do período tarifário. Também encontra-se disponível um
texto explicativo com as tarifas vigentes e os demais dados necessários à simulação,
bem como as Notas Técnicas que detalham os processos de reajuste das receitas
anuais permitidas e de cálculo da TUST.
25
4.3.2. Cálculo da TUSD
A TUSDfio17 tem como insumo principal a receita requerida pela distribuidora para a
exploração do “serviço fio”, que é constituída da soma das parcelas correspondentes
indicadas na Tabela 2. Os investimentos prudentes (Base de Remuneração Regulatória) são definidos nas revisões ordinárias, e sobre eles é aplicada a remuneração
do capital próprio e de terceiros, e calculada a parcela de depreciação (cota de
reintegração). Os custos eficientes de operação e manutenção (O&M) são definidos
a partir da aplicação do modelo da empresa de referência e à provisão para devedores duvidosos. Esses itens correspondem aos custos gerenciáveis da distribuidora,
também conhecidos como itens da “Parcela B”. As demais “parcelas-fio” da Tabela
2 compõem os custos não-gerenciáveis – “Parcela A”, devendo ser somadas aos
itens da “Parcela B” para se obter a receita requerida a ser recuperada pela aplicação
da TUSDfio.
Essa receita é dado de entrada no Programa TARDIST, que calcula o custo marginal
de fornecimento de potência, o qual tem como principais insumos os custos marginais de expansão (valores padronizados tendo como base o custo incremental de médio e longo prazo), os diagramas unifilares simplificados da rede da distribuidora e as
tipologias de carga de unidades consumidoras e de instalações de transformação.
O custo marginal de fornecimento de potência, também denominado tarifa de referência, reflete a contribuição do “cliente-tipo” (perfil agregado das tipologias
de carga) na formação da demanda máxima da rede, e é definido para os postos
tarifários “ponta” e “fora de ponta”.
A tarifa de referência aplicada ao mercado de referência de demanda nem sempre
recupera a receita requerida para exploração do “serviço fio”, de modo que são necessários alguns ajustes posteriores nessa tarifa para que se obtenha a TUSDfio.
17
26
Resolução nº 152/2003
A TUSDfio tem valores únicos para cada subgrupo de tensão da distribuidora, ou
seja, não incorpora a metodologia locacional utilizada no cálculo da TUSTfio. No
caso de geradores conectados às instalações de distribuição, é considerada a
menor dessas tarifas.
4.4. Medição do uso dos sistemas de transmissão e
de distribuição
Antes de expor sobre a medição do uso do sistema de transmissão e distribuição,
é necessário um relato sobre o aparelhamento necessário para realizar tal medição.
Todas as transações entre os agentes de produção e os de consumo, e os próprios
consumidores livres são contabilizadas em termos de energia gerada ou consumida.
O agente responsável por tal controle é a Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE) que, em conjunto com o ONS, definiu as especificações técnicas dos
sistemas de medição para faturamento e automatizou o processo de medição da
energia elétrica gerada ou consumida pelos agentes setoriais e pelos consumidores
livres, enviando as leituras, em tempo real, até uma central de aquisição de dados.
Portanto, não é necessário instalar um sistema de medição específico para se fazer
a aquisição dos montantes de uso da transmissão, pois o ONS acessa a central de
aquisição da CCEE para obter as informações necessárias para seu processo de
apuração e contabilização dos encargos de uso da transmissão.
A instalação do sistema de medição para faturamento cabe a cada agente regulado do setor, que também é responsável pela leitura e envio à central de
aquisição da CCEE. Esses sistemas de medição são instalados na fronteira entre
a Rede Básica e as instalações sob responsabilidade do acessante ou, no caso de
acesso a DITs compartilhadas por mais de uma concessionária de distribuição,
nos pontos de conexão entre essas DITs e as instalações de propriedade ou de
uso exclusivo da distribuidora.
Diferentemente dos consumidores cativos, que pagam os custos de seus me-
27
didores na conta de energia, os consumidores livres arcam com os custos de
seus próprios sistemas de medição para faturamento. Eles podem adquirir seus
equipamentos e solicitar a instalação à concessionária, observando suas normas
e padrões técnicos, ou contratá-los da concessionária, que se ressarcirá dos
custos incorridos por meio da cobrança de encargos de conexão. Isso é devido
porque os medidores e os necessários transformadores de instrumentos especificados pela CCEE/ONS requerem uma classe de precisão especial, e também
que as leituras sejam enviadas em tempo real para a central de aquisição, o
que os torna mais caros que os equipamentos comuns, que fazem a leitura do
consumidor cativo.
A leitura da energia consumida pelos consumidores livres, entretanto, não é
feita diretamente por eles, mas sim pela concessionária ou permissionária responsável pelo sistema de medição para faturamento a eles associados. Caso o
consumidor esteja conectado à Rede Básica, a responsável é a concessionária
de transmissão com a qual se conecta. Caso esteja conectado a instalações com
tensão inferior a 230 kV, a responsável pela leitura de faturamento é a concessionária ou permissionária de distribuição local.
4.5. Apuração e contabilização dos encargos de uso e conexão
As concessionárias de transmissão disponibilizam ao ONS as instalações integrantes
da Rede Básica via Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST). Nesse contrato, constam as condições da prestação do serviço, que se dá de acordo com
os padrões de desempenho estabelecidos dos Procedimentos de Rede18, e também
a delegação da concessionária ao ONS para que esse a represente na celebração dos
contratos de uso do sistema de transmissão, a ser feita com os usuários da Rede
Básica.
Essa delegação gera um sistema matricial de contratação que, na prática, faz com
que cada usuário da Rede Básica tenha um contrato com cada concessionária de
transmissão e vice-versa.
18
28
Procedimentos de Rede, Módulo 2
A apuração e contabilização dos encargos de uso do sistema de transmissão é feita
mensalmente pelo ONS, que emite Avisos de Débito (AVD) aos usuários e Avisos de
Crédito (AVC) às transmissoras, informando os valores a serem faturados. Com base
nesses Avisos, as concessionárias de transmissão enviam as faturas aos usuários,
que devem liquidá-las em três pagamentos mensais, realizados nos dias 15 e 25 do
mês subseqüente, e 5 do segundo mês após a apuração.
A Figura 4 esquematiza a forma de apuração e liquidação dos encargos de uso do
sistema de transmissão.
Figura 4: Apuração e Contabilização do Uso da Transmissão
A apuração dos encargos de conexão é feita diretamente entre as transmissoras e
distribuidoras e os respectivos usuários, em relação bilateral.
Da mesma forma, os encargos de uso do sistema de distribuição são apurados
e contabilizados diretamente pela concessionária de distribuição local, em relação
bilateral com seus usuários.
29
4.6. Apuração e contabilização dos encargos setoriais
de responsabilidade do segmento consumo
Além dos encargos de uso do sistema de transmissão, que dizem respeito ao custo de
transporte da Rede Básica, o ONS também apura os encargos setoriais do segmento
consumo, que são cobrados dos consumidores livres e das unidades de consumo
dos autoprodutores conectadas à Rede Básica, conforme disposto em lei, mediante a
aplicação de uma tarifa específica sobre a energia consumida, essa última informada
pela CCEE. Diferentemente dos encargos relativos ao transporte, que são pagos a
todas as transmissoras, os encargos setoriais são pagos apenas às concessionárias
em que se conectam as unidades consumidoras, ficando essas responsáveis pelo seu
repasse. Atualmente, dos consumidores livres e autoprodutores conectados na Rede
Básica são cobrados os encargos setoriais Conta de Consumo de Combustíveis (CCC)
e Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), cujos recursos são administrados e
movimentados pela Eletrobrás.19
Vale ressaltar que a CCC dos sistemas isolados e a CDE são cobradas apenas sobre a
energia consumida oriunda de comercialização, ou seja, a energia de autoprodução ou
o consumo próprio de produtores independentes estão sujeitos apenas ao pagamento
da CCC do sistema interligado onde suas cargas se conectam.
19
30
Resolução Normativa nº 074/2004
A Figura 5 esquematiza a forma de apuração e liquidação dos encargos setoriais de
responsabilidade dos consumidores livres e autoprodutores com unidade de consumo
conectada à Rede Básica.
Figura 5: Apuração e Contabilização dos Encargos Setoriais de Responsabilidade do Segmanto Consumo
31
5. HISTÓRICO E RESULTADOS
5.1. Histórico da regulação
No que se refere ao livre acesso e à metodologia de tarifação da transmissão, a regulação vigente permanece praticamente inalterada desde a sua edição, em 1999. A Resolução nº 281/1999 estabeleceu as condições gerais de
contratação do acesso, compreendendo o uso e a conexão aos sistemas de
transmissão e distribuição de energia elétrica, juntamente com a Metodologia
Nodal, sendo que a Resolução nº 282/1999 fixou os parâmetros a serem
utilizados pelo Programa Nodal, que implementa tal metodologia.
A seguir são listados os principais aperfeiçoamentos e melhorias introduzidos com respeito à Resolução nº 281/1999 e à Metodologia Nodal:
 A Resolução nº 208/2001 dispôs sobre a celebração dos contratos de
uso e conexão previamente à execução de obras de reforços ou ampliações na rede, e desobrigou os geradores não-conectados à Rede
Básica e não despachados centralizadamente pelo ONS da celebração
do CUST;
 A Resolução nº 655/2002 disciplinou a celebração pelas concessionárias de distribuição do CUST com o ONS, determinando a contratação
de montantes de uso em pontos de conexão localizados nas DITs;
 A Resolução Normativa nº 067/2004 dispôs sobre a responsabilidade do consumidor livre com os custos do sistema de medição
para faturamento de energia elétrica, bem como da sistemática
de aquisição dos montantes de uso do sistema de transmissão
pelo ONS;
 A Resolução Normativa nº 077/2004 revogou o art. 22, que dispunha sobre os descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, passando a disciplinar o assunto;
 Após a realização da Audiência Pública nº 019/2004, feita em razão
do comando disposto na Lei nº 10.848/2004, que modificou o art. 3º
32
da Lei nº 9.427/1996, incluindo o inciso XVIII, que trata de sinalização
locacional nas tarifas de uso do sistema de transmissão, foi emitida a
Resolução Normativa nº 117/2004, que alterou parâmetros para simulação com o Programa Nodal, deu estabilidade temporal para as tarifas
aplicáveis aos geradores e revogou a Res. 282/1999.
Relativamente à classificação das instalações de transmissão, foram promovidos os principais aperfeiçoamentos na regulação:
 A Resolução nº 245, de 31 de julho de 1998, estabelecia que faziam
parte da Rede Básica todas as linhas de transmissão com tensão igual
ou superior a 230 kV e também as subestações que tivessem, pelo
menos, esse nível de tensão. A classificação valia para toda a subestação, e o acesso a qualquer de seus barramentos era considerado acesso à Rede Básica. Exceção era feita, como hoje, às instalações de uso
exclusivo de geradores, consumidores e importadores ou exportadores
de energia que, no caso, eram consideradas como DITs ou instalações
de conexão, disponibilizadas diretamente aos respectivos usuários mediante o pagamento dos encargos de conexão correspondentes;
 Em 10 de novembro de 2000, após a realização de Audiência Pública,
foi emitida a Resolução nº 433/2000, que revogou a Resolução nº
245/1998 e redefiniu as fronteiras da Rede Básica, que passaram a
contemplar apenas os barramentos com tensão igual ou superior a 230
kV das subestações classificadas como integrantes da Rede Básica;
 A Resolução nº 489, de 29 de agosto de 2002, estabeleceu que as
distribuidoras poderiam contratar as transmissoras para implementar
as instalações não integrantes da Rede Básica;
 Após a realização da Audiência Pública nº 034 em 2003, as Resoluções
Normativas nº 067 e nº 068 de 2004 foram publicadas e revogaram,
respectivamente, as Resoluções nº 433/2000 e nº 489/2002. Segundo
tais regulamentos, as instalações integrantes da Rede Básica são as
linhas e equipamentos de subestação com tensão igual ou superior a
230 kV, incluindo os transformadores rebaixadores e suas conexões,
33
sendo que os barramentos com tensão inferior a 230 kV classificam-se
como DITs.
5.2. Evolução das tarifas de uso do sistema de transmissão
As tarifas de uso do sistema de transmissão são fixadas anualmente em 1º
de julho, data em que ocorre o reajuste contratual das “receitas anuais permitidas” de todas as concessionárias de transmissão.
Essas receitas são pagas às transmissoras pela disponibilização de suas
instalações integrantes da Rede Básica para o sistema, sob coordenação do
ONS.
A expansão da Rede Básica ocorre por determinação do planejamento setorial, sob coordenação do Ministério de Minas e Energia (MME), e com a
participação do ONS. É elaborado um plano de expansão, de caráter determinativo, cabendo à ANEEL, por delegação do poder concedente, promover as
licitações das concessões de transmissão - novas linhas e subestações, após
aprovação pelo Conselho Nacional de Desestatização (CND), publicada em
decreto presidencial. Os reforços nas instalações existentes são autorizados
pela ANEEL, também por delegação do poder concedente.
A Figura 6 mostra a evolução da demanda máxima e da geração instalada
no sistema, comparando-as com a evolução da receita total da transmissão,
arrecadada via encargos estabelecidos com base na TUST.
34
Figura 6: Evolução Anual da RAP, Carga e Geração
A Tabela 3 mostra a participação dos custos das redes de transmissão, via receita
permitida, na tarifa média de fornecimento:
Tabela 3: Participação da Transmissão na Tarifa Média de Fornecimento
35
6. ASPECTOS LEGAIS E REGULAMENTARES
6.1. Da exploração dos serviços e instalações de energia elétrica
 Constituição Federal
“Art. 21. Compete à União:
...........
XII - explorar, diretamente ou mediante autorização, concessão ou permissão:
...........
b) os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético dos cursos de água, em articulação com os
Estados onde se situam os potenciais hidroenergéticos;”
6.2. Da prestação de serviços públicos
 Constituição Federal
“Art. 175. Incumbe ao Poder Público, na forma da lei, diretamente
ou sob regime de concessão ou permissão, sempre através de licitação, a prestação de serviços públicos.
Parágrafo único. A lei disporá sobre:
I - o regime das empresas concessionárias e permissionárias de
serviços públicos, o caráter especial de seu contrato e de sua prorrogação, bem como as condições de caducidade, fiscalização e
rescisão da concessão ou permissão;
II - os direitos dos usuários;
III - política tarifária;
IV - a obrigação de manter serviço adequado.”
6.3. Da responsabilidade objetiva na prestação de serviços públicos
 Constituição Federal
“Art. 37.
...........
36
§ 6º As pessoas jurídicas de direito público e as de direito privado
prestadoras de serviços públicos responderão pelos danos que seus
agentes, nessa qualidade, causarem a terceiros, assegurado o direito
de regresso contra o responsável nos casos de dolo ou culpa.”
6.4. Do serviço adequado
 Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995
“Art. 6º Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato.
§ 1º Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade,
cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas.
§ 2º A atualidade compreende a modernidade das técnicas, do equipamento e das instalações e a sua conservação, bem como a melhoria e a expansão do serviço.”
6.5. Dos encargos do poder concedente e da concessionária
 Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995
“Art. 29. Incumbe ao poder concedente:
...........
VIII - declarar de utilidade pública os bens necessários à execução do
serviço ou obra pública, promovendo as desapropriações, diretamente ou mediante outorga de poderes à concessionária, caso em que
será desta a responsabilidade pelas indenizações cabíveis;
...........
IX - declarar de necessidade ou utilidade pública, para fins de instituição de servidão administrativa, os bens necessários à execução
de serviço ou obra pública, promovendo-a diretamente ou mediante
37
outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a responsabilidade pelas indenizações cabíveis;”
...........
“Art. 31. Incumbe à concessionária:
...........
VI - promover as desapropriações e constituir servidões autorizadas
pelo poder concedente, conforme previsto no edital e no contrato;”
6.6. Das instalações de transmissão de interesse restrito
 Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995
“Art. 14. As linhas de transmissão de interesse restrito aos aproveitamentos de produção independente poderão ser concedidas ou
autorizadas, simultânea ou complementarmente, aos respectivos
contratos de uso do bem público.”
6.7. Do exercício da opção pelo consumidor
 Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995
“Art. 15
...........
§ 5º O exercício da opção pelo consumidor não poderá resultar em
aumento tarifário para os consumidores remanescentes da concessionária de serviços públicos de energia elétrica que haja perdido
mercado. (Redação dada pela Lei nº 9.648, de 27.5.98)”
6.8. Dos condicionantes à estipulação de benefícios tarifários
 Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995
“Art. 35. A estipulação de novos benefícios tarifários pelo poder concedente, fica condicionada à previsão, em lei, da origem dos recursos ou da
simultânea revisão da estrutura tarifária do concessionário ou permissionário, de forma a preservar o equilíbrio econômico-financeiro do contrato.
38
Parágrafo único. A concessão de qualquer benefício tarifário somente poderá ser atribuída a uma classe ou coletividade de usuários
dos serviços, vedado, sob qualquer pretexto, o benefício singular.”
6.9. Da classificação das instalações de transmissão
 Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995
“Art. 17. O poder concedente deverá definir, dentre as instalações
de transmissão, as que se destinam à formação da rede básica dos
sistemas interligados, as de âmbito próprio do concessionário de
distribuição e as de interesse exclusivo das centrais de geração.
§ 1º As instalações de transmissão componentes da rede básica
do Sistema Interligado Nacional - SIN serão objeto de concessão
mediante licitação e funcionarão na modalidade de instalações integradas aos sistemas com regras operativas aprovadas pela ANEEL,
de forma a assegurar a otimização dos recursos eletroenergéticos
existentes ou futuros. (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004)
§ 2º As instalações de transmissão de âmbito próprio do concessionário de distribuição poderão ser consideradas pelo poder concedente
parte integrante da concessão de distribuição.
§ 3º As instalações de transmissão de interesse restrito das centrais de geração poderão ser consideradas integrantes das respectivas concessões, permissões ou autorizações. “(Redação dada pela Lei nº 9.648, de 27.5.98)”
 Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998
“Art. 6º. Ressalvados os casos indicados na legislação específica,
a atividade de transmissão de energia elétrica será exercida mediante concessão, precedida de licitação, observado o disposto no
art. 3º deste regulamento.
39
§ 1º Os reforços das instalações existentes serão de responsabilidade da concessionária, mediante autorização da ANEEL;
§ 2º As instalações e equipamentos considerados integrantes da
Rede Básica de Transmissão, de conformidade com os procedimentos e critérios estabelecidos pela ANEEL, serão disponibilizadas,
mediante Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão, ao
Operador Nacional do Sistema Elétrico, e a este estarão subordinadas suas ações de coordenação e operação;
§ 3º As demais instalações de transmissão, não integrantes da Rede
Básica, serão disponibilizadas diretamente aos acessantes interessados, contra o pagamento dos encargos correspondentes.”
 Resolução Normativa nº 067, de 8 de junho de 2004
 Resolução Normativa nº 068, de 8 de junho de 2004
6.10. Do livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição
 Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995
“Art. 15.
...........
§ 6º É assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores
livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionário e permissionário de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em
critérios fixados pelo poder concedente.”
 Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998
“Art. 7º. A ANEEL estabelecerá as condições gerais do acesso aos
sistemas de transmissão e de distribuição, compreendendo o uso e
a conexão, e regulará as tarifas correspondentes, com vistas a:
40
I - assegurar tratamento não discriminatório a todos os usuários
dos sistemas de transmissão e de distribuição, ressalvado o disposto no § 1º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 1996, com a redação dada pelo art. 4º da Lei nº 9.648, de 1998;
II - assegurar a cobertura de custos compatíveis com custos-padrão;
III - estimular novos investimentos na expansão dos sistemas;
IV - induzir a utilização racional dos sistemas;
V - minimizar os custos de ampliação ou utilização dos sistemas
elétricos.”
 Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999
 Resolução Normativa nº 067, de 8 de junho de 2004
6.11. Das opções de compra de energia elétrica por parte
dos consumidores
 Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995
“Art. 15. Respeitados os contratos de fornecimento vigentes, a
prorrogação das atuais e as novas concessões serão feitas sem
exclusividade de fornecimento de energia elétrica a consumidores
com carga igual ou maior que 10.000 kW, atendidos em tensão
igual ou superior a 69 kV, que podem optar por contratar seu
fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de
energia elétrica.
§ 1º Decorridos três anos da publicação desta Lei, os consumidores
referidos neste artigo poderão estender sua opção de compra a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica
do sistema interligado. (Redação dada pela Lei nº 9.648, de 27.5.98)
§ 2º Decorridos cinco anos da publicação desta Lei, os consumidores com carga igual ou superior a 3.000 kW, atendidos em tensão
igual ou superior a 69 kV, poderão optar pela compra de energia
41
elétrica a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de
energia elétrica do mesmo sistema interligado.
§ 3º Após oito anos da publicação desta Lei, o poder concedente
poderá diminuir os limites de carga e tensão estabelecidos neste
e no art. 16.
§ 4º Os consumidores que não tiverem cláusulas de tempo determinado em seus contratos de fornecimento só poderão exercer a
opção de que trata este artigo de acordo com prazos, formas e condições fixados em regulamentação específica, sendo que nenhum
prazo poderá exceder a 36 (trinta e seis) meses, contado a partir
da data de manifestação formal à concessionária, à permissionária
ou à autorizada de distribuição que os atenda. (Redação dada pela
Lei nº 10.848, de 2004)
§ 5º O exercício da opção pelo consumidor não poderá resultar em
aumento tarifário para os consumidores remanescentes da concessionária de serviços públicos de energia elétrica que haja perdido
mercado. (Redação dada pela Lei nº 9.648, de 27.5.98)
§ 6º É assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores
livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionário e permissionário de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em
critérios fixados pelo poder concedente.
§ 7º O consumidor que exercer a opção prevista neste artigo e no
art. 16 desta Lei deverá garantir o atendimento à totalidade de sua
carga, mediante contratação, com um ou mais fornecedores, sujeito
a penalidade pelo descumprimento dessa obrigação, observado o
disposto no art. 3º, inciso X, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro
de 1996. (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004)
42
§ 8º Os consumidores que exercerem a opção prevista neste artigo
e no art. 16 desta Lei poderão retornar à condição de consumidor atendido mediante tarifa regulada, garantida a continuidade da
prestação dos serviços, nos termos da lei e da regulamentação,
desde que informem à concessionária, à permissionária ou à autorizada de distribuição local, com antecedência mínima de 5 (cinco)
anos. (Incluído pela Lei nº 10.848, de 2004)
§ 9º Os prazos definidos nos §§ 4º e 8º deste artigo poderão ser
reduzidos, a critério da concessionária, da permissionária ou da autorizada de distribuição local. (Incluído pela Lei nº 10.848, de 2004)
§ 10. Até 31 de dezembro de 2009, respeitados os contratos vigentes, será facultada aos consumidores que pretendam utilizar, em
suas unidades industriais, energia elétrica produzida por geração
própria, em regime de autoprodução ou produção independente,
a redução da demanda e da energia contratadas ou a substituição
dos contratos de fornecimento por contratos de uso dos sistemas
elétricos, mediante notificação à concessionária de distribuição ou
geração, com antecedência mínima de 180 (cento e oitenta) dias.
(Incluído pela Lei nº 10.848, de 2004)”
“Art. 16. É de livre escolha dos novos consumidores, cuja carga
seja igual ou maior que 3.000 kW, atendidos em qualquer tensão, o
fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica.”
 Resolução nº 264, de 13 de agosto de 1998
6.12. Das tarifas de transmissão e distribuição
 Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995
“Art. 3º. Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII,
X, XI e XII do art. 29 e no art. 30 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro
43
de 1995, de outras incumbências expressamente previstas em lei
e observado o disposto no § 1º, compete à ANEEL: (Redação dada
pela Lei nº 10.848, de 2004)
...........
XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e dis
tribuição, sendo que as de transmissão devem ser baseadas nas
seguintes diretrizes: (Incluído pela Lei nº 10.848, de 2004)
a) assegurar arrecadação de recursos suficientes para cobertura
dos custos dos sistemas de transmissão; e
b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos
para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão;”
 Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004
“Art. 66. O Ministério de Minas e Energia estabelecerá metodologia para utilização de sinal locacional no cálculo das tarifas de
uso dos sistemas de transmissão, visando a sua estabilidade, e no
cálculo dos fatores de perdas aplicáveis à geração e ao consumo
de energia elétrica”.
 Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999
 Resolução nº 152, de 03 de abril de 2003
 Resolução Normativa nº 118, de 06 de dezembro de 2004
6.13. Dos descontos nas tarifas de uso do sistema de transmissão
e de distribuição
 Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996
“Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante
delegação à ANEEL, autorizar: (Redação dada pela Lei nº 10.848,
de 15.03.2004)
I - o aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior
44
a 1.000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW, destinado a produção independente ou autoprodução, mantidas as características de
pequena central hidrelétrica; (Redação dada pela Lei nº 9.648, de
27.05.98)
...........
§ 1º Para o aproveitamento referido no inciso I do caput, os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000
kW e aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e co-geração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência instalada seja menor ou igual a 30.000 kW, a ANEEL estipulará
percentual de redução não inferior a cinqüenta por cento a ser
aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão
e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia
comercializada pelos aproveitamentos. (Redação dada pela Lei nº
10.762, de 11.11.2003)”
 Resolução Normativa nº 077, de 18 de agosto de 2004
6.14. Dos encargos setoriais de responsabilidade do segmento
consumo
 Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002
“Art. 3º. Os consumidores de energia elétrica das concessionárias
ou permissionárias de serviço público que não exercerem a opção
prevista nos arts. 15 e 16 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995,
deverão substituir os atuais contratos de fornecimento de energia
por contratos equivalentes de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição e de compra de energia elétrica.”
 Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002
“Art. 1º. Os consumidores do Grupo “A”, das concessionárias ou
permissionárias de serviço público de geração ou de distribuição
de energia elétrica deverão celebrar contratos distintos para a co-
45
nexão, uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e compra
de energia elétrica, nos termos e condições firmados no art. 9º, do
Decreto nº 62.724, de 17 de maio de 1968, com as alterações do
Decreto nº 4.413, de 7 de outubro de 2002.
§ 1º Na definição do valor das tarifas para os contratos de conexão
e de uso dos sistemas de transmissão ou distribuição a que se
refere este artigo, serão consideradas as parcelas apropriadas dos
custos de transporte e das perdas de energia elétrica, bem como os
encargos de conexão e os encargos setoriais de responsabilidade
do segmento de consumo.”
 Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada
pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004
“Art. 13.
...........
§ 1º Os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE serão
provenientes dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem
público, das multas aplicadas pela ANEEL a concessionários, permissionários e autorizados e, a partir de 2003, das quotas anuais pagas
por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final,
mediante encargo tarifário, a ser incluído a partir da data de publicação
desta Lei nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição. (Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004)”
 Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004
“Art. 74. Os autoprodutores e produtores independentes não estão
sujeitos ao pagamento das quotas da Conta de Desenvolvimento
Energético - CDE, tanto na produção quanto no consumo, exclusivamente com relação à parcela de energia elétrica destinada a
consumo próprio.”
46
7. APERFEIÇOAMENTOS FUTUROS
Os métodos de fixação das tarifas de uso do sistema de transmissão e distribuição são
bem diferentes entre si. O da transmissão se dá pelo uso da Metodologia Nodal, fixando
tarifas por ponto de conexão, enquanto o da distribuição baseia-se nos custos marginais de expansão da distribuição, definindo-se tarifas iguais para cada nível de tensão.
Essa diferença metodológica leva, muitas vezes, a valores diferentes entre as tarifas
de uso nos pontos de conexão na fronteira entre a Rede Básica e a rede de âmbito
da distribuição. Esse assunto deve ser objeto de melhoria na busca de metodologias
que possam resultar em valores mais próximos.
Nesse sentido, vale mencionar a proposta de aperfeiçoamento no cálculo da TUSD
que a ANEEL colocou em consulta pública, com o principal objetivo de tornar iguais
as parcelas de encargos setoriais de responsabilidade do segmento de consumo,
cobradas nas tarifas de uso da transmissão e da distribuição.
Conforme mostrado na Tabela 2, essas parcelas, também conhecidas como tarifaencargo, atualmente são diferentes. A proposta apresenta, também, outros aperfeiçoamentos no cálculo da TUSD, conforme pode ser visualizado na Figura 7.
Figura 7: Proposta de Aperfeiçoamento no Cálculo da TUSD
47
Outro aprimoramento que se faz necessário, embora não diga respeito diretamente à questão do livre acesso, é em relação aos valores contratados entre agentes
e entre esses e o consumidor livre, nos contratos de conexão à transmissão e
à distribuição (CCT) e nos contratos de compartilhamento de instalações (CCI),
firmados entre duas concessionárias de transmissão. Esses contratos precisam
ser regulados de forma a dar mais transparência aos preços cobrados e aos
direitos e obrigações das partes.
48
8. DÚVIDAS MAIS FREQÜENTES
a) Sou um consumidor livre e desejo acessar a Rede Básica por meio de uma
linha de transmissão construída para meu uso exclusivo. Como devo proceder?
Em decorrência do disposto nos arts. 21, XII, b, 37, § 6º, e 175 da Constituição Federal, a exploração de serviços e instalações de energia elétrica é de competência
da União, que pode fazê-lo diretamente ou por meio de autorização, permissão ou
concessão de serviços públicos. Essas disposições constitucionais encontram-se
regulamentadas nas Leis nº 8.987 e 9.074, ambas de 1995. Esse aspecto restringe
a possibilidade de um consumidor ser proprietário de linha de transmissão em áreas públicas ou fora de sua propriedade, pelo fato desse consumidor não ser agente
regulado do setor elétrico. Corrobora com esse princípio, o disposto no art. 15 da
Lei nº 10.848/2004, que determina a incorporação, pelas distribuidoras, das redes
particulares que não dispuserem de autorização do poder concedente.
Nesse sentido, se as instalações para seu uso particular estiverem totalmente contidas em áreas de sua propriedade, o acesso é permitido e o consumidor livre deve
solicitá-lo ao ONS ou à transmissora detentora das instalações a serem acessadas.
As instalações de conexão – aquelas que se situam na subestação ou linha da
concessionária – devem atender aos requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede e serem contratadas junto à transmissora, via Contrato de
Conexão à Transmissão – CCT, no qual será estabelecido o encargo de conexão
correspondente. A Figura 8 a seguir, ilustra a situação descrita.
Figura 8: Instalações de Consumidores em Área Própria
49
Se as instalações de transmissão de uso exclusivo do consumidor livre não
estiverem totalmente restritas à sua propriedade, o acesso deverá ser solicitado, sempre, à concessionária de distribuição local, que é a prestadora
de serviços públicos responsável pelo atendimento aos consumidores. Além
disso, a distribuidora irá verificar a viabilidade técnica e ambiental da conexão, em articulação com o planejamento setorial. No caso específico, como
se trata de instalações de conexão com nível de tensão igual ou superior a
230 kV, o consumidor deverá arcar com 100% dos investimentos associados, além de celebrar um Contrato de Conexão à Distribuição (CCD) com a
distribuidora, onde serão estabelecidos os custos com a operação e manutenção das instalações de uso exclusivo, bem como dos eventuais encargos
de conexão devidos pela distribuidora à transmissora acessada, referentes
às instalações de conexão com a Rede Básica.
A distribuidora, por sua vez, celebrará um CCT com a transmissora acessada,
onde serão estabelecidos os encargos correspondentes, já citados no parágrafo
anterior, e também um CUST com o ONS (ou aditivo ao CUST existente), especificando os montantes de uso (MUST) associados à demanda do consumidor.
Além do CCD, o consumidor irá celebrar um Contrato de Uso do Sistema de
Distribuição (CUSD) com a distribuidora local. Como não existe tarifa de uso da
distribuição para níveis de tensão superiores a 138 kV, a TUSD a que estará submetido o consumidor será equivalente à TUST no ponto acessado, eventualmente
acrescida de encargos e tributos, nos termos da legislação específica. Essa TUSD
também incluirá os encargos setoriais de responsabilidade do segmento consumo, associados à área de concessão local. A figura 9 ilustra a situação acima
descrita.
Por não ter concessão de área, é vedado à transmissora implementar as instalações para o consumidor, pois isso violaria o monopólio da distribuidora
no atendimento ao mercado de consumo. Reforçam essa tese outros dois
princípios: (i) as instalações de transmissão passíveis de autorização pelo
poder concedente classificam-se como aquelas integrantes da Rede Básica
50
Figura 9: Acesso de Consumidor em Área Pública
- que são licitadas - e nos reforços de instalações existentes – que são autorizadas – o que não é o caso das instalações de conexão para atendimento
do consumidor; e (ii) os encargos setoriais de responsabilidade do segmento
consumo, que estão integrados à tarifa de uso paga pelo consumidor, são
diferentes na Rede Básica e na distribuição, pois esses últimos incorporam
aspectos específicos da distribuidora, como, por exemplo, as perdas comerciais. Dar tratamento distinto para um determinado consumidor seria
equivalente a excluí-lo da área de concessão da distribuidora, portanto, não
isonômico em relação aos demais consumidores.
b) Sou um consumidor livre. Posso ser dono de meu sistema de medição
de faturamento?
Somente os agentes regulados do setor elétrico – autorizados, permissionários e
concessionários – podem fazer suas próprias leituras de faturamento e enviá-las à
central de aquisição da Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE). Como
o consumidor é um particular, é necessário que uma concessionária faça sua leitura
e se responsabilize pela integridade das informações a serem remetidas à CCEE.
Neste sentido, a instalação, aferição e lacre do sistema de medição têm de ser
feitas exclusivamente pela concessionária.
No entanto, o consumidor poderá, em comum acordo com a concessionária,
adquirir seu próprio sistema de medição de faturamento e solicitar que ela o
51
instale, devendo a concessionária ficar responsável pela leitura do consumo e
guarda do equipamento. Os custos desses serviços serão negociados entre as
partes e contratados no CCT.
c) Sou um consumidor cativo ligado à Rede Básica e quero me tornar livre,
mas as instalações de transmissão que me atendem não estão em conformidade com os requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
Como devo proceder?
Existem hoje instalações de transmissão que atendem concessionárias de distribuição
e que não estão em conformidade com os requisitos mínimos estabelecidos nos
Procedimentos de Rede (Módulo 2). Exemplos disso são os acessos em derivação
simples a partir de linhas da Rede Básica, cuja configuração mínima requerida é uma
subestação seccionadora com arranjo em barra dupla a quatro chaves (230 kV).
Se as citadas instalações são suficientemente boas para que a concessionária de
distribuição preste serviço adequado a um consumidor enquanto ele é cativo, o
fato desse mesmo consumidor se tornar livre não é motivo para se adequar as
instalações imediatamente, porque isso representaria um ônus não justificável
tecnicamente a ser imputado ao consumidor.
Portanto, cada situação deve ser avaliada individualmente, devendo o consumidor
e a concessionária de transmissão a qual ele se conecta, pronunciarem-se a
respeito do desempenho das instalações que estão em não-conformidade com os
Procedimentos de Rede.
No entanto, sempre deverá ser provida ao ONS a supervisão das instalações, e
instalado o sistema de medição de faturamento, em conformidade com as especificações técnicas CCEE/ONS, sendo os custos associados de responsabilidade
do consumidor livre.
52
d) De quem é a responsabilidade pelo sistema de medição de faturamento de consumidor cativo que se conecta à Rede Básica?
Para todos os fins, quando um consumidor cativo se conecta à Rede Básica é
configurado um acesso da distribuidora que o representa. Nesse caso, o sistema de medição de faturamento é de responsabilidade da própria distribuidora,
inclusive o serviço de leitura.
Entretanto, como se trata de acesso exclusivo de consumidor cativo à Rede Básica, pode ser mais viável que a distribuidora contrate a instalação do sistema de
medição de faturamento junto à transmissora acessada, via CCT, tendo em vista
que o consumidor poderá se tornar livre, como será visto na questão a seguir.
e) E se o consumidor do caso anterior se tornar livre? Como fica o sistema de medição de faturamento instalado pela distribuidora?
Nesse caso existem quatro possibilidades:
I. a distribuidora retira sua medição e o consumidor instala a própria,
observada a dúvida nº 2;
II. a distribuidora transfere o sistema de medição à transmissora, pelo
valor contábil, que passará a cobrar encargos de conexão do consumidor, via CCT a ser celebrado entre as partes;
III. a distribuidora vende sua medição ao consumidor, passando a leitura
a ser feita pela transmissora acessada, que cobrará encargos de conexão do consumidor, via CCT a ser celebrado entre as partes;
IV. a distribuidora rescinde seu CCT com a transmissora, devendo essa
celebrar um novo contrato com o consumidor livre, onde serão cobrados os mesmos encargos.
53
f) Sou gerador não-despachado de forma centralizada pelo ONS e me conecto às Demais Instalações de Transmissão (DITs), que são instalações
de propriedade de concessionária de transmissão. Que tarifa irei pagar?
O gerador não-despachado de forma centralizada pelo ONS terá de firmar CCT
com a transmissora acessada e CUSD com a distribuidora local. A tarifa de uso
a que estará sujeito esse gerador será equivalente à TUSTFR média dos pontos
de conexão da distribuidora local.
g) Sou uma concessionária de distribuição que atende um consumidor
cativo por meio de uma instalação de uso exclusivo com tensão igual ou
superior a 230 kV, de propriedade da transmissora, e que está classificada como DIT. O que acontece quando o consumidor se torna livre? E se
ele se tornar apenas parcialmente livre?
Essa instalação faz parte do CCT celebrado entre a transmissora e a distribuidora, portanto, esta última paga encargo de conexão à primeira.
O consumidor livre deverá celebrar um CCD com a distribuidora, que lhe repassará o valor do encargo de conexão pago à transmissora, acrescido dos encargos e tributos legais. Deverá, também, celebrar um CUSD com a distribuidora
local, em que a tarifa de uso a ser paga será a própria TUST do ponto acessado,
acrescida dos tributos e encargos legais, inclusive os encargos setoriais de
responsabilidade do segmento consumo atribuíveis aos demais consumidores
da distribuidora.
Caso apenas parte da carga do consumidor se torne livre, a distribuidora deverá
permanecer pagando o encargo de conexão correspondente e celebrar um CCD
com o consumidor livre. O encargo de conexão a ser cobrado será aquele pago
pela distribuidora à transmissora, acrescido dos tributos legais, mas proporcional à demanda que se tornou livre, ou seja, a distribuidora continua assumindo a
parte que cabe à demanda cativa.
54
h) Sou um novo empreendedor de geração que irá se conectar à Rede
Básica. Como faço para obter o valor da tarifa que vou pagar pelo uso do
sistema de transmissão?
As tarifas de uso do sistema de transmissão são obtidas por meio de simulação
com Programa Nodal. Na página eletrônica da ANEEL, sob o link tarifas, podem
ser encontrados o Programa Nodal, o manual de utilização e todos os arquivos
necessários à simulação para o período tarifário em vigência. Se o usuário quiser
ter uma visão da evolução das tarifas por um período de três anos, poderá acessar a página do ONS www.ons.org.br e solicitar os arquivos correspondentes,
cabendo ressaltar que os resultados obtidos são apenas indicativos. A principal
vantagem da utilização do Programa Nodal é a flexibilidade proporcionada para
simulação das tarifas para novos geradores, pois há uma função que facilmente
permite a integração da usina em qualquer barra do sistema, auxiliando a decisão do empreendedor.
i) A nova TUSTFR corresponde ao valor da receita associada aos transformadores de potência que foram ou seriam reclassificados20 como Instalações
de Transmissão (DITs), e pagos via Encargos de Conexão no CCT?
Sim, com a publicação da Resolução Normativa nº 067/2004, os transformadores conectados à Rede Básica passaram a integrar esta rede. Assim, a receita
associada a esses equipamentos, transformador e conexões, que antes estava
associada ao CCT, passou, a partir de 1º de julho de 2004, a formar a TUSTFR,
que é razão entre valor do Encargo (R$) e o Montante (MW) contratado em cada
ponto de conexão pelos agentes setoriais regulados – autorizados, permissionários e concessionários – que utilizam tais equipamentos. Cabe ressaltar que
a TUSTFR é paga exclusivamente por esses agentes, não onerando os demais
usuários da Rede Básica.
20
Resolução nº 433/2002, já revogada
55
j) O autoprodutor pode deter a propriedade de linha de transmissão?
O autoprodutor que tem a produção de energia no mesmo local onde fica seu consumo pode implementar e deter instalações de transmissão - ou de conexão - para
possibilitar o escoamento da energia excedente até a rede de serviço público.
Outra possibilidade é a extensão de linha de transmissão entre a produção e o consumo, caso estejam em locais distintos e não se conectem à rede de serviço público.
No caso da unidade de produção estar em local distinto da unidade de consumo e haja necessidade de utilizar a rede de serviço público para realizar o
atendimento, o autoprodutor deve ser tratado como um par carga/geração, ou
seja, de um lado um agente de produção com todas as prerrogativas que lhe
foram dadas, inclusive a possibilidade de deter instalações de conexão, e de
outro um consumidor, a quem é vedada a possibilidade de possuir instalações
de transmissão fora de sua propriedade21.
k) De quem é a responsabilidade pela implementação de reforços na rede
de distribuição para viabilizar o acesso de agente ou de consumidor?
Todos os reforços são de responsabilidade da concessionária de distribuição
local e das demais concessionárias afetadas, em cada área de atuação, excetuando-se as instalações de conexão, sob responsabilidade do acessante,
devendo a distribuidora levar em conta a participação do consumidor no investimento, quando for o caso.
l) De quem é a responsabilidade pelas instalações de conexão às redes
de distribuição?
As instalações de conexão são de responsabilidade do acessante22, que deverá
21
22
56
Ver pergunta nº 1
Resolução nº 281/1999, art. 18
contratar a conexão com a concessionária a qual se liga, mediante a celebração
de um Contrato de Conexão a Distribuição (CCD), assumindo os investimentos
que se fizerem necessários (no caso de consumidor, deverá ser levada em
conta sua participação nos investimentos). Também são de responsabilidade
do acessante os encargos de manutenção e operação, que deverão estar estabelecidos no Contrato.
m) De quem é a responsabilidade pelos custos de extensão de barramentos de subestações do sistema de distribuição onde será conectado
o acessante?
A seção de barramento a ser utilizada pelo acessante faz parte da conexão, portanto é de sua responsabilidade viabilizar sua implementação, juntamente com as
demais obras necessárias para a ligação de suas instalações de uso exclusivo ao
ponto de conexão na rede da concessionária.
n) Quem é responsável pelos custos dos estudos e projetos de conexão
ao sistema de distribuição?
A responsabilidade pelos custos dos estudos e projetos de conexão é do acessante.
o) Quais os requisitos técnicos a serem seguidos no projeto de acesso à
distribuição?
Os requisitos técnicos a serem seguidos no projeto, construção e operação do
acesso e conexão ao sistema de distribuição obedecerão aos Procedimentos de
Rede, Procedimentos de Distribuição e às normas e padrões específicos de cada
concessionária. Enquanto não forem emitidos os Procedimentos de Distribuição,
devem ser seguidos, onde couber, os Procedimentos de Rede e as normas e
padrões técnicos da concessionária.
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9. INFORMAÇÕES ADICIONAIS
Este documento foi elaborado pelas Superintendências de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT) e de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD).
Dúvidas, comentários e sugestões para aperfeiçoamento são bem-vindos e podem ser enviados por correio eletrônico para: [email protected] ou
[email protected].
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