Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL
Em 12 de dezembro de 2013.
Processo: 48500.005303/2013-37.
Assunto: Avaliação das informações solicitadas
acerca do Sistema de Medição para Faturamento SMF. Oportunidade de aperfeiçoamento de seus
requisitos e das normas de regência no âmbito da
distribuição.
SUMÁRIO
I. DO OBJETIVO ............................................................................................................................................................................... 4
II. DOS FATOS ................................................................................................................................................................................. 4
III. DA ANÁLISE ............................................................................................................................................................................... 5
III.i. Do Quantitativo de Medidores........................................................................................................................................................................ 8
III.ii. CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO ............................................................................................. 12
III.iii. TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS (ÍNDICE IPCA - JAN/2013) POR SUBMERCADO E NÍVEL DE TENSÃO ............................................ 12
III.iii.i. Todos os Submercados ............................................................................................................................................................................... 13
III.iv. ANÁLISE DAS TRAJETÓRIAS (ATUALIZADOS PELO IPCA) DOS CUSTOS TOTAIS EM VISTA DOS MEDIDORES .............................................................. 17
III.v. AVALIAÇÃO DA REPRESENTATIVIDADE DOS CUSTOS DE TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS (POTENCIAL E CORRENTE) E DE MEDIDORES ...... 22
III.vi. COMUNICAÇÃO UTILIZADA NO SMF ................................................................................................................................................................... 29
III.vii. PROPOSTAS DE SIMPLIFICAÇÃO DO SMF NA DISTRIBUIÇÃO ............................................................................................................................... 39
III.vii.i. Desobrigar a Instalação do Medidor de Retaguarda....................................................................................................................... 40
III.vii.ii. Medição unidirecional para Unidades Consumidoras .................................................................................................................... 43
III.vii.iii. Flexibilização da Classe de Exatidão dos Transformadores para Instrumentos e dos Medidores ............................................... 44
III.vii.iv. Estabelecimento da “Disponibilização de Canal de Comunicação” como Serviço Cobrável pelas Distribuidoras ....................... 51
III.vii.v. O Incentivo à Competição e à Heterogeneidade dos Parques de Medição .................................................................................. 53
III.vii.vi. Sincronismo por GPS .................................................................................................................................................................... 59
III.vii.vii. Calibração de Medidores e a Manutenção Preditiva/Corretiva .................................................................................................... 62
III.vii.viii. O Padrão aplicado ao SMF e a Comercialização no ACL por Unidades Consumidoras em Baixa Tensão ............................... 62
III.vii.ix. Aprovação dos Projetos e dos Relatórios de Comissionamento do SMF ..................................................................................... 67
III.vii.x. Obras Civis e Adequações de instalações associadas ao SMF .................................................................................................... 67
III.vii.xi. Dos Serviços Auxiliares e No-Breaks ............................................................................................................................................ 69
III.vii.xii. Critérios para Estimar ou Arbitrar Perdas Elétricas em Redes na Distribuição............................................................................ 70
IV. DOS FUNDAMENTOS .............................................................................................................................................................. 71
VI. DA CONCLUSÃO ..................................................................................................................................................................... 72
VII. DA RECOMENDAÇÃO ............................................................................................................................................................ 75
Fl. 2 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ÍNDICE DE GRÁFICOS E TABELAS
Gráfico 1 – Medidores por Distribuidora e Fabricante – Dados CCEE (2013) ........................................................................................................ 9
Gráfico 2 – Medidores por Distribuidora e Fabricante – Dados Declarados (2012) .............................................................................................. 10
Gráficos 3 e 4 – Medidores por Fabricante – Dados CCEE (2013) e Dados Declarados (2012).......................................................................... 11
ANEXO I
Tabela 1 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2002 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 77
Gráfico 5 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2002 (tensão não inferior a 69 kV) ......................................... 78
Tabela 2 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2003 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 79
Gráfico 6 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2003 (tensão não inferior a 69 kV) ......................................... 80
Tabela 3 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 81
Gráfico 7 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão não inferior a 69 kV) ......................................... 82
Tabela 4 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão inferior a 69 kV)........................................................... 83
Gráfico 8 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão inferior a 69 kV) ................................................ 84
Tabela 5 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 85
Gráfico 9 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão não inferior a 69 kV) ......................................... 86
Tabela 6 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão inferior a 69 kV)........................................................... 87
Gráfico 10 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão inferior a 69 kV) .............................................. 88
Tabela 7 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 89
Gráfico 11 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão não inferior a 69 kV) ....................................... 90
Tabela 8 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão inferior a 69 kV)........................................................... 91
Gráfico 12 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão inferior a 69 kV) .............................................. 92
Tabela 9 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................... 93
Gráfico 13 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão não inferior a 69 kV) ....................................... 94
Tabela 10 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão inferior a 69 kV) ........................................................ 95
Gráfico 14 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão inferior a 69 kV) .............................................. 96
Tabela 11 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão não inferior a 69 kV) ................................................. 97
Gráfico 15 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão não inferior a 69 kV) ....................................... 98
Tabela 12 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão inferior a 69 kV) ........................................................ 99
Gráfico 16 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 100
Tabela 13 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão não inferior a 69 kV) ............................................... 101
Gráfico 17 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão não inferior a 69 kV) ..................................... 102
Tabela 14 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão inferior a 69 kV) ...................................................... 103
Gráfico 18 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 104
Tabela 15 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão não inferior a 69 kV) ............................................... 105
Gráfico 19 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão não inferior a 69 kV) ..................................... 106
Tabela 16 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão inferior a 69 kV) ...................................................... 107
Gráfico 20 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 108
Tabela 17 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão não inferior a 69 kV) ............................................... 109
Gráfico 21 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão não inferior a 69 kV) ..................................... 110
Tabela 18 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão inferior a 69 kV) ...................................................... 111
Gráfico 22 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 112
Tabela 19 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão não inferior a 69 kV) ............................................... 113
Gráfico 23 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão não inferior a 69 kV) ..................................... 114
Tabela 20 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão inferior a 69 kV) ...................................................... 115
Gráfico 24 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão inferior a 69 kV) ............................................ 116
ANEXO II
Tabela 21 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUL (tensão inferior a 69 kV) ........................................... 117
Gráfico 25 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUL (tensão inferior a 69 kV) ................................ 118
Tabela 22 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUL (tensão não inferior a 69 kV) .................................... 119
Gráfico 26 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUL (tensão não inferior a 69 kV) ......................... 120
Tabela 23 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUDESTE (tensão inferior a 69 kV) ................................. 121
Gráfico 27 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUDESTE (tensão inferior a 69 kV) ...................... 122
Tabela 24 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUDESTE (tensão não inferior a 69 kV) .......................... 123
Gráfico 28 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUDESTE (tensão não inferior a 69 kV) ............... 124
Tabela 25 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORDESTE (tensão inferior a 69 kV) .............................. 125
Gráfico 29 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORDESTE (tensão inferior a 69 kV) ................... 126
Tabela 26 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORDESTE (tensão não inferior a 69 kV) ....................... 127
Gráfico 30 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORDESTE (tensão não inferior a 69 kV) ............ 128
Tabela 27 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORTE (tensão não inferior a 69 kV) ............................... 129
Fl. 3 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Gráfico 31 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORTE (tensão não inferior a 69 kV) ................... 130
Tabela 28 – Trajetória dos Custos atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) .................................................................... 13
Gráfico 32 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ......................................................... 14
Tabela 29 – Trajetória dos Custos atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) ............................................................. 15
Gráfico 33 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) .................................................. 16
Tabela 30 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ....................................... 17
Gráfico 34 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ....................................... 18
Tabela 31 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) ................................ 19
Gráfico 35 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) ................................ 20
Tabela 32 – Trajetória dos Custos de Medidores atualizados – Todos os Submercados ..................................................................................... 21
Gráfico 36 – Trajetória dos Custos de Medidores atualizados – Todos os Submercados .................................................................................... 21
Gráfico 37 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ........... 23
Gráfico 38 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV) ............. 24
Gráfico 39 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) .... 25
Gráfico 40 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV) ...... 26
Gráfico 41 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados ................................................... 27
Gráfico 42 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados ..................................................... 28
Tabela 33 – Quantitativo de Compartilhamentos e de Contratações de Prestadores - Por Tecnologia de Comunicação ................................... 30
Tabela 34 – Custo Inicial e Mensal do Canal de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ............................. 30
Gráfico 43 – Custo Inicial e Mensal do Canal de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ............................ 31
Gráfico 44 – Quantitativo de Compartilhamentos e de Contratações de Prestadores .......................................................................................... 32
Gráfico 45 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – Pela Distribuidora ............................................................................ 33
Gráfico 46 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – Pelos Prestadores ........................................................................... 34
Gráfico 47 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – GERAL ............................................................................................ 35
Gráfico 48 – Comparativo (relativo) entre Compartilhamentos e Contratações de Prestadores – Por Tecnologia de Comunicação .................. 36
Tabela 35 – Custo Inicial e Mensal de cada Tecnologia de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ............ 37
Gráfico 49 – Custo Inicial e Mensal de cada Tecnologia de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ........... 38
Tabela 36 – Relatório de Falhas em SMF – Tractebel........................................................................................................................................... 40
Gráfico 50 – Parque de Medição – Tractebel ......................................................................................................................................................... 41
Gráfico 51 – Relatório de Falhas anuais em SMF – Tractebel .............................................................................................................................. 42
Tabela 37 – Padrão SMF – Procedimentos de Rede............................................................................................................................................. 44
Tabela 38 – Padrão Medição – Procedimentos de Distribuição ............................................................................................................................ 45
Tabela 39 – Comparativo de Preço de Medidores por Classe de Exatidão – Landis+Gyr .................................................................................... 46
Tabela 40 – Comparativo de Preço de Medidores por Fluxo da Energia – Landis+Gyr........................................................................................ 46
Tabela 41 – Comparativo P.REDE, PRODIST e PROPOSTA – Classes de Exatidão.......................................................................................... 49
Tabela 42 – Novo Padrão de Medição Proposto na Distribuição – ACR e ACL – Procedimentos de Distribuição ............................................... 51
Tabela 43 – Panorama dos Parques Relevantes de Medição Homogêneos e Heterogêneos .............................................................................. 54
Tabela 44 – Comparativo (absoluto) de Custos de Medidores (P+R) atualizados – Parques Homogêneos e Heterogêneos ............................. 55
Gráfico 52 – Comparativo (absoluto) de Custos de Medidores (P+R) atualizados – Parques Homogêneos e Heterogêneos ............................. 55
Gráfico 53 – Trajetória dos Custos de Medidores (P+R) atualizados – Por Fabricante ........................................................................................ 57
Gráfico 54 – Tendência Linear dos Custos de Medidores (P+R) atualizados – Por Fabricante ........................................................................... 58
Tabela 45 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores ....................................................................................................................................... 59
Gráfico 55 – Comparativo (relativo) entre Tecnologias de Sincronismo dos Medidores – Por Tecnologia de Comunicação............................... 59
Tabela 46 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ........................................ 60
Gráfico 56 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores ....................................... 60
Tabela 47 – Falhas de Sincronismo – Dados da CCEE para agentes com coleta direta ...................................................................................... 61
Gráfico 57 – Amostra de Unidades Consumidoras do Grupo “B” – Pesquisa de Percepção sobre Tarifa............................................................ 64
Fl. 4 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
I. DO OBJETIVO
Avaliar as informações solicitadas acerca do SMF (Ofício Circular no 004/2011-SEM-SRDSRT/ANEEL de 14/12/2011) e a oportunidade de propor aperfeiçoamentos aos requisitos e às normas de
regência no âmbito da distribuição, com vistas a:
 obter uma relação mais equitativa entre o ônus decorrente dessas obrigações e os
eventuais benefícios experimentados;
 observar as características próprias do uso e operação da rede, no âmbito da
distribuição; e
 delimitar segmentos, consoante distinções atinentes à magnitude e natureza do fluxo
de energia elétrica a ser mensurada.
II. DOS FATOS
2.
Em agosto de 2011, no âmbito da “proposta para operação dos pequenos consumidores
no ACL: Implantação do Comercializador Varejista” encaminhada à ANEEL, a CCEE 1 sugeriu a dispensa
do canal de comunicação exclusivo com o SCDE 2 para unidades consumidoras que o possuam com a
Distribuidora local.
3.
Em 14 de dezembro de 2011, foi emitido o Ofício Circular no 004/2011-SEM-SRDSRT/ANEEL, requerendo informações acerca do Sistema de Medição para Faturamento - SMF a todos os
consumidores especiais e livres (cadastro da CCEE = 956 pessoas jurídicas).
4.
Em 15 de dezembro de 2011, foi realizada reunião com a SRD 3, a SEM4 e representantes
das associações ABRACEEL 5, ABIAPE 6, APINE 7 e ANACE 8, versando acerca do SMF para consumidores
especiais.
5.
Nos dias 14 e 15 de março de 2012, foi realizada visita técnica às instalações do
fabricante de medidores Elo Sistemas Eletrônicos, com representantes desta SEM, SRD, SRC 9 e CCEE.
6.
Em 4 de abril de 2012, foi realizada reunião com a ABRACEEL, APINE e ANACE,
tratando da “simplificação dos requisitos de medição”.
7.
Em 24 de julho de 2013, foi determinado 10 “à Superintendência de Estudos do Mercado SEM, com apoio das Superintendências de Regulação dos Serviços de Transmissão - SRT e de
1 Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica.
Dados de Energia.
3 Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição.
4 Superintendência de Estudos do Mercado.
5 Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia.
6 Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia.
7 Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica.
8 Associação Nacional dos Consumidores de Energia.
9 Superintendência de Regulação da Comercialização da Eletricidade.
10 Processo no 48500.005476/2011-93. Apreciado pela Diretoria da ANEEL na 27o Reunião Pública Ordinária em 23.07.2013.
2 Sistema de Coleta de
Fl. 5 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, a apresentação, no prazo de 60 dias, de proposta de
regramento objetivando simplificar as regras do Sistema de Medição para Faturamento - SMF associado a
unidades consumidoras sob responsabilidade de consumidores especiais.”
III. DA ANÁLISE
8.
Com relação às informações requeridas acerca do SMF aos consumidores especiais e
livres, é importante proceder, preliminarmente, a certas considerações, indispensáveis à modelagem dos
dados recebidos de modo a permitir conclusões tão sólidas e objetivas quanto possível.
9.
Foram recebidas e utilizadas informações de 685 unidades consumidoras modeladas
na CCEE (cada qual com seu código próprio), submetidas aos seguintes procedimentos:
 conferência e ajuste de códigos de agentes e cargas;
 identificação de unidades com mais de uma entrada, bem como outras com
mais de uma unidade em mesmo local (ajuste de dados replicados, mantendo
os dados do SMF);
 conferência e ajuste da tensão de conexão; e
 ajuste de dados faltantes (como a distribuidora).
10.
A discriminação dos custos em rubricas específicas (predeterminadas na própria planilha
da ANEEL), por seu turno, era imprescindível para que houvesse organicidade mínima capaz de permitir a
modelagem dos dados recebidos.
11.
É bastante provável que os dados enviados tenham sido objeto de alguma
ponderação/segregação por parte das instituições declarantes, com vistas a seu enquadramento no
formato exigido pela ANEEL.
12.
Por outro lado, essa restrição importa em imprecisão dos dados, haja vista não ser
incomum a alocação aleatória de custos em orçamentos, notadamente em projetos turn-key. Uma
alternativa para contornar essa imprecisão seria expurgar da análise os dados que superassem
determinado desvio.
13.
No entanto, mais uma vez, dessa opção outros efeitos indesejáveis sobreviriam. Não é
possível estabelecer um limite de desvio sem admitir nova possibilidade de erro, afinal não é possível
aferir qual é o ponto exato a partir do qual se encontrem apenas os erros de alocação de custos. Aliás, é
muito mais provável que, dentro da mesma ordem de grandeza, estejam os: (i) erros de alocação de
custo; (ii) custos extraordinários com obras civis; (iii) custos extraordinários com adequação de
instalações elétricas; (iv) custos extraordinários com comunicação em áreas remotas etc.
14.
Portanto, ao invés de proceder ao expurgo de dados (afetando dados relevantes), optouse por demonstrar os dados históricos agrupados (Seção III.ii da Nota Técnica) de maneira a permitir que
cada leitor possa exercer juízo próprio acerca de sua pertinência e adequação, avaliando os resultados
obtidos no restante das análises.
Fl. 6 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
15.
É importante destacar que a rubrica “custos totais” para migração é a mais fidedigna entre
todas, uma vez que não é afetada pela alocação aleatória de custos, mas tão somente por eventuais
custos extraordinários incorridos em outras rubricas que a compõe.
16.
Para a análise da evolução (ou involução) dos custos, foi necessário atualizar
monetariamente os valores, sendo para tanto utilizado o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo
- IPCA, até janeiro de 2013.
17.
Os custos mensais advindos com o canal de comunicação foram atualizados a partir de
1º de fevereiro de 2012, também para janeiro de 2013 e pelo mesmo índice.
18.
Quanto ao desembolso inicial, levou-se em consideração que a partir de 30 de outubro de
2007 a modelagem de ativos esteve condicionada à prévia adequação do SMF. Portanto, aos que
migraram para o ACL em período anterior a essa data, a modelagem pode ter sido efetivada anteriormente
à data de desembolso (custos para adequação).
19.
Aos que migraram posteriormente, a data de desembolso é anterior a da modelagem,
provavelmente próxima. Nesse sentido, foram conferidas e ajustadas as datas de desembolso, bem como
utilizadas as datas de modelagem na CCEE como as datas de desembolso daqueles que não as
declararam.
20.
A seguir, tem-se um mapeamento das alterações regulatórias a que foi submetida a
disciplina atinente ao SMF. Sua significância repousa especialmente nos possíveis efeitos advindos da
aquisição de medidores e transformadores para instrumentos pelas Distribuidoras, notadamente a partir de
2009.
Fl. 7 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Fl. 8 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
III.i. Do Quantitativo de Medidores
21.
Neste tópico, pretende-se ilustrar o panorama nacional do parque de medição no âmbito da distribuição de energia elétrica.
22.
Os dois gráficos seguintes buscam apresentar o panorama segundo cada área de concessão. O primeiro deles, originado na base de dados da
CCEE. O segundo, originado nos dados encaminhados à ANEEL, presumindo-se a existência de dois medidores por unidade consumidora (o mínimo de um medidor
principal e outro de retaguarda).
Fl. 9 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
MEDIDORES POR CONCESSIONÁRIA E FABRICANTE - CADASTRO CCEE
100%
14
16
14 48
4
58
90%
102
2
68
46
4
80%
170
16
70%
108
260
84
25 2
4
28
10
18
3
16
53
148
60%
63 128
78
430
22
24
10
16
18
83
41
50%
238
10
80 2
68
346
32
48
176 11
2
524
34 126 14
36
1156
520
360
6
114
63
144
638
21
6
2
ELO
6
10
8
Landis + Gyr (ESB)
6
31
8
Schneider Electric
222 4
Electro Industries
Gráfico 1 – Medidores por Distribuidora e Fabricante – Dados CCEE (2013)
11 Os dados contemplam a totalidade do parque de medição, incluindo os medidores de fronteira.
58
6
14
ITRON (Actaris, Schlumberger)
8 66
11
564
9
49 4
12
3
6
73
8 760
36
172
66
2
1362 22
136
197
54
0%
2
3
4
30%
20%
2
39
7
40%
10%
2
64
208 16
68
ZIV
200
11
19
Fl. 10 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
MEDIDORES POR CONCESSIONÁRIA E FABRICANTE
100%
90%
2
32
80%
2
2
8
2
70
2
6
18
70%
50%
68
6
4
2
6
60%
2
2
2
20
40%
10
8
8
70
30%
2
10
2
2
144 44
2
2
4
70
10 168
18
26
120
0%
10
10
96
2
28
20%
10%
2
12
2
2
4
2
2
ELO
ITRON (Actaris, Schlumberger)
Landis + Gyr (ESB)
Schneider Electric
Gráfico 2 – Medidores por Distribuidora e Fabricante – Dados Declarados (2012)
23.
Do gráfico 1 precedente, é possível inferir a existência de dois comportamentos distintos. Um, em que poucas distribuidoras optam pela adoção de
um único fabricante, provavelmente em razão de eventual necessidade de reposição (estoque menor) e da adoção de um único procedimento técnico
correspondente.
24.
Outro, em que a maioria das distribuidoras opta pela heterogeneidade de seu parque de medição. Esta opção possivelmente decorre da necessidade
de a distribuidora buscar preços de mercado compatíveis com seus custos regulatórios reconhecidos em tarifa. Se não, buscar o incremento de seu lucro, comprando
a preços inferiores ao valor regulatório reconhecido em tarifa.
Fl. 11 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
25.
Se assim ainda não se dá em todas as grandes distribuidoras, há indício de insuficiência regulamentar, seja na direção de estabelecer novos ou mais
intensos incentivos, seja na imposição de procedimento mandatório.
26.
A seguir, ilustra-se a participação dos fabricantes de medidores no mercado nacional de distribuição.
MEDIDORES POR FABRICANTE - CADASTRO CCEE
ELO
3909
34%
ZIV
272
2%
Electro Industries
108
1%
Schneider Electric
2425
21%
ITRON (Actaris,
Schlumberger)
2328
20%
Landis + Gyr (ESB)
2596
22%
MEDIDORES POR FABRICANTE - DADOS PESQUISA
ELO
474
41%
ITRON (Actaris,
Schlumberger)
80
7%
Schneider Electric
254
22%
Landis + Gyr (ESB)
340
30%
Gráficos 3 e 4 – Medidores por Fabricante – Dados CCEE (2013) e Dados Declarados (2012)
27.
Fazendo as considerações superficiais que tais dados permitem, parece-se estar diante de um mercado efetivamente competitivo, em razoável
equilíbrio. A adoção das medidas referidas no item 25, juntamente da própria expansão da “demanda”, deve bastar à tendência de queda dos preços (verificada
adiante), ou até sua intensificação, em razão do ganho de escala e do potencial de mercado para novos “entrantes”.
Fl. 12 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
III.ii. CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
28.
Objetivando proporcionar a maior transparência e legitimidade possíveis à avaliação que se seguirá, é importante retratar os cenários formados com
os dados enviados à ANEEL, ainda não atualizados monetariamente e estratificados por: (i) ano; (ii) submercado; (iii) distribuidora; (iv) tensão (repartida em 69 kV); e
(v) rubricas que integram os custos.
29.
Adicionalmente, é apresentado o quantitativo de amostras que originaram as médias obtidas. As quantidades não se mostraram significativas a ponto
de justificar a apuração de medidas de dispersão.
30.
Vide ANEXO I (Fls. 125 a 130).
III.iii. TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS (ÍNDICE IPCA - JAN/2013) POR SUBMERCADO E NÍVEL DE TENSÃO 12
31.
Neste tópico, são apresentados os custos anuais, atualizados monetariamente pelo IPCA até janeiro de 2013, equalizando-os para fins de uma
comparação mais efetiva, permitindo a formulação de hipóteses que justifiquem as variações observadas, tais como o ganho de escala e o aumento da competição
entre os fornecedores de equipamentos. Outro elemento que possivelmente se inseriu nos resultados verificados foi a variação cambial experimentada no período.
32.
Os resultados foram estratificados por: (i) submercado; (ii) ano; (iii) tensão (repartida em 69 kV e limitada a 230 kV); e (iv) rubricas que integram os
custos. Entre as rubricas, foram integralizadas as seguintes: (i) medidor principal e secundário; e (ii) transformadores para instrumentos (potencial e corrente).
33.
Vide ANEXO II (Fls. 131 e seguintes – Submercados SUL, SUDESTE, NORDESTE e NORTE).
12 Vide o parágrafo 20 desta Nota
Técnica.
Fl. 13 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
III.iii.i. Todos os Submercados
NÍVEL DE TENSÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
Valores
2003
2004
2005
2006
2007
2008
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 27.820 R$ 25.237 R$ 95.423 R$ 123.627 R$ 139.564 R$ 115.249
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
R$ 27.820
R$ 3.464
R$ 47.307 R$ 66.271 R$ 28.708 R$ 34.032
R$ 10.999 R$ 14.667 R$ 29.258 R$ 24.353 R$ 23.759
OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$)
PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$)
R$ 1.924
R$ 15.989 R$ 22.706 R$ 48.435 R$ 20.042
PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$)
R$ 42.586 R$ 37.834 R$ 60.347 R$ 50.518 R$ 51.893
TP + TC (média R$)
R$ 6.824
R$ 16.586 R$ 11.047 R$ 9.402 R$ 16.993
CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$)
R$ 2.022
R$ 1.298 R$ 5.611 R$ 26.319 R$ 6.832
Tabela 28 – Trajetória dos Custos atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)
2009
R$ 62.314
R$ 21.236
R$ 52.507
R$ 8.986
R$ 19.482
R$ 8.109
R$ 3.814
2010
R$ 59.066
R$ 16.455
R$ 15.622
R$ 19.195
R$ 26.597
R$ 7.572
R$ 16.311
2011
R$ 53.556
R$ 15.012
R$ 15.081
R$ 17.133
R$ 20.117
R$ 6.427
R$ 11.060
2012
R$ 17.332
R$ 9.789
R$ 19.065
R$ 10.132
R$ 5.303
R$ 951
R$ 10.978
Fl. 14 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CUSTO TOTAL - Nível de Tensão Inferior a 69 kV
R$ 160.000
R$ 140.000
R$ 120.000
R$ 100.000
R$ 80.000
y = -1734,5x + 81459
R$ 60.000
R$ 40.000
R$ 20.000
R$ 0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Gráfico 32 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)
2011
2012
Fl. 15 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Tabela 29 – Trajetória dos Custos atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)
Fl. 16 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CUSTO TOTAL - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV
R$ 800.000
R$ 700.000
R$ 600.000
R$ 500.000
R$ 400.000
y = -5984,9x + 270241
R$ 300.000
R$ 200.000
R$ 100.000
R$ 0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Gráfico 33 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)
34.
Observando-se os gráficos 32 e 33, constata-se a tendência de redução dos custos inerentes à adequação do SMF. E se os custos para instalações
conectadas a partir de 69 kV nunca foram nem serão pequenos, tampouco seria correto afirmar que, para níveis de tensão inferiores, tornaram-se insignificantes. Pelo
contrário, representam ainda nos dias atuais uma barreira econômica à migração (ACL).
Fl. 17 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
III.iv. ANÁLISE DAS TRAJETÓRIAS (ATUALIZADOS PELO IPCA) DOS CUSTOS TOTAIS EM VISTA DOS MEDIDORES 13
35.
No presente tópico, foram utilizados apenas os dados daqueles em que houve declaração do custo com a aquisição dos medidores. É provável que
vários dos custos com medidores informados contemplem quantidades superiores ao par (dois) mínimo necessário, seja em razão de o fornecimento ser realizado por
um ramal duplo, pela configuração da subestação ou até pela disposição interna das cargas ao longo das instalações.
36.
Apesar da peculiaridade, pode-se inferir que a utilização desses dados constitui medida relevante na obtenção da correlação entre os custos totais e
aqueles dos medidores.
37.
Os resultados foram estratificados por: (i) ano; e (ii) tensão (repartida em 69 kV e limitada a 230 kV).
NÍVEL DE TENSÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
Valores
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 27.820
R$ 25.237 R$ 95.423 R$ 123.627 R$ 139.564 R$ 115.249 R$ 62.314 R$ 59.066 R$ 53.556
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
R$ 27.820
R$ 3.464
R$ 47.307 R$ 66.271 R$ 28.708 R$ 34.032 R$ 21.236 R$ 16.455 R$ 15.012
Tabela 30 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)
13 Vide o parágrafo 20 desta Nota
Técnica.
2012
R$ 17.332
R$ 9.789
Fl. 18 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Nível de Tensão Inferior a 69 kV
R$ 160.000
R$ 70.000
CUSTO TOTAL (média R$)
MEDIDOR PRINCIPAL +
RETAGUARDA (média R$)
R$ 140.000
R$ 60.000
R$ 120.000
R$ 50.000
R$ 100.000
R$ 40.000
R$ 80.000
y = -1734,5x + 81459
R$ 60.000
y = -2215,1x + 39192
R$ 20.000
R$ 40.000
R$ 10.000
R$ 20.000
R$ 0
R$ 30.000
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Gráfico 34 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)
2012
R$ 0
Fl. 19 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
38.
Observando-se o gráfico 34, além da tendência de redução dos custos inerentes à adequação do SMF, constata-se um “acoplamento” entre o custo
com medidores e o custo total.
NÍVEL DE TENSÃO NÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Valores
2002
2003
2004
2005
R$ 231.650 R$ 505.431 R$ 179.534 R$ 193.265 R$ 198.410 R$ 226.208 R$ 78.433 R$ 98.604 R$ 108.219 R$ 744.578
CUSTO TOTAL (média R$)
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
R$ 48.044
R$ 43.620 R$ 46.683 R$ 45.810 R$ 51.738 R$ 41.754 R$ 32.591 R$ 8.496 R$ 30.157 R$ 13.754
Tabela 31 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)
2012
R$ 13.314
R$ 13.210
Fl. 20 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Nível de Tensão não Inferior a 69 kV
R$ 800.000
R$ 60.000
y = -3972,6x + 58005
R$ 700.000
MEDIDOR PRINCIPAL +
RETAGUARDA (média R$)
R$ 50.000
R$ 600.000
R$ 40.000
R$ 500.000
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 400.000
R$ 30.000
R$ 300.000
y = -5984,9x + 270241
R$ 20.000
R$ 200.000
R$ 10.000
R$ 100.000
R$ 0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
R$ 0
Gráfico 35 – Trajetória dos Custos Totais/Medidores atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)
39.
Observando-se o gráfico 35, novamente se constata a tendência de redução dos custos inerentes à adequação do SMF.
40.
Porém, diferentemente do resultado obtido em tensões inferiores a 69 kV, não mais se verifica o “acoplamento” entre o custo com medidores e o
custo total verificado. Evidentemente, tal fato se explica pela pequena representatividade dos custos para aquisição de medidores em face dos demais equipamentos
e adequações das instalações nesse nível de tensão.
Fl. 21 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CUSTO DE MEDIDORES (valores atualizados)
Valores
MEDIDORES (média R$)
Ano
2002
R$ 48.044
2003
R$ 41.645
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
R$ 22.672 R$ 46.002 R$ 55.372 R$ 33.644 R$ 33.836 R$ 15.155 R$ 17.322
Tabela 32 – Trajetória dos Custos de Medidores atualizados – Todos os Submercados
2011
R$ 14.903
MEDIDORES (todos os níveis de tensão)
R$ 60.000
R$ 50.000
R$ 40.000
R$ 30.000
y = -3568,3x + 52263
R$ 20.000
R$ 10.000
R$ 0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Gráfico 36 – Trajetória dos Custos de Medidores atualizados – Todos os Submercados
2011
2012
2012
R$ 10.790
Fl. 22 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
41.
Observando-se o gráfico 36, a tendência de redução dos custos com medidores é inequívoca e acentuada, possivelmente decorrente do acirramento
da concorrência, da economia de escala na produção e da demanda pelos produtos adquiridos pelas Distribuidoras.
III.v. AVALIAÇÃO DA REPRESENTATIVIDADE DOS CUSTOS DE TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS (POTENCIAL E CORRENTE) E DE MEDIDORES 14
42.
No presente tópico, foram utilizados apenas os dados daqueles em que houve declaração do custo com a aquisição de medidores e de
transformadores de instrumentos, sendo expurgados os demais a fim de não contaminar a estimativa da correlação.
43.
Os resultados foram estratificados por: (i) ano; (ii) tensão (repartida em 69 kV e limitada a 230 kV); e (iii) rubricas que integram os custos. Entre as
rubricas, foram integralizadas as seguintes: (i) medidor principal e secundário; (ii) transformadores para instrumentos (potencial e corrente); e (iii) todas as demais em
“OUTROS”.
14 Vide o parágrafo 20 desta Nota
Técnica.
Fl. 23 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CORRELAÇÃO DE CUSTOS (nivel de tensão inferior a 69 kV - valores atualizados)
R$ 160.000
R$ 140.000
R$ 120.000
R$ 100.000
R$ 80.000
R$ 60.000
R$ 40.000
R$ 20.000
R$ 0
2004
2005
TP + TC (média R$)
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
OUTROS (média R$)
2006
2004
R$ 6.824
R$ 10.128
R$ 58.612
2007
2005
R$ 16.586
R$ 47.307
R$ 47.128
2008
2006
R$ 11.047
R$ 56.409
R$ 51.445
2007
R$ 8.184
R$ 32.680
R$ 113.145
2009
2008
R$ 16.993
R$ 32.020
R$ 92.043
2010
2009
R$ 8.109
R$ 28.141
R$ 35.283
2011
2010
R$ 7.063
R$ 19.351
R$ 59.388
2012
2011
R$ 6.609
R$ 15.083
R$ 40.254
2012
R$ 951
R$ 8.617
R$ 16.281
Gráfico 37 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)
44.
Observando-se o gráfico 37, é possível verificar a evolução dos custos em termos absolutos, com foco em rubricas que podem ser submetidas a
alguma espécie de simplificação e, portanto, barateamento.
45.
No gráfico 38, busca-se ter maior visibilidade da importância que as rubricas “medidores” e “TI’s” têm em relação ao total, para essa classe de tensão.
Evidencia-se o grande relevo que possui o custo com a aquisição dos medidores.
Fl. 24 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CORRELAÇÃO DE CUSTOS (nivel de tensão inferior a 69 kV - valores atualizados)
100%
TP + TC (média R$)
90%
80%
MEDIDOR PRINCIPAL +
RETAGUARDA (média R$)
70%
60%
50%
40%
30%
OUTROS (média R$)
20%
10%
0%
TP + TC (média R$)
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
OUTROS (média R$)
2004
R$ 6.824
R$ 10.128
R$ 58.612
2005
R$ 16.586
R$ 47.307
R$ 47.128
2006
R$ 11.047
R$ 56.409
R$ 51.445
2007
R$ 8.184
R$ 32.680
R$ 113.145
2008
R$ 16.993
R$ 32.020
R$ 92.043
2009
R$ 8.109
R$ 28.141
R$ 35.283
2010
R$ 7.063
R$ 19.351
R$ 59.388
Gráfico 38 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão inferior a 69 kV)
2011
R$ 6.609
R$ 15.083
R$ 40.254
2012
R$ 951
R$ 8.617
R$ 16.281
Fl. 25 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CORRELAÇÃO DE CUSTOS (nivel de tensão não inferior a 69 kV - valores atualizados)
R$ 1.200.000
R$ 1.000.000
R$ 800.000
R$ 600.000
R$ 400.000
R$ 200.000
R$ 0
2002
2003
TP + TC (média R$)
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
OUTROS (média R$)
2004
2002
R$ 52.227
R$ 40.530
R$ 255.320
2005
2003
R$ 274.924
R$ 63.638
R$ 245.318
2004
R$ 69.439
R$ 37.260
R$ 128.322
2006
2005
R$ 214.953
R$ 37.899
R$ 93.830
2007
2006
R$ 107.241
R$ 52.701
R$ 131.883
2008
2007
R$ 71.650
R$ 65.410
R$ 57.929
2010
2008
R$ 24.072
R$ 32.508
R$ 4.370
2011
2010
R$ 101.562
R$ 44.709
R$ 148.183
2011
R$ 168.967
R$ 14.809
R$ 937.857
Gráfico 39 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)
46.
Observando-se os gráficos 39 e 40, por sua vez, constata-se uma proeminência dos custos correspondentes aos “TI’s” em relação ao total, para essa
classe de tensão.
Fl. 26 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CORRELAÇÃO DE CUSTOS (nivel de tensão não inferior a 69 kV - valores atualizados)
100%
90%
TP + TC (média R$)
80%
70%
60%
MEDIDOR PRINCIPAL +
RETAGUARDA (média R$)
50%
40%
30%
20%
OUTROS (média R$)
10%
0%
TP + TC (média R$)
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
OUTROS (média R$)
2002
R$ 52.227
R$ 40.530
R$ 255.320
2003
R$ 274.924
R$ 63.638
R$ 245.318
2004
R$ 69.439
R$ 37.260
R$ 128.322
2005
R$ 214.953
R$ 37.899
R$ 93.830
2006
R$ 107.241
R$ 52.701
R$ 131.883
2007
R$ 71.650
R$ 65.410
R$ 57.929
2008
R$ 24.072
R$ 32.508
R$ 4.370
Gráfico 40 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados (tensão não inferior a 69 kV)
2010
R$ 101.562
R$ 44.709
R$ 148.183
2011
R$ 168.967
R$ 14.809
R$ 937.857
Fl. 27 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CORRELAÇÃO DE CUSTOS (todos os níveis de tensão - valores atualizados)
R$ 600.000
R$ 500.000
R$ 400.000
R$ 300.000
R$ 200.000
R$ 100.000
R$ 0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
TP + TC (média R$)
R$ 52.227 R$ 274.924 R$ 38.131 R$ 152.963 R$ 80.520 R$ 19.222 R$ 17.878
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 40.530 R$ 63.638 R$ 23.694 R$ 40.839 R$ 53.731 R$ 38.372 R$ 32.081
OUTROS (média R$)
R$ 255.320 R$ 245.318 R$ 93.467 R$ 78.263 R$ 108.225 R$ 103.542 R$ 81.084
2010
2009
R$ 8.109
R$ 28.141
R$ 35.283
Gráfico 41 – Comparativo (absoluto) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados
2011
2012
2010
2011
2012
R$ 14.938 R$ 31.977
R$ 951
R$ 21.465 R$ 15.040 R$ 8.617
R$ 66.787 R$ 180.505 R$ 16.281
Fl. 28 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CORRELAÇÃO DE CUSTOS (todos os níveis de tensão - valores atualizados)
100%
90%
80%
70%
TP + TC (média R$)
MEDIDOR PRINCIPAL +
RETAGUARDA (média R$)
60%
50%
40%
30%
20%
OUTROS (média R$)
10%
0%
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
TP + TC (média R$)
R$ 52.227 R$ 274.924 R$ 38.131 R$ 152.963 R$ 80.520 R$ 19.222 R$ 17.878
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$) R$ 40.530 R$ 63.638 R$ 23.694 R$ 40.839 R$ 53.731 R$ 38.372 R$ 32.081
OUTROS (média R$)
R$ 255.320 R$ 245.318 R$ 93.467 R$ 78.263 R$ 108.225 R$ 103.542 R$ 81.084
2009
R$ 8.109
R$ 28.141
R$ 35.283
2010
2011
2012
R$ 14.938 R$ 31.977
R$ 951
R$ 21.465 R$ 15.040 R$ 8.617
R$ 66.787 R$ 180.505 R$ 16.281
Gráfico 42 – Comparativo (relativo) de Custos Totais/Medidores/TI’s atualizados – Todos os Submercados
47.
tensão.
Nos gráficos 41 e 42, em detrimento das especificidades e privilégio de uma visão mais ampla, temos a correlação de custos para todos os níveis de
48.
É importante esclarecer, também, que os custos advindos de eventual substituição dos transformadores de instrumentos (apenas do equipamento)
incumbem à distribuidora local, sendo repassado às tarifas.
Fl. 29 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
III.vi. COMUNICAÇÃO UTILIZADA NO SMF
49.
A seguir, as várias tabelas e gráficos disponibilizados dão ampla percepção do panorama atual da comunicação utilizada no SMF, ante o que serão
especificados os mais relevantes.
50.
Preliminarmente, cabe ressaltar que, segundo informado pela CCEE, não mais há canal de comunicação que não seja compartilhado com a
distribuidora, de forma que a distinção entre o “compartilhamento” e a “contratação com prestadores” se presta apenas para avaliar se a contratação da comunicação
é direta com o prestador ou com a distribuidora (cobrança via Contrato de Conexão).
51.
Observando-se a tabela 33 e os gráficos 44 e 48, é possível observar a proeminência do compartilhamento da comunicação utilizada pela
distribuidora local em relação à contratação direta com os prestadores dos serviços. Mais especificamente, são as comunicações via GPRS 15 e Satélite que se
destacam em favor do compartilhamento.
15 General Packet Radio Service.
Fl. 30 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
TECNOLOGIA PARA COMUNICAÇÃO
Contratado não
Compartilho o da Contratei com os
Total Geral
prestadores
declarado
concessionária
ADSL
30
42
8
80
ADSL + FIBRA ÓTICA
13
8
1
22
ADSL + GPRS
4
5
9
FIBRA ÓTICA
23
18
3
44
GPRS
182
20
3
205
GPRS + FIBRA ÓTICA
4
6
10
OUTRAS
18
38
4
60
RÁDIO
12
18
30
SATÉLITE
60
3
1
64
Total Geral
346
158
20
524
Tabela 33 – Quantitativo de Compartilhamentos e de Contratações de Prestadores - Por Tecnologia de Comunicação
CANAL DE COMUNICAÇÃO (valores atualizados)
Compartilho o da
Contratei com os
Valores
concessionária
prestadores
R$ 12.625
R$ 17.619
CUSTO INICIAL (média R$)
R$
662
R$ 995
CUSTO MENSAL (média R$)
Tabela 34 – Custo Inicial e Mensal do Canal de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores
52.
Além da supremacia quantitativa, conforme se depreende da tabela 34 e do gráfico 43, o compartilhamento do canal de comunicação aponta para
custos iniciais e mensais inferiores à contratação direta.
Fl. 31 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Custos por Contratado
R$ 12.625
R$ 17.619
R$ 662
CUSTO INICIAL (média R$)
R$ 995
CUSTO MENSAL (média R$)
Compartilho o da concessionária
Contratei com os prestadores
Gráfico 43 – Custo Inicial e Mensal do Canal de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores
Fl. 32 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Quantitativo por Contratado
346
158
Total Geral
Compartilho o da concessionária
Contratei com os prestadores
Gráfico 44 – Quantitativo de Compartilhamentos e de Contratações de Prestadores
Fl. 33 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Tecnologia para Comunicação
(compartilho o da concessionária)
SATÉLITE
17%
GPRS
53%
OUTRAS
5%
14%
ADSL
9%
RÁDIO
3%
GPRS + FIBRA
ÓTICA
1%
ADSL + GPRS
1%
ADSL + FIBRA
ÓTICA
4%
FIBRA ÓTICA
7%
Gráfico 45 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – Pela Distribuidora
Fl. 34 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Tecnologia para Comunicação
(contratei com os prestadores)
OUTRAS
24%
RÁDIO
11%
GPRS
13%
14%
FIBRA ÓTICA
11%
ADSL
27%
GPRS + FIBRA
ÓTICA
4%
ADSL + GPRS
SATÉLITE
3%
2%
ADSL + FIBRA
ÓTICA
5%
Gráfico 46 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – Pelos Prestadores
Fl. 35 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Tecnologia para Comunicação
(Total Geral)
OUTRAS
12%
SATÉLITE
12%
Outra
14%
GPRS
39%
FIBRA
ÓTICA
8%
ADSL
15%
GPRS + FIBRA
ÓTICA
2%
RÁDIO
6%
ADSL +
GPRS
2%
ADSL + FIBRA
ÓTICA
4%
Gráfico 47 – Comparativo (relativo) das Tecnologias para Comunicação – GERAL
53.
Conforme constatado no gráfico 47, a utilização do GPRS desponta com folga entre todas as tecnologias disponíveis. Possivelmente, em razão da
simplicidade e praticidade inerente à solução técnica e de sua disponibilidade em território nacional, o que pode refletir até em prazos menores para implementação.
Fl. 36 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Comparativo por Tecnologia e por Contratado
100%
Contratei com os
prestadores
50%
Compartilho o da
concessionária
0%
ADSL
ADSL + FIBRA
ÓTICA
ADSL + GPRS
FIBRA ÓTICA
GPRS
GPRS + FIBRA
ÓTICA
RÁDIO
SATÉLITE
Gráfico 48 – Comparativo (relativo) entre Compartilhamentos e Contratações de Prestadores – Por Tecnologia de Comunicação
Fl. 37 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CANAL DE COMUNICAÇÃO (valores atualizados)
ADSL
ADSL + FIBRA ÓTICA
ADSL + GPRS
FIBRA ÓTICA
GPRS
GPRS + FIBRA ÓTICA
OUTRAS
RÁDIO
SATÉLITE
CUSTO INICIAL (média R$)
CUSTO MENSAL (média R$)
CUSTO INICIAL (média R$)
CUSTO MENSAL (média R$)
CUSTO INICIAL (média R$)
CUSTO MENSAL (média R$)
CUSTO INICIAL (média R$)
CUSTO MENSAL (média R$)
CUSTO INICIAL (média R$)
CUSTO MENSAL (média R$)
CUSTO INICIAL (média R$)
CUSTO MENSAL (média R$)
CUSTO INICIAL (média R$)
CUSTO MENSAL (média R$)
CUSTO INICIAL (média R$)
CUSTO MENSAL (média R$)
CUSTO INICIAL (média R$)
CUSTO MENSAL (média R$)
Compartilho o da
concessionária
R$ 12.546
R$ 1.157
R$ 11.859
R$ 832
R$ 21.061
R$ 454
R$ 5.857
R$ 1.273
R$ 10.650
R$ 535
R$ 49.532
R$ 523
R$ 6.125
R$ 653
R$ 22.131
R$ 713
Contratei com os
prestadores
R$ 13.990
R$ 1.160
R$ 25.729
R$ 272
R$ 3.452
R$ 41.376
R$ 818
R$ 34.934
R$ 1.007
R$ 2.022
R$ 350
R$ 8.858
R$ 1.173
R$ 4.056
R$ 977
R$ 39.356
R$ 21
Média Geral
R$ 13.719
R$ 1.159
R$ 23.748
R$ 432
R$ 9.322
R$ 454
R$ 29.898
R$ 1.084
R$ 14.637
R$ 588
R$ 2.022
R$ 350
R$ 12.395
R$ 1.075
R$ 4.432
R$ 877
R$ 25.002
R$ 695
Tabela 35 – Custo Inicial e Mensal de cada Tecnologia de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores
Fl. 38 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Custos por Tecnologia e por Contratado
R$ 45.000
R$ 41.376
R$ 39.356
R$ 29.898
R$ 40.000
R$ 0
R$ 713
R$ 21
R$ 695
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
CUSTO
INICIAL
INICIAL
INICIAL
MENSAL
MENSAL
MENSAL
INICIAL
MENSAL
INICIAL
MENSAL
INICIAL
MENSAL
INICIAL
MENSAL
INICIAL
MENSAL
(média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$) (média R$)
ADSL
ADSL + FIBRA ÓTICA
ADSL + GPRS
Compartilho o da concessionária
FIBRA ÓTICA
GPRS
GPRS + FIBRA ÓTICA
Contratei com os prestadores
RÁDIO
Média Geral
Gráfico 49 – Custo Inicial e Mensal de cada Tecnologia de Comunicação – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores
54.
R$ 25.002
R$ 22.131
R$ 653
R$ 977
R$ 877
R$ 6.125
R$ 4.056
R$ 4.432
R$ 350
R$ 350
R$ 2.022
R$ 2.022
R$ 10.650
R$ 1.273
R$ 818
R$ 1.084
R$ 5.857
R$ 454
R$ 454
R$ 832
R$ 272
R$ 432
R$ 5.000
R$ 1.157
R$ 1.160
R$ 1.159
R$ 10.000
R$ 3.452
R$ 9.322
R$ 11.859
R$ 15.000
R$ 21.061
R$ 12.546
R$ 13.990
R$ 13.719
R$ 20.000
R$ 535
R$ 1.007
R$ 588
R$ 25.000
R$ 34.934
R$ 14.637
R$ 25.729
R$ 30.000
R$ 23.748
R$ 35.000
Na tabela 35 e gráfico 49 precedentes, são demonstrados os custos para cada opção tecnológica e opção de contratação.
SATÉLITE
Fl. 39 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
III.vii. PROPOSTAS DE SIMPLIFICAÇÃO DO SMF NA DISTRIBUIÇÃO
55.
Inicialmente, cabe destacar a abrangência das simplificações ora propostas e a forma pela qual essas seriam estabelecidas no arcabouço regulatório.
56.
Atualmente, todas as unidades consumidoras conectadas às redes de distribuição devem observar, quanto ao sistema de medição, o disposto no
Módulo 5 do PRODIST. Esse regulamento, por sua vez, remete as questões relativas ao SMF à disciplina estabelecida pelo Módulo 12 dos Procedimentos de Rede.
Portanto, ao cabo, todos os agentes que estão obrigados à instalação do SMF acabam submetidos à mesma disciplina.
57.
Todavia, a filosofia que desde sempre orientou a elaboração dos Procedimentos de Rede esteve voltada ao sistema de transmissão do Sistema
Interligado Nacional - SIN, ambiente típico dos grandes fluxos de potência e que requer níveis superlativos de segurança e redundância.
58.
Posto isso, resta evidenciado que os agentes de menor porte que utilizam SMF (notadamente os conectados em tensão de distribuição) acabam
submetidos a exigências compatíveis apenas com aqueles de grande porte.
59.
Assim, objetivando-se compatibilizar as exigências regulamentares ao porte das unidades obrigadas à instalação do SMF, se está a avaliar a
possibilidade de submetê-los a diplomas normativos distintos. Os agentes conectados ao sistema de transmissão (de maior porte) permaneceriam sujeitados ao
Módulo 12 dos Procedimentos de Rede, ao passo que os conectados ao sistema de distribuição sujeitar-se-iam ao Módulo 5 do PRODIST, que passaria a dispor
especificamente sobre o SMF para os acessantes do sistema de distribuição.
60.
Almeja-se, dessa maneira, aperfeiçoar as exigências atinentes ao SMF no âmbito da distribuição (reduzindo os custos inerentes à migração para o
ACL, entre outras), sem que isso impute qualquer comprometimento sistêmico à confiabilidade dos dados de medição ou à contabilização na CCEE.
61.
Em outras palavras, os agentes que celebrem Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD sujeitar-se-iam tão somente ao disposto no
Módulo 5 do PRODIST, no que tange ao SMF. O Módulo 5 passaria a contemplar uma disciplina consolidada: (i) dos requisitos hoje em vigor nos Procedimentos de
Rede; e (ii) das simplificações aqui analisadas e propostas. Isso abrangeria todos os consumidores e geradores conectados em redes das distribuidoras e em DIT16,
bem como as conexões entre distribuidoras.
62.
Espera-se obter, no âmbito da Consulta Pública, manifestações quanto às possíveis consequências dessa segregação e das propostas de
simplificação aplicáveis aos acessantes que celebrem CUSD, a seguir dispostas.
16 Demais Instalações de Transmissão.
Fl. 40 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
III.vii.i. Desobrigar a Instalação do Medidor de Retaguarda
63.
Conforme visto anteriormente, os custos com a aquisição de medidores têm sofrido redução significativa ao longo do tempo.
64.
Todavia, para unidades conectadas em tensão inferior a 69 kV, o custo com medidores está usualmente entre 20 e 30%. Significa dizer que facultar a
instalação do medidor de retaguarda pode representar uma economia em torno de 10 a 15% dos custos totais com a adequação da medição.
65.
Para demais unidades, tal custo situa-se usualmente entre 10 e 15% (economia em torno de 5 a 7,5%).
66.
Por outro lado, segundo as normas vigentes, os custos com a aquisição do medidor principal de unidades consumidoras são de responsabilidade da
distribuidora local, sendo reconhecidos em sua base de ativos e, consequentemente, remunerados via tarifa por todos os consumidores de cada área de concessão.
67.
Adicionalmente, informa a CCEE que entre 1,5% e 2% dos casos são utilizados os dados de medição de retaguarda. Desse montante, em torno de
1% corresponde à manutenção preventiva do medidor (o restante é que corresponde à efetiva utilização como redundância típica). Está-se, portanto, a exigir uma
redundância que é útil em apenas 0,5% a 1% dos casos. Falhas concomitantes do medidor principal e de retaguarda são registradas em torno de 2,5%.
68.
A Tractebel, por seu turno, apresentou à ANEEL os seguintes dados:
PERÍODO:
PARQUE DE MEDIÇÃO:
CALIBRAÇÃO ESTIMADA:
ERROS DETECTADOS ACIMA DE 0,2:
DEFEITUOSOS:
TRACTEBEL (ano 2002 a 2012)
10 anos
244 medidores
765 medidores =
31% calibrações/ano
51 medidores =
2,09% erros de calibração/ano
35 medidores =
1,43% defeitos/ano
Tabela 36 – Relatório de Falhas em SMF – Tractebel
=
3,52% falhas/ano
Fl. 41 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Quantidade de Medidores de Energia
217 Medidores em
operação nas
Usinas
27 Medidores
reserva
Gráfico 50 – Parque de Medição – Tractebel
Fl. 42 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Gráfico 51 – Relatório de Falhas anuais em SMF – Tractebel
69.
Os números demonstram a pouca utilidade dos medidores de retaguarda. Nas falhas concomitantes, nada havia ou há para fazer. Para a calibração
dos medidores, é possível instalar um medidor de retaguarda temporariamente ou até substituir por outro já calibrado, sem que sejam necessários 2 medidores em
cada conexão.
70.
A utilização de dois medidores equivaleria à adoção de dois velocímetros em carros de passeio, com a diferença que o custo de cada velocímetro
equivaleria de 10 a 15% do valor do veículo. Não parece razoável, considerando-se os fluxos de energia típicos dos sistemas de distribuição, manter o nível de
exigência atual com a instalação de dois medidores.
Fl. 43 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
71.
Importante destacar, também, que não há rotina automática para verificação de consistência entre os dados do medidor principal e os de retaguarda,
recebidos pela CCEE. Mas ainda que houvesse, seria necessário que o agente de medição fosse acionado para proceder à calibração de ambos os medidores, pois
somente após esse procedimento (se provável fosse sua realização tempestiva) seria possível definir quais dados estão mais próximos do real.
72.
Desobrigando-se a instalação do medidor de retaguarda, entende-se recomendável manter a responsabilidade financeira pelo medidor principal de
unidades consumidoras com a distribuidora. Isso porque a distribuidora já arca com esse custo atualmente e a desnecessidade de instalação do medidor de
retaguarda representaria benefício direto ao consumidor que migra, mitigando os custos para participação no mercado livre. Importa ressaltar que isso não representa
custo adicional para a distribuidora, uma vez que ela já arca com esse gasto atualmente quando da migração de um consumidor cativo.
73.
Tal opção regulatória visa mitigar barreiras econômicas à migração e, consequentemente, ganho de escala, incremento da competição e aceleração
do processo natural de redução dos preços.
74.
Desobrigar a instalação do medidor de retaguarda mostra-se, pelos mesmos motivos, justificável aos geradores conectados às redes de distribuição e
às DIT, mantendo-se tal custeio sob responsabilidade do gerador, uma vez tratar-se de investimento seu. O mesmo vale para a conexão entre distribuidoras. Assim,
todos os usuários que celebrem CUSD para se conectar ao sistema elétrico seriam desobrigados de instalar o medidor de retaguarda. Evidentemente, se o acessante
ainda quiser instalá-lo (por escolha sua), ainda poderia fazê-lo, mas não haveria a obrigação.
75.
Na Consulta Pública, também se espera receber contribuições que auxiliem a ANEEL a analisar os ganhos e eventuais riscos dessa simplificação.
III.vii.ii. Medição unidirecional para Unidades Consumidoras
76.
Atualmente, os Procedimentos de Rede já admitem às unidades consumidoras pertencentes aos subgrupos “A3a”, “A4” e “AS” instalarem apenas
medição unidirecional (em 2 quadrantes) quando não há geração de energia elétrica. Nesse sentido, entende-se que tal faculdade deva ser estendida a todas
unidades consumidoras (inclusive do grupo “B”) que instalarem SMF.
77.
Considerando-se que usualmente os consumidores não possuem sistema de geração associado (e não injetam energia elétrica na rede), não se
espera que dessa mudança emirja significativos benefícios em relação ao que é praticado atualmente, salvo pela pequena simplificação (e barateamento) do
equipamento de medição.
Fl. 44 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
III.vii.iii. Flexibilização da Classe de Exatidão dos Transformadores para Instrumentos e dos Medidores 17
78.
Atualmente, segundo estabelecido no submódulo 12.2 dos Procedimentos de Rede, temos os seguintes padrões cogentes:
Classe de Exatidão
Subgrupo Tarifário
Fluxo
Medidor
Medidor (serv. aux.
inferior a 10MW)
TI’s
TI’s (serv. aux.)
não há geração interna
C (0,5%)
C (0,5%)
0,6%
0,6%
unidirecional (2 quadrantes)
D (0,2%)
C (0,5%)
0,3%
0,6%
bidirecional (4 quadrantes)
D (0,2%)
------
------
------
------
há geração interna
AS (inferior a 2,3 kV - subterrâneo)
A4 (2,3 a 25 kV)
bidirecional (4 quadrantes)
A3a (30 a 44 kV)
A3 (69 kV)
A2 (88 a 138 kV)
A1 (230 kV)
GERADORES
Medição Qualidade
Tabela 37 – Padrão SMF – Procedimentos de Rede
17 Portaria Inmetro no 431, de 4 de dezembro de 2007: Classe
“A” (2,0%), Classe “B” (1,0%), Classe “C” (0,5%), Classe “D” (0,2%).
Fl. 45 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
79.
No PRODIST, para consumidores que não adquirem energia elétrica no ACL, temos os seguintes padrões:
Subgrupo Tarifário
Classe de Exatidão
Medidor
TP
TC
Grupo “B”
A (2,0%)
------
------
Grupo “B” com TC
A (2,0%)
------
0,6
A3a, A4
B (1,0%)
0,6
0,6
A1, A2, A3
C (0,5%)
0,6
0,6
Medição Uso Temporário
B (1,0%)
0,3
0,3
Levantamento Curva Carga
B (1,0%)
0,6
0,6
Medição Qualidade (BT, MT, AT)
B (1,0%)
0,3
0,3
Tabela 38 – Padrão Medição – Procedimentos de Distribuição
Fl. 46 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
80.
Com o propósito de avaliar a repercussão financeira de eventuais flexibilizações dos requisitos de medidores, foram solicitadas estimativas da relação
de custos a fabricantes de medidores. Como a pesquisa foi informal e expedita, apenas dois fabricantes (Landis+Gyr e ELO) tiveram oportunidade de se manifestar.
81.
A Landys+Gyr apresentou o seguinte:
MEDIDOR com funcionalidades padrão SMF
CLASSE DE EXATIDÃO
A (2%)
B (1%)
C (0,5%)
Variação
de Preço
P1
P1 + 5% P1
P1 + 45% P1
D (0,2%)
P1 + 60% P1
Tabela 39 – Comparativo de Preço de Medidores por Classe de Exatidão – Landis+Gyr 18
FLUXO DE ENERGIA
Unidirecional Bidirecional
Variação
de Preço
P2
P2 + 10% P2
Tabela 40 – Comparativo de Preço de Medidores por Fluxo da Energia – Landis+Gyr 19
82.
Tanto a pequena diferença entre as classes “A” e “B”, quanto as diferenças significativas obtidas para as classes “C” e “D”, foram justificadas pela
Landis em razão do ganho de escala já atingido para os componentes eletrônicos próprios de cada classe (esclarecendo que apenas uma parte dos componentes
eletrônicos é suscetível à simplificação e que ficam mantidas demais funcionalidades).
83.
A ELO, por sua vez, informou que a mera alteração da classe de exatidão (“D” para “C” ou “C” para “B”), se mantidas as funcionalidades do medidor,
implicaria uma redução de custo entre 2 e 3%.
18 Em outubro de 2013.
19 Em outubro de 2013.
Fl. 47 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
84.
Possivelmente a diferença de perspectivas decorra das tecnologias empregadas por cada fabricante. Certo é que, estabelecidos os requisitos
mínimos pelo regulador, o mercado (produtor/fabricantes) irá competir salutarmente e convergir para a redução de custos e preços (beneficiando-se das tecnologias e
componentes mais disponíveis e, portanto, mais baratos), aumentando sua demanda e, consequentemente, seus lucros.
85.
Nessa esteira, é importante que os requisitos sejam estabelecidos com absoluta equidade pelo regulador. Longa tem sido a “curva de aprendizagem”
do regulador e do mercado, não mais cabendo, em prol de um conservadorismo pouco justificado tecnicamente, a adoção de requisitos excessivos que
desconsideram o porte de cada agente e imputam ineficiência econômica ao país.
86.
Logo, do mesmo modo que não se justifica obrigar a instalação de um medidor de retaguarda raramente utilizado, não é cabível exigir classe de
exatidão exorbitante dos medidores, tendo em vista o baixo fluxo relativo de energia de usuários conectados em tensão de distribuição.
87.
Quanto aos transformadores de instrumentos – TI’s, sondagens com fabricantes indicam que seus custos, na alta tensão, sofrem pouca influência em
razão da classe de exatidão. Na média tensão, o custo de TC’s pode sofrer variação em função do modelo empregado. Nesse caso, fatores como a corrente de curtocircuito são determinantes, sendo que quanto maior a corrente, menor a redução do custo decorrente da redução da exatidão.
88.
Assim, não parece haver uma oportunidade especial a ser aproveitada na simplificação dos TI’s.
89.
Estabelecendo uma comparação entre o disposto pelos Procedimentos de Rede, PRODIST e a nova proposta, tem-se:
Fl. 48 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Classe de Exatidão
Medidor (serv. aux. inferior a
10MW)
Medidor
Subgrupo Tarifário
P. Rede
Prodist
ACR
Novo Prodist
P. Rede
ACL
ACR
B
(1,0%)
A
(2,0%)
Prodist
Novo
Prodist
ACR
ACL &
ACR
------
------
------
TI’s
P. Rede
Prodist
TI’s (serv. aux.)
Novo
Prodist
ACR
ACL &
ACR
------
0,6%
1,2%
P. Rede
Prodist
Novo
Prodist
ACR
ACL &
ACR
------
------
------
------
A
(2,0%)
C
(0,5%)
------
B (1,0%)
C
(0,5%)
------
B
(1,0%)
0,6%
------
0,6%
0,6%
------
1,2%
C
(0,5%)
B
(1,0%)
B (1,0%)
C
(0,5%)
------
B
(1,0%)
0,6%
0,6%
0,6%
0,6%
------
1,2%
D
(0,2%)
C
(0,5%)
C (0,5%)
C
(0,5%)
------
B
(1,0%)
0,3%
0,6%
0,3%
0,6%
------
1,2%
D
(0,2%)
------
C (0,5%)
C
(0,5%)
------
B
(1,0%)
0,3%
------
0,3%
0,6%
------
1,2%
Medição Uso Temporário
------
B
(1,0%)
B (1,0%)
------
------
------
------
0,3%
0,3%
------
------
------
Levantamento Curva Carga
------
B
(1,0%)
B (1,0%)
------
------
------
------
0,6%
0,6%
------
------
------
Grupo “B”
AS (inferior a 2,3 kV - subterrâneo)
A4 (2,3 a 25 kV)
A3a (30 a 44 kV)
A3 (69 kV)
A2 (88 a 138 kV)
A1 (230 kV)
GERADORES
(exceto micro e minigeradores
participantes do sistema de
compensação de energia elétrica)
Fl. 49 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Classe de Exatidão
Medidor (serv. aux. inferior a
10MW)
Medidor
Subgrupo Tarifário
P. Rede
Medição Qualidade (BT, MT, AT)
D
(0,2%)
Prodist
ACR
B
(1,0%)
Novo Prodist
P. Rede
ACL
ACR
B (1,0%)
------
Prodist
Novo
Prodist
ACR
ACL &
ACR
------
------
TI’s
P. Rede
------
Prodist
TI’s (serv. aux.)
Novo
Prodist
ACR
ACL &
ACR
0,3%
0,3%
P. Rede
------
Prodist
Novo
Prodist
ACR
ACL &
ACR
------
------
Tabela 41 – Comparativo P.REDE, PRODIST e PROPOSTA – Classes de Exatidão
90.
Os micro e minigeradores participantes do sistema de compensação de energia elétrica (abrangidos pela Resolução Normativa no 482/2012) recebem
tratamento equivalente ao das demais unidades consumidoras e, portanto, seus medidores atendem à mesma classe de exatidão, com a diferença que são
bidirecionais. No Módulo 3 do PRODIST vigente há uma seção específica para esses agentes.
91.
A redução da exatidão para os consumidores e para os geradores, em relação ao que é praticado hoje, não implicará diferença significativa
considerando o montante reduzido de energia desses agentes. A melhor exatidão justifica-se para cargas e geradores de maior porte, mostrando-se exorbitantes para
os conectados na distribuição e em DIT.
92.
Especificamente para unidades consumidoras do grupo “B”, submete-se a proposta de diferenciar a classe de exatidão entre o ACR e o ACL. Para o
SMF, ficaria estabelecida a mesma classe de exatidão atinente ao “AS”, “A4” e “A3a”. Para a medição de unidades consumidoras cativas, manter-se-ia a exigência
atualmente em vigor.
93.
Apesar disso, os dados de que dispõe a ANEEL apontam para uma insignificância entre os custos de medidores eletrônicos das classes de exatidão
A (2,0%) e B (1,0%). Desse modo, almeja-se receber contribuições atinentes à possibilidade de se estabelecer também, para os novos medidores eletrônicos
instalados em unidades consumidoras cativas do grupo “B”, a mesma classe de exatidão do ACL (classe B = 1%). Merece esclarecer, contudo, que uma possível
padronização da classe de exatidão entre ACR e ACL não significa que as funcionalidades inerentes ao SMF (como a comunicação) seriam exigíveis nos demais
casos.
Fl. 50 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
94.
Assim, sugere-se a adoção dos seguintes padrões para o PRODIST:
Classe de Exatidão
Subgrupo Tarifário
Grupo “B”
Medidor
ACL
ACR
B
(1,0%)
A
(2,0%)
Fluxo
Medidor (serv. aux.
inferior a 10MW)
TI’s
TI’s (serv. aux.)
sem geração
com geração
------
1,2% (quando
aplicável)
------
unidirecional (2 quadrantes)
bidirecional (4 quadrantes)
Mini e Microgeração participante do
sistema de compensação de
energia elétrica
especificação equivalente à unidade consumidora do mesmo nível de tensão
AS (inferior a 2,3 kV - subterrâneo)
A4 (2,3 a 25 kV)
B (1,0%)
B (1,0%)
0,6%
1,2%
unidirecional (2 quadrantes)
bidirecional (4 quadrantes)
C (0,5%)
B (1,0%)
0,3%
1,2%
unidirecional (2 quadrantes)
bidirecional (4 quadrantes)
C (0,5%)
B (1,0%)
0,3%
1,2%
bidirecional (4 quadrantes)
B (1,0%)
------
0,3%
------
------
A3a (30 a 44 kV)
A3 (69 kV)
A2 (88 a 138 kV)
A1 (230 kV)
GERADORES (exceto micro e
minigeradores participantes do
sistema de compensação de
energia elétrica)
Medição Uso Temporário
Medição Qualidade (BT, MT, AT)
Fl. 51 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Classe de Exatidão
Subgrupo Tarifário
Medidor
ACL
Levantamento Curva Carga
ACR
B (1,0%)
Fluxo
Medidor (serv. aux.
inferior a 10MW)
TI’s
TI’s (serv. aux.)
------
0,6%
------
sem geração
com geração
------
Tabela 42 – Novo Padrão de Medição Proposto na Distribuição – ACR e ACL – Procedimentos de Distribuição
III.vii.iv. Estabelecimento da “Disponibilização de Canal de Comunicação” como Serviço Cobrável pelas Distribuidoras
95.
Conforme já anotado no parágrafo 50, não mais há canal de comunicação que não seja compartilhado com a distribuidora. Aliás, como agentes de
medição, as distribuidoras estão incumbidas da disponibilidade dessa estrutura, sob pena de penalização no âmbito da CCEE. Como os dados de medição são tão
indispensáveis à CCEE (onde se procede à contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo) quanto às distribuidoras (que minimamente
faturam o uso da rede, em termos da grandeza de potência), é evidente a inviabilidade econômica de haver (incentivar ou ainda obrigar) mais de um canal de
comunicação para fins tão comuns.
96.
Na esteira dessa racionalidade econômica, bem como se antecipando a demandas urgentes que possam surgir com eventuais flexibilizações dos
limites para migração ao ACL, deve a ANEEL planejar uma trajetória regulatória que permita simplificar e padronizar algo que, tecnicamente, usualmente se mostra
complexo.
97.
Além de edificar uma solução viável (e uniforme) para todo o grupo “A” e grupo “B”, deve-se ainda ponderar: (i) o imenso potencial para múltipla
utilização de um mesmo canal de comunicação (ou de uma solução integrada para comunicação em um condomínio residencial ou comercial); (ii) a possibilidade de
soluções incrementais, em que cada novo atendimento possa ser implementado a partir de pequeno incremento à estrutura de comunicação pré-existente (com
custos marginais ao invés integrais); (iii) a solução que emerge das características supracitadas assemelha-se àquelas próprias de um monopólio natural;
(iv) o comportamento das distribuidoras pode assemelhar-se à conduta típica de monopolistas, mas tão somente até o limite em que “seu preço” passa a admitir
concorrência por potenciais prestadores diretos dos serviços de comunicação existentes no mercado (entre seu custo marginal e o custo para implementação de uma
solução técnica autônoma); e (v) as distribuidoras são os agentes de medição das unidades consumidoras (e responsáveis pela comunicação).
Fl. 52 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
98.
De outro lado, os dados apurados (item III.vi) demonstram que já há considerável amadurecimento do mercado quanto às tecnologias empregadas. A
comunicação via GPRS responde por quase 40% do total. Somada ao ADSL 20 e satélite, tem-se 66%. Em tese, são as tecnologias que, utilizadas isoladamente,
dispensam grande customização. Em outras palavras, assemelham-se a “produtos de prateleira”.
99.
Quanto aos custos, apesar de alguma disparidade entre os custos iniciais com a instalação da infraestrutura, os custos mensais são bastante
uniformes, sendo bastante intuitivo aventar a possibilidade futura de estabelecê-los mediante a homologação pela ANEEL de único valor. Evidentemente, com sinais
regulatórios que induzam eficiência econômica, tanto quanto robustez na infraestrutura de comunicação a ser estabelecida pelas distribuidoras.
100.
Atualmente, as distribuidoras estão obrigadas a contratar (ou indicam a contratação e o pagamento direto) os prestadores dos serviços de
comunicação, para então repassar os respectivos custos por meio do Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição - CCD e da fatura.
101.
Na circunstância presente, almeja-se que as distribuidoras permaneçam obrigadas a prover a prestação dos serviços de comunicação (diretamente
ou contratando terceiros) para consumidores, devendo adicionalmente oferecer esse serviço a geradores (que assim desejem). Para tanto, pretende-se estabelecer a
homologação dos custos mensais (serviços de comunicação) como SERVIÇOS COBRÁVEIS 21.
102.
Inicialmente, tanto a instalação da infraestrutura quanto os custos mensais para comunicação poderiam ser objeto de orçamento específico. Tanto
uma rubrica quanto outra deverá ser contabilizada separadamente.
103.
A rubrica atinente aos investimentos iniciais, seu controle se prestará: (i) à fiscalização das obrigações especiais que comporão a base de ativos; e
(ii) ao eventual estabelecimento futuro de critérios que induzam eficiência econômica e robustez na infraestrutura de comunicação.
104.
A rubrica atinente aos custos mensais para comunicação, seu controle de prestará: (i) ao monitoramento da evolução das tecnologias disponíveis no
mercado e seus preços; (ii) à avaliação das condições gerais e perspectivas de mercado, bem como eventual necessidade de induzir regulatoriamente uma alteração
de rumo; e (iii) ao estabelecimento de um valor homologado, único para cada concessão independentemente da tecnologia utilizada (valor único cobrável pela
prestação do serviço de comunicação remota pela distribuidora, a exemplo do que ocorre com a ligação de urgência).
20 Asymmetric Digital Subscriber Line.
21 Resolução Normativa no 414/2010 (para os consumidores).
Fl. 53 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
105.
Com a homologação do valor atinente à comunicação, virão: (i) sinais regulatórios que induzam comportamentos eficientes das distribuidoras;
(ii) sinais regulatórios que induzam a competição entre as tecnologias de comunicação e seus prestadores contratados; (iii) a isonomia de condições entre todos os
consumidores de uma mesma concessão, que migrem para o ACL (notadamente mais sensível quanto menor for a unidade de consumo).
106.
geradoras.
Adicionalmente, facultar aos geradores que contratem a distribuidora local para a prestação desse SERVIÇO COBRÁVEL também para centrais
III.vii.v. O Incentivo à Competição e à Heterogeneidade dos Parques de Medição
107.
Partindo-se dos dados obtidos junto à CCEE (Gráfico 1), é possível estratificar o parque nacional de medição (SMF) conforme a relevância (acima de
100 medidores cadastrados na CCEE, o que corresponde a 43% dos agentes de distribuição) e a heterogeneidade do parque de medição (é inequivocamente
homogêneo quando possuir 90% ou mais de um mesmo fabricante).
Fl. 54 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
HETEROGÊNEO
HOMOGÊNEO
Parque de
Medição
Distribuidora
1
2
3
4
5
6
7
AES SUL
COELBA
COSERN
CPFL PAULISTA
CPFL PIRATINGA
ELEKTRO
RGE
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
AMPLA
BANDEIRANTE
CEEE DISTRIBUIÇÃO
CELESC DISTRIBUIÇÃO
CELG
CELPE
CEMAR
CEMAT
CEMIG
COELCE
COPEL DISTRIBUIÇÃO
ELETROPAULO
ENERGISA PB
ENERSUL
ESCELSA
LIGHT
ELO
1156 97%
520 92%
ITRON (Actaris, Landis + Schneider Electro
Electric Industries
Schlumberger) Gyr (ESB)
238
524
126
14
48
94%
100%
100%
1%
8%
172 41%
6 5%
48
68
24%
12%
114
39
63
144
71%
9%
48%
53%
197
74%
222
83
58
14%
73%
46%
66
14%
638 60%
14
3%
31 27%
136 85%
200 42%
6%
16
1%
760 100%
22 4%
564 96%
176 31%
2 1%
54 9%
14
148
260 46% 58
66
346 60% 78
46
41 10%
63
128
430
3 1% 68
360 79% 84
1362 86%
68
24
208 44%
76%
10%
38%
13%
29%
48%
47%
40%
25%
18%
54%
15%
ZIV
Total geral
252
524
126
1186
568
760
586
2,34%
4,87%
1,17%
11,03% 37%
5,28%
7,07%
5,45%
196
562
108 61%
176
102 18% 580
160
170 40% 422
132
272
1068
268
458
1584
114
126
160
474
1,82%
5,23%
1,64%
5,39%
1,49%
3,92%
1,23%
2,53%
63%
9,93%
2,49%
4,26%
14,73%
1,06%
1,17%
1,49%
4,41%
Tabela 43 – Panorama dos Parques Relevantes de Medição Homogêneos e Heterogêneos 22
108.
Veja-se, agora, os custos associados ao panorama acima:
22 Os dados contemplam a totalidade do parque de medição, incluindo os medidores de fronteira.
Fl. 55 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
CUSTO DE MEDIDORES (valores atualizados)
Ano
MEDIDORES (média R$)
MEDIDORES parque homogêneo (média R$)
MEDIDORES parque heterogêneo (média R$)
2002
R$ 55.558
R$ 40.530
2003
R$ 28.817
R$ 63.792
2007
2008
2009
2010
2004
2005
2006
R$ 941
R$ 33.334 R$ 64.840 R$ 37.916 R$ 37.182 R$ 26.875 R$ 18.658
R$ 14.810 R$ 47.050 R$ 50.412 R$ 30.687 R$ 31.519 R$ 12.862 R$ 17.171
2011
R$ 14.731
R$ 14.690
Tabela 44 – Comparativo (absoluto) de Custos de Medidores (P+R) atualizados – Parques Homogêneos e Heterogêneos
2012
R$ 11.587
R$ 8.617
Tendência Linear
y = -2396,6x + 44420
y = -3965,1x + 53985
MEDIDORES
R$ 70.000
MEDIDORES parque heterogêneo
MEDIDORES parque homogêneo
R$ 60.000
R$ 50.000
R$ 40.000
R$ 30.000
R$ 20.000
R$ 10.000
R$ 0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Gráfico 52 – Comparativo (absoluto) de Custos de Medidores (P+R) atualizados – Parques Homogêneos e Heterogêneos
109.
Se é perceptível a diferenciação entre os custos dos parques homogêneos e heterogêneos, de outro lado, não se traz à evidência ser relevante.
Fl. 56 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
110.
A tendência de queda apresentada por ambos possivelmente decorre de: (i) natural ganho de escala, seja por parte do fabricante (reduz custo), seja
dos compradores (devido ao porte das aquisições); (ii) concorrência entre fabricantes, especialmente nos parques heterogêneos; e (iii) convergência de preços entre
parques homogêneos e heterogêneos.
111.
Todavia, como não há (ainda) um mecanismo regulatório que limite o repasse às tarifas (dos medidores adquiridos pelas distribuidoras), é possível
inferir que a convergência de preços supracitada seja recíproca, ou seja, a concorrência patrocinada pelos parques heterogêneos reduz os preços, mas os
homogêneos exercem incentivos contrários (menos intensos, até em razão da inferioridade quantitativa).
112.
Nessa esteira, parece excepcionalmente recomendável que a nenhuma distribuidora seja admitido negar a utilização de medidor que atenda aos
requisitos em vigor (normas setoriais e metrológicas, inclusive a NBR 14522), incentivando a concorrência e mitigando a barreira à entrada de novos fabricantes.
Desse modo, todo acessante (geradores e distribuidoras) estaria livre para escolher o medidor que comporá o seu SMF. Quanto às unidades consumidoras, uma vez
que o medidor principal seria custeado pela distribuidora acessada, tal medida apenas teria efeito quando da opção do consumidor pela instalação do medidor de
retaguarda.
113.
A seguir, apresenta-se o comportamento dos preços dos medidores, por fabricante. Aparentemente, nenhum fabricante passou incólume aos efeitos
da concorrência, o que não significa dizer que seus lucros tenham se reduzido (pelo ganho de escala), mas certamente sua margem.
114.
Nessa linha, é importante destacar que o incentivo à concorrência pretende dar dinamismo e competitividade a um mercado que, potencialmente,
pode vir a abranger todas as unidades consumidoras do país. Portanto, cabe à ANEEL criar os incentivos adequados à necessidade de expansão desse mercado,
ganhando a sociedade brasileira.
Fl. 57 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Gráfico 53 – Trajetória dos Custos de Medidores (P+R) atualizados – Por Fabricante
Fl. 58 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
MEDIDORES (tendência linear - por Fabricante)
120.000
100.000
80.000
Schneider Electric
60.000
ITRON (Actaris)
40.000
ELO
20.000
Landis & Gyr (ESB)
0
2002
2003
y = -2461,9x + 44409
ELO
2004
y = -3687,5x + 56298
ITRON
2005
2006
2007
y = -2607,1x + 37208
Landis & Gyr
2008
2009
y = -6466,2x + 82455
2010
2011
2012
y = -3565,1x + 52306
Schneider Electric
Gráfico 54 – Tendência Linear dos Custos de Medidores (P+R) atualizados – Por Fabricante
Média Geral
Fl. 59 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
III.vii.vi. Sincronismo por GPS
115.
Os dados obtidos pela ANEEL quanto ao sincronismo do relógio dos medidores do SMF, conforme se pode verificar nas tabelas e gráficos seguintes,
não admitem quaisquer dúvidas quanto à opção majoritária pelo sincronismo via central de aquisição remota.
SINCRONISMO DO RELÓGIO DO MEDIDOR - POR TECNOLOGIA
ADSL
ADSL +
FIBRA
ADSL +
GPRS
16
6
1
5
3
5
52
13
3
73
22
9
Tabela 45 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores
GPS local
Outra
Unidade central de medição
Total geral
FIBRA
ÓTICA
GPRS
7
3
32
42
86
13
92
191
GPRS +
FIBRA
5
3
8
RÁDIO
SATÉLITE
6
4
19
29
11
5
47
63
COMPARATIVO DO SINCRONISMO DO RELÓGIO DO MEDIDOR - POR TECNOLOGIA
100%
GPS local
50%
Unidade central de
medição
0%
ADSL
ADSL + FIBRA
ÓTICA
ADSL + GPRS
FIBRA ÓTICA
GPRS
GPRS + FIBRA
ÓTICA
RÁDIO
SATÉLITE
Gráfico 55 – Comparativo (relativo) entre Tecnologias de Sincronismo dos Medidores – Por Tecnologia de Comunicação
Fl. 60 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
SINCRONISMO DO RELÓGIO DO MEDIDOR - POR CONTRATADO
Compartilho o da Contratei com os
Total Geral
concessionária
prestadores
108
GPS local
60
173
Outra
25
16
44
Unidade central de medição
198
89
299
Total geral
331
165
516
Tabela 46 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores
SINCRONISMO DO RELÓGIO DO MEDIDOR - POR CONTRATADO
299
198
173
108
89
16
60
44
25
Compartilho o da
concessionária
Outra
Contratei com os
prestadores
GPS local
Total Geral
Unidade central de medição
Gráfico 56 – Tecnologia de Sincronismo dos Medidores – Por Compartilhamento e por Contratação de Prestadores
Fl. 61 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
116.
Muito embora os Procedimentos de Rede estabelecessem, até então, a obrigatoriedade de o sincronismo ser provido por GPS 23, em 2 de agosto de
2011 foi expedido o Despacho no 3.134, a fim de: (i) autorizar o ONS a aprovar o projeto de sistema de medição para faturamento composto por medidor que permita
o sincronismo de seu relógio/calendário interno (...) por GPS local ou por central de aquisição remota; (ii) determinar que cada registro faltante, em duplicidade ou
com defasagem de sincronismo, fora dos limites atualmente empregados por CCEE e ONS, seja tratado como dado faltante (...); (iii) determinar que ONS e CCEE
encaminhem à ANEEL, proposta de especificação de GPS local, de roteador de rede, e de margem de tolerância de defasagem de sincronismo para análise da
ANEEL e proposição de alteração do Módulo 12 dos Procedimentos de Rede, a ser submetida à Audiência Pública; (iv) determinar que a CCEE realize consulta aos
fabricantes de medidores para faturamento, quanto ao atendimento de seus modelos às especificações técnicas vigentes no Módulo 12 e informe à ANEEL, em prazo
de 60 dias, os modelos de medidor, e respectivos fabricantes, que atendem à regulamentação vigente.
117.
Conforme informado pela CCEE, durante o processo de coleta de dados de 1o a 17 de outubro de 2013, foi apurado o seguinte cenário:
Diferença do relógio (ref. CCEE - GMT-3)
inferior ou igual a 1 minuto
superior a 1 e inferior ou igual a 2 minutos
superior a 2 e inferior ou igual a 3 minutos
superior a 3 e inferior ou igual a 4 minutos
superior a 4 e inferior ou igual a 5 minutos
superior a 5 e inferior ou igual a 6 minutos
superior a 6 e inferior ou igual a 7 minutos
superior a 7 e inferior ou igual a 8 minutos
superior a 8 e inferior ou igual a 9 minutos
superior a 9 e inferior ou igual a 10 minutos
superior a 10 e inferior ou igual a 60 minutos
superior a 60 e inferior ou igual a 1440 minutos
superior a 1440 minutos
Quantidade de Agentes
(com coleta direta)
(%)
acumulado
(%)
72,64
10,24
4,66
2,58
1,78
1,56
1,13
0,59
0,46
0,30
3,12
0,84
0,09
72,6
82,9
87,5
90,1
91,9
93,5
94,6
95,2
95,6
95,9
99,1
99,9
100,0
Tabela 47 – Falhas de Sincronismo – Dados da CCEE para agentes com coleta direta
23 Global Positioning System.
Fl. 62 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
118.
Portanto, é possível inferir que a obtenção do sincronismo majoritariamente por meio de central de aquisição remota não tem ocasionado distorções
nos dados de medição, apesar dos receios de outrora.
119.
Destarte, sugere-se a liberalização da tecnologia utilizada para sincronização do relógio dos medidores, observando-se: (i) a manutenção dos dados
medidos, mesmo que identificada defasagem pela CCEE; (ii) a possibilidade de o agente propor o ajuste de sua medição, conforme critérios estabelecidos;
(iii) isenção de penalidade por diferenças iguais ou inferiores a 5 minutos; (iv) imposição de penalização por diferenças superiores a 5 minutos, apurada mediante a
aplicação de um valor monetário fixo para cada minuto que supere a referência (CCEE – GMT-3); e (v) a fiscalização deve se dar por meio de inspeção lógica, o que
garantirá condição isonômica entre todos os agentes, que serão igualmente fiscalizados.
III.vii.vii. Calibração de Medidores e a Manutenção Preditiva/Corretiva
120.
Conforme estabelecido pela Portaria Inmetro no 602, de 2012, os lotes de medidores eletrônicos de energia elétrica devem ser verificados (todos os
medidores da amostra) após 8 anos de serviço e com periodicidade de 5 anos, pelo Inmetro. Considerando que a vida útil desses equipamentos, reconhecida pela
ANEEL 24 para fins tarifários, é de 13 anos, possivelmente a segunda verificação e seguintes estão condicionadas à opção da distribuidora quanto à estratégia para
reposição desses equipamentos.
121.
Posto isso, não se mostra razoável instituir um procedimento de calibração compulsório (adicional à verificação que já prevê a legislação metrológica)
no âmbito da distribuição, muito menos com prazos inferiores (como estabelecido pelos Procedimentos de Rede).
122.
Adicionalmente, cada distribuidora pode desenvolver (se já não o tem) um padrão e uma rotina de manutenção preditiva/corretiva baseados em:
(i) indicação de estado da bateria; (ii) falha persistente de comunicação; (iii) indicações de falhas ou alarmes originados no medidor; (iv) data da última alteração no
medidor; (v) rotinas de consistência com o histórico comercial etc.
III.vii.viii. O Padrão aplicado ao SMF e a Comercialização no ACL por Unidades Consumidoras em Baixa Tensão
123.
Com o advento da Resolução Normativa no 570 em 23 de julho de 2013, estabelecendo requisitos e procedimentos atinentes à comercialização
varejista no Sistema Interligado Nacional - SIN, novas fronteiras despontaram para a comercialização no Ambiente de Comercialização Livre - ACL.
24
Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa no 367, de 2009.
Fl. 63 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
124.
Com o firme propósito de eliminar barreiras à migração de consumidores (que assim o desejem), foi edificada uma solução regulatória/comercial que
permite a comercialização de energia elétrica no ACL sem que haja a obrigação de o consumidor (e também pequenos geradores) tornar-se associado da CCEE ou
conhecer todas as normas que regem a comercialização. Aliás, a norma foi concebida com especial foco em consumidores especiais, mas também vislumbrando
eventual flexibilização dos critérios legais para migração.
125.
Uma detida análise da redação empregada na disposição regulamentar e no contrato (de adesão) para comercialização varejista revela a
“portabilidade” da solução para os diversos segmentos de consumo.
126.
Outros dados relevantes para este tópico emergem de pesquisa realizada pela ANEEL entre os dias 17 de junho e 1o de agosto de 2013, em seu sítio
eletrônico, a fim de mensurar a percepção dos consumidores sobre as tarifas de energia elétrica.
Fl. 64 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
127.
Aos consumidores titulares de unidades consumidoras do grupo “B”, tivemos a seguinte amostragem:
Gráfico 57 – Amostra de Unidades Consumidoras do Grupo “B” – Pesquisa de Percepção sobre Tarifa
Fl. 65 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
128.
A seguir, colacionam-se alguns dos resultados obtidos para esse universo de consumo, bastante elucidativos quanto à disposição e anseios dos
consumidores para novas formas de aquisição da energia elétrica, modalidades mais diversificadas de cobrança, mais aderentes a suas necessidades.
Gráfico 58 – Questionamento sobre Opções de Compra de Energia Elétrica
129.
Apenas 2% declarou não haver interesse em decidir pela escolha da fonte de energia elétrica.
Fl. 66 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Gráfico 59 – Questionamento sobre Opções Tarifárias
130.
Em resposta acerca da opção por mudanças na forma de cobrança pela energia elétrica consumida, somente 25% afirmou negativamente, sendo que
desses apenas 17% afirmam não conseguir mudar de hábitos para responder a sinais econômicos.
131.
Portanto, cientes dessas disposições, há de se esclarecer que cabe ao Poder Concedente avaliar a pertinência técnica e política de proceder à
flexibilização dos limites para migração, restando à ANEEL, contudo, romper desde logo com as barreiras que inviabilizariam tal decisão governamental.
Fl. 67 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
132.
Com a entrada em vigor da Comercialização Varejista, são as questões atinentes aos requisitos de medição que clamam respostas. Não por outra
razão deve a ANEEL proceder à avaliação da simplificação do SMF em todos os segmentos de consumo no âmbito da distribuição, incluídas aí as unidades
consumidoras do grupo “B” (vide item III.vii.iii).
III.vii.ix. Aprovação dos Projetos e dos Relatórios de Comissionamento do SMF
133.
Atualmente, a aprovação de projetos e relatórios de comissionamento do SMF incumbe ao ONS. Parece evidente que tais atividades não são
próprias de seu mister, tampouco guardam relação com a administração dos impactos na rede básica.
134.
Dessa forma, tais atribuições devem ser realizadas pelas distribuidoras, cabendo-lhes ainda observar as normas já em vigor quando houver algum
impacto na Rede Básica.
III.vii.x. Obras Civis e Adequações de instalações associadas ao SMF
135.
Neste tópico, a avaliação se aproxima daquela atinente à DISPONIBILIZAÇÃO DE CANAL DE COMUNICAÇÃO, salvo por uma característica determinante: sua
realização pela distribuidora local não redunda em ganhos de eficiência decorrentes de estrutura pré-existente. Ou seja, novas soluções jamais serão mais baratas
em razão de sua implementação derivar de mera aplicação incremental. Cada solução é autônoma.
136.
Apesar disso, a contratação desses serviços junto à distribuidora local pode representar ganhos de outra ordem. Enumera-se: (i) inerente ganho de
escala na contratação de serviços por distribuidoras, acirrando a concorrência e reduzindo preços, o que dificilmente pode ser obtido por meio de contratações
isoladas; (ii) os eventuais desligamentos programados da rede de distribuição são passíveis de melhor concatenação com os serviços internos em unidades
consumidoras, reduzindo os tempos de desligamento e, consequentemente, redução dos prejuízos decorrentes e incremento de bem estar; e (iii) induz equilíbrio ao
mercado, uma vez que já apresenta uma solução de oferta ao atendimento dos prováveis picos de demanda (adequação do SMF), evitando-se incorrer em reserva de
mercado, ganhos exorbitantes dos prestadores de serviços e até o “desabastecimento” dos serviços requeridos.
137.
Recentemente, foi aprovada pela ANEEL a Resolução Normativa no 581 (11/10/2013), estabelecendo os procedimentos e as condições para a
prestação de ATIVIDADES ACESSÓRIAS pelas distribuidoras. A ATIVIDADE ACESSÓRIA COMPLEMENTAR, conforme a norma, trata de atividade não-regulada cuja prestação
está relacionada com a fruição do serviço público de distribuição de energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora como por terceiros.
Fl. 68 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
138.
Nesse diapasão, importante destacar que, diversamente dos SERVIÇOS COBRÁVEIS (Resolução Normativa no 414/2010), a prestação de ATIVIDADE
ACESSÓRIA COMPLEMENTAR não é compulsória, cabendo a cada distribuidora optar ou não por sua realização.
139.
Adicionalmente, deve-se considerar que: (i) não há ganhos decorrentes da múltipla utilização de infraestrutura existente e de implementação de
soluções mediante aplicações incrementais (como referido no parágrafo 136); (ii) em razão do item (i), as distribuidoras concorrem livremente e em igualdade com
demais prestadores, uma vez que seus preços não excursionam ente um custo marginal e os preços de mercado para soluções técnicas autônomas; (iii) a atividade é
tipicamente executada por empreiteiras contratadas, do que se infere que qualquer tentativa de uma distribuidora praticar preços abusivos a sujeitaria à
“canibalização” desse mercado por seus próprios prestadores; e (iv) dependendo da localização geográfica, talvez nem à distribuidora local seja capaz de prover os
serviços requeridos.
140.
Portanto, diferentemente da DISPONIBILIZAÇÃO DE CANAL DE COMUNICAÇÃO em que o enquadramento mais adequado se mostra como SERVIÇOS
COBRÁVEIS (obrigatório), no presente caso tem-se na ATIVIDADE ACESSÓRIA COMPLEMENTAR (itens 3, 4, 6 e 7 da alínea “a” do inciso II do art. 3o) a melhor opção.
141.
Voltando-se a análise dessa opção ao que dispõe a Resolução Normativa no 581/2013, encontra-se uma restrição objetiva estabelecida no parágrafo
único do art. 21, a saber, (...) o oferecimento e a prestação das atividades previstas nos itens 3, 4, 5 e 8 da alínea “a” do inciso II do art. 3º, condicionam-se à
publicação de resolução específica acerca das responsabilidades, prazos e condições para a aprovação prévia de projetos.
142.
Indo ao âmago da restrição, a norma condiciona à edição de nova disciplina regulamentar (atinente à aprovação prévia de projetos) os seguintes
serviços: (i) subestações de energia elétrica; (ii) instalações elétricas internas de unidades consumidoras; (iii) bancos de capacitores; e (iv) geradores, incluindo-se
unidades de microgeração e minigeração distribuída.
143.
Se a pretensão era garantir que não se vissem os consumidores compelidos à aceitação indiscriminada de serviços, seu condicionamento abusivo e
discriminatório, tal pretensão já se encontra plenamente albergada em outras disposições:
Art. 2o Para os fins e efeitos desta Resolução são adotadas as seguintes definições:
I - atividade acessória: atividade de natureza econômica acessória ao objeto do Contrato de Concessão ou Permissão, exercida pela distribuidora
por sua conta e risco, podendo ser:
(...)
b) complementar: caracterizada como atividade não-regulada, cuja prestação está relacionada com a fruição do serviço público de distribuição de
energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora como por terceiros, observando-se a legislação de defesa do consumidor e a
legislação de defesa da concorrência.
Fl. 69 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Art. 14. É vedado à distribuidora conceder tratamento diferenciado ou preferencial, vantagens ou descontos na prestação do serviço
objeto de seu Contrato de Concessão ou Permissão, distinguindo os demais consumidores daqueles que optarem pelos serviços ou
produtos de que trata esta Resolução.
144.
De outro lado, sujeitar a APROVAÇÃO PRÉVIA DE PROJETOS (quando existente) a requisitos e condicionantes regulamentares simplesmente interfere
demasiadamente naquilo que, até então, fazia parte da estratégia de gestão técnica de cada distribuidora, em que é levada em conta a mais diversa gama de
realidades que um país com nossas dimensões é capaz de produzir. Prazos para ligação já estão estabelecidos em resolução normativa (e mesmo esses admitem
flexibilidade). Não há qualquer razão para que se estabeleça “prazos internos”. Ademais, quanto mais adentra a regulação na estratégia comercial e técnica dos
serviços de distribuição, tanto mais se aproxima da “regulação pelo custo” (afastando-se da regulação por incentivos, da assunção dos riscos de mercado pela
distribuidora).
145.
Portanto, a se perpetuar tal restrição, estaria a ANEEL simplesmente aquiescendo à existência de uma falha potencial de mercado. É notório que o
mercado nacional não é uniforme, que eventuais picos de demanda (adequação de SMF decorrente de eventual flexibilização dos requisitos para migração) não
encontrarão soluções de oferta compatíveis e que redundarão em preços exorbitantes e até seu desabastecimento.
146.
Tanto quanto a adequação do SMF, todos os demais serviços cuja prestação encontra-se também sobrestada pela mesma disposição regulamentar
já (como sempre encontraram) reproduzem um cenário absolutamente desfavorável aos seus destinatários, os consumidores. Há rincões desse país em que alguns
desses serviços sequer são cogitados. Deixar o regulador de incentivar o uso da infraestrutura de serviço mais universalizada do país para corrigir tal falha é, além de
prestigioso, um enorme equívoco.
147.
Destarte, para esse tópico, a solução que se apresenta é a revogação integral do parágrafo único do art. 21 da Resolução Normativa no 581/2013.
III.vii.xi. Dos Serviços Auxiliares e No-Breaks
148.
Outra possibilidade de simplificação, além das anteriores, seria a supressão de alimentação auxiliar dos medidores e de sistemas de no-break para
unidades consumidoras em média (em que seriam alimentados pelos TP’s) e baixa-tensão. Àqueles em alta tensão, tais equipamentos são inerentes às instalações.
149.
Considerando que: (i) os medidores possuem baterias ou elementos capacitivos capazes de manter seu regular funcionamento em casos de falta de
tensão; e (ii) equipamentos de comunicação reiniciarão com o retorno da tensão (e muitas vezes o mesmo ocorre mesmo havendo no-break); a possibilidade de
Fl. 70 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
supressão dos serviços auxiliares e no-breaks para unidades consumidoras MT e BT deve também ser submetida à consulta pública, a fim de que outros possam
trazer suas experiências e realidades.
III.vii.xii. Critérios para Estimar ou Arbitrar Perdas Elétricas em Redes na Distribuição
150.
Por fim, outro tópico cotidianamente apresentado à ANEEL trata das solicitações para instalação do SMF em locais não coincidentes com o ponto de
conexão, por geradores e consumidores. Nesse sentido, é importante notar que já são admitidas as instalações em que o SMF é instalado nos secundários dos
transformadores.
151.
É sabido, também, que: (i) os custos inerentes à instalação de SMF no ponto de conexão (de linhas de interesse restrito) podem ultrapassar (em
muito) os da própria perda elétrica; e (ii) há suscetibilidade a furtos e vandalismo.
152.
Todavia, ainda não há mecanismos consagrados de estimativa de perdas em linhas que possam ser utilizados para compensar as perdas técnicas
entre o ponto de conexão e o local de instalação do SMF, a exemplo do que ocorre quando da instalação do SMF no secundário de transformadores. Assim, para
prosperar a ideia aqui proposta, é preciso estudar quais algoritmos de compensação poderiam ser utilizados. Esses poderiam ser utilizados sempre que restasse
comprovado que a instalação do SMF exatamente no ponto de conexão gerasse um custo superior ao das perdas técnicas no ramal de ligação do acessante.
Evidentemente, outras ideias podem surgir nessa Consulta.
153.
Assim, pretende a ANEEL receber proposições acerca de como melhor tratar (estimar por algoritmos ou arbitrar pelo máximo) eventuais perdas
elétricas decorrentes da instalação do SMF nas condições aqui descritas, de forma que se possa avaliar sua plausibilidade, riscos e vantagens.
Fl. 71 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
IV. DOS FUNDAMENTOS
154.
A presente proposta está consubstanciada no disposto em:

Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;

Decreto no 5.177, de 12 de agosto de 2004 (art. 2o IV e §1o I);

Decreto no 5.163, de 30 de julho de 2004 (art. 58);

Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997 (anexo: art. 4o IV + art. 6o XVI + art. 12 I e II);

Nota Técnica no 72/2011-SRT-SEM/ANEEL, de 4 de julho de 2011;

ANEEL DG: Despacho no 3.134, de 2 de agosto de 2011;

Portaria Inmetro no 602, de 9 de novembro de 2012;

Portaria Inmetro no 431, de 4 de dezembro de 2007;

ABNT: NBR 14.519 2o ed., de 25 de novembro de 2011;

ABNT: NBR 6.855 2o ed., de 13 de abril de 2009;

ABNT: NBR 14.522 2o ed., de 28 de abril de 2008;

ABNT: NBR 6.856, de abril de 1992;

Manual do Usuário, SAGA 1000 (Landis+Gyr);

Manual do Usuário, SAGA 2000 (Landis+Gyr);

Manual do Usuário, ELO 2180 (ELO Sistemas Eletrônicos S.A.);

Manual do Usuário, ELO 2183 (ELO Sistemas Eletrônicos S.A.);

Guia do Usuário, ION 8600 (Schneider Electric); e

Guia do Usuário, ION 7550/7650 (Schneider Electric).
Fl. 72 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
VI. DA CONCLUSÃO 25
155.
Preliminarmente, é imprescindível destacar que o estudo realizado e materializado por meio da presente Nota Técnica, apesar da
extensão, profundidade e verificações de consistência, tem por inerente a imprecisão que acomete qualquer estudo baseado em informações declaradas
espontaneamente.
156.
Por outro lado, sendo absolutamente inviável o estabelecimento de conluio minimamente eficiente dentro de um universo tão amplo de
consumidores, é admissível anotar que eventuais influências espúrias não seriam capazes de induzir conclusões absolutamente diversas das reais.
157.
Posto isso, relaciona-se o apanhado dos principais apontamentos:
 constatou-se a tendência de redução dos custos inerentes à adequação do SMF, inclusive de medidores;
 os custos para adequação de instalações conectadas a partir de 69 kV (níveis de tensão típicos de consumidores livres, com perfil de
consumo e capacidade econômico-financeira mais significativos entre aqueles localizados na distribuição) não são pequenos;
 os custos para adequação de instalações conectadas em tensão inferior a 69 kV (níveis de tensão típicos de consumidores especiais,
com perfil de consumo e capacidade econômico-financeira de menor relevância entre aqueles localizados na distribuição) não são
insignificantes e ainda representam uma barreira econômica à migração;
 para instalações conectadas em tensão inferior a 69 kV, constatou-se um “acoplamento” entre os custos com medidores e o custo total;
 a comunicação via GPRS responde por quase 40% do total. Somada ao ADSL e satélite, tem-se 66%;
 a utilização dos medidores de retaguarda é insignificante. No mais, para falhas concomitantes, nada havia ou há para fazer. Para a
calibração dos medidores, é possível instalar um medidor de retaguarda temporariamente ou até substituir por outro já calibrado, sem
que sejam necessários 2 medidores em cada conexão;
 deve-se desobrigar a instalação do medidor de retaguarda aos usuários que celebrem CUSD;
 faculta-se a instalação do medidor de retaguarda;
 mantém-se os custos atinentes ao medidor principal com a distribuidora local quando tratar-se de unidades consumidoras;
25 Mister explicitar as valiosas colaborações prestadas pela Elo
Sistemas Eletrônicos S.A., Landis+Gyr, Dalmir Capetta (CCEE) e Celso Yamada (AES Eletropaulo).
Fl. 73 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
 a nenhuma distribuidora deve ser admitido negar a utilização de medidor que atenda aos requisitos em vigor (normas setoriais e
metrológicas, inclusive a NBR 14522), incentivando a concorrência e mitigando a barreira à entrada de novos fabricantes. Em outras
palavras, qualquer medidor que atenda a todos os requisitos (e funcionalidades atuais, como a comunicação) deverá ser aceito;
 a redução da classe de exatidão dos medidores (SMF) utilizados na distribuição representa redução de custos e, considerando-se os
patamares próprios da distribuição (menores), propõe-se:
Classe de Exatidão
Subgrupo Tarifário
Grupo “B”
Medidor
ACL
ACR
B
(1,0%)
A
(2,0%)
Mini e Microgeração participante do sistema
de compensação de energia elétrica
Fluxo
Medidor
(serv. aux.
inferior a
10MW)
TI’s
TI’s (serv.
aux.)
sem geração
com geração
------
1,2% (quando
aplicável)
------
unidirecional
(2 quadrantes)
bidirecional
(4 quadrantes)
especificação equivalente à unidade consumidora do mesmo nível de tensão
AS (inferior a 2,3 kV - subterrâneo)
A4 (2,3 a 25 kV)
B (1,0%)
B (1,0%)
0,6%
1,2%
unidirecional
(2 quadrantes)
bidirecional (4
quadrantes)
C (0,5%)
B (1,0%)
0,3%
1,2%
unidirecional
(2 quadrantes)
bidirecional (4
quadrantes)
C (0,5%)
B (1,0%)
0,3%
1,2%
bidirecional (4 quadrantes)
B (1,0%)
------
0,3%
------
------
A3a (30 a 44 kV)
A3 (69 kV)
A2 (88 a 138 kV)
A1 (230 kV)
GERADORES (exceto micro e minigeradores
participantes do sistema de compensação de
energia elétrica)
Medição Uso Temporário
Medição Qualidade (BT, MT, AT)
Fl. 74 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
Classe de Exatidão
Subgrupo Tarifário
Medidor
ACL
Levantamento Curva Carga
ACR
B (1,0%)
Fluxo
Medidor
(serv. aux.
inferior a
10MW)
TI’s
TI’s (serv.
aux.)
------
0,6%
------
sem geração
com geração
------
 almeja-se receber contribuições atinentes à possibilidade de se estabelecer também, para os novos medidores eletrônicos instalados
em unidades consumidoras cativas do grupo “B”, a mesma classe de exatidão do ACL (classe B = 1%). Merece esclarecer, contudo,
que uma possível padronização da classe de exatidão entre ACR e ACL não significa que as funcionalidades inerentes ao SMF (como a
comunicação) seriam exigíveis nos demais casos;
 não parece haver uma oportunidade especial a ser aproveitada na simplificação dos transformadores para instrumentos;
 os serviços de comunicação devem ser estabelecidos como SERVIÇOS COBRÁVEIS (previstos na Resolução Normativa no 414/2010, para
consumidores);
 inicialmente, tanto a instalação da infraestrutura quanto os custos mensais para comunicação deverão ser objeto de orçamento
específico (como no parágrafo único do art. 103 da REN.414/2010). Ao consumidor, caberia aceitar ou não sua realização. Ao gerador,
optar ou não por sua contratação junto à distribuidora local. Tanto uma rubrica quanto outra (quando contratada junto à distribuidora
local) deverá ser contabilizada separadamente;
 após a fase precedente, deve-se homologar o valor (mensal) atinente à comunicação, sobrevindo: (i) sinais regulatórios que induzam
comportamentos eficientes das distribuidoras; (ii) sinais regulatórios que induzam a competição entre as tecnologias de comunicação e
seus prestadores contratados; (iii) a isonomia de condições entre todos os consumidores de uma mesma concessão, que migrem para
o ACL (notadamente mais sensível quanto menor for a unidade de consumo);
 quanto ao sincronismo do relógio dos medidores do SMF, há opção majoritária pelo sincronismo via central de aquisição remota, sendo
que tal circunstância não tem ocasionado distorções nos dados de medição (apesar dos receios de outrora);
 sugere-se a liberalização da tecnologia utilizada para sincronização do relógio dos medidores, observando-se: (i) a manutenção dos
dados medidos, mesmo que identificada defasagem pela CCEE; (ii) a possibilidade de o agente propor o ajuste de sua medição,
conforme critérios estabelecidos; (iii) isenção de penalidade por diferenças iguais ou inferiores a 5 minutos; (iv) imposição de
penalização por diferenças superiores a 5 minutos, apurada mediante a aplicação de um valor monetário fixo para cada minuto que
Fl. 75 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
supere a referência (CCEE – GMT-3); e (v) a fiscalização deve se dar por meio de inspeção lógica, o que garantirá condição isonômica
entre todos os agentes, que serão igualmente fiscalizados;

conforme estabelecido pela Portaria Inmetro no 602, de 2012, os lotes de medidores eletrônicos de energia elétrica devem ser
verificados (todos os medidores da amostra) após 8 anos de serviço e com periodicidade de 5 anos, pelo Inmetro. Considerando que a
vida útil desses equipamentos, reconhecida pela ANEEL 26 para fins tarifários, é de 13 anos, possivelmente a segunda verificação e
seguintes estão condicionadas à opção da distribuidora quanto à estratégia para reposição desses equipamentos;
 com a entrada em vigor da Comercialização Varejista, são as questões atinentes aos requisitos de medição que clamam respostas. Não
por outra razão deve a ANEEL proceder à avaliação da simplificação do SMF em todos os segmentos de consumo no âmbito da
distribuição, incluídas aí as unidades consumidoras do grupo “B” (vide item III.vii.iii);
 a aprovação dos Projetos e dos Relatórios de Comissionamento do SMF deve ser realizada pelas distribuidoras, cabendo-lhes ainda
observar as normas já em vigor quando houver algum impacto na Rede Básica;
 sugere-se revogar o parágrafo único do art. 21 da Resolução Normativa no 581/2013, permitindo às distribuidoras a realização de Obras
Civis e Adequações de instalações associadas ao SMF;
 propõe-se a supressão de alimentação auxiliar dos medidores e de sistemas de no-break para unidades consumidoras em média (em
que seriam alimentados pelos TP’s) e baixa-tensão; e

almeja-se receber proposições acerca de como melhor tratar (estimar por algoritmos ou arbitrar pelo máximo) eventuais perdas elétricas
decorrentes da instalação do SMF em locais não coincidentes com o ponto de conexão, por geradores e consumidores, de forma que se
possa avaliar sua plausibilidade, riscos e vantagens.
VII. DA RECOMENDAÇÃO
158.
Submeter o presente estudo e suas conclusões (ainda não reduzidos à proposta normativa) à Consulta Pública, pelo prazo de noventa
dias, a fim de obter contribuições para ajustes e aperfeiçoamentos, iniciando-se em 18/12/2013.
159.
26
Adicionalmente, que se utilize a ferramenta on-line (pelo sítio eletrônico da ANEEL) para envio de contribuições.
Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa no 367, de 2009.
Fl. 76 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
160.
Concluída a fase para o envio de contribuições, seja promovida a revisão do Módulo 5 do PRODIST27, o ajuste das Resoluções
Normativas no 414/2010 e no 581/2013 e demais normas subjacentes, sendo todas submetidas à Audiência Pública.
LUIZ GUSTAVO BARDUCO CUGLER CAMARGO
Especialista em Regulação - SEM
DAVI RABELO VIANA LEITE
Especialista em Regulação - SRD
MAXWELL MARQUES DE OLIVEIRA
Especialista em Regulação - SRC
De acordo:
FREDERICO RODRIGUES
Superintendente de Estudos do Mercado
CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR
Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição
27 Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional.
OBERDAN ALVES DE FREITAS
Superintendente de Regulação dos Serviços Comerciais Substituto
Fl. 77 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2002
Tabela 1 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2002 (tensão não inferior a 69 kV) 28
28 Custos para adequação assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 78 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2002 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 300
R$ 250
4
4
R$ 245
3,5
3
R$ 200
3
R$ 150
R$ 100
4,5
R$ 121
1
R$ 85
1
R$ 33
R$ 50
R$ 129
R$ 129
1
1
2,5
R$ 123
2
1,5
1
1
0,5
R$ 0
0
CEMIG
CPFL PAULISTA
CPFL
PIRATININGA
SUDESTE
CUSTO TOTAL (média R$)
CEEE
SUL
TOTAL GERAL
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 5 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2002 (tensão não inferior a 69 kV) 29
29 Custos para adequação assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 79 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2003
Tabela 2 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2003 (tensão não inferior a 69 kV) 30
30 Custos para adequação assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 80 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2003 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 500
R$ 450
R$ 400
R$ 350
R$ 300
R$ 250
R$ 200
R$ 150
R$ 100
R$ 50
R$ 0
R$ 461
R$ 448
8
9
8
7
7
R$ 268
R$ 241
R$ 241
6
5
4
3
3
2
1
1
R$ 39
1
1
2
1
R$ 17
CUSTO TOTAL (média R$)
0
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 6 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2003 (tensão não inferior a 69 kV) 31
31 Custos para adequação assumidos pelas Distribuidoras.
R$ 265
Fl. 81 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2004
Tabela 3 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão não inferior a 69 kV) 32
32 A partir da Resolução no 67, de
08/06/2004, os custos para adequação são assumidos pelos Consumidores.
Fl. 82 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2004 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 200
R$ 184
R$ 183
R$ 180
R$ 154
R$ 160
R$ 140
6
R$ 140
6
R$ 116
R$ 120
R$ 100
R$ 82
R$ 80
3
R$ 50
R$ 46
R$ 40
R$ 0
R$ 48
1
1
1
CUSTO TOTAL (média R$)
1
1
1
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 7 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão não inferior a 69 kV) 33
33 A partir da Resolução no 67, de
4
2
2
1
5
3
R$ 60
R$ 20
7
R$ 184
08/06/2004, os custos para adequação são assumidos pelos Consumidores.
1
0
Fl. 83 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Tabela 4 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão inferior a 69 kV) 34
34 A partir da Resolução no 67, de
08/06/2004, os custos para adequação são assumidos pelos Consumidores.
Fl. 84 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2004 (Inferior a 69 kV)
R$ 45
6
R$ 39
R$ 40
5
R$ 35
R$ 30
5
5
R$ 16
R$ 16
R$ 25
R$ 20
R$ 15
3
R$ 5
R$ 0
3
2
2
R$ 10
4
1
R$ 0,601
CUSTO TOTAL (média R$)
0
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 8 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2004 (tensão inferior a 69 kV) 35
35 A partir da Resolução no 67, de 08/06/2004, os custos para adequação são assumidos pelos Consumidores.
Fl. 85 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2005
Tabela 5 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão não inferior a 69 kV) 36
36 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
Fl. 86 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2005 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 800
R$ 702
R$ 700
45
R$ 702
40
35
R$ 600
R$ 500
30
27
25
R$ 400
20
R$ 300
R$ 190
R$ 200
R$ 100
R$ 0
40
R$ 43
2
7
13
R$ 133
15
R$ 128
R$ 125
R$ 53
2
1
R$ 51
2
R$ 92
4
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 108
3
R$ 54
1
8
R$ 93
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 9 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão não inferior a 69 kV) 37
37 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
1
1
R$ 81
4
R$ 81
4
R$ 131
10
5
0
Fl. 87 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Tabela 6 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão inferior a 69 kV) 38
38 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
Fl. 88 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2005 (Inferior a 69 kV)
R$ 120
6
R$ 100
R$ 100
R$ 70
R$ 60
3
R$ 40
R$ 20
R$ 0
6
5
R$ 80
7
5
R$ 65
R$ 65
R$ 65
R$ 65
4
3
1
1
1
1
1
R$ 12
0
CUSTO TOTAL (média R$)
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 10 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2005 (tensão inferior a 69 kV) 39
39 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
2
Fl. 89 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2006
Tabela 7 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão não inferior a 69 kV) 40
40 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
Fl. 90 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2006 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 800
35
R$ 729
R$ 700
30
R$ 600
25
R$ 500
21
R$ 400
R$ 100
R$ 0
20
R$ 300
R$ 300
R$ 200
30
15
9
R$ 93
5
R$ 59
2
R$ 105
1
R$ 72
R$ 47
1
1
1
R$ 110
R$ 144
1
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 171
R$ 210
R$ 173
R$ 85
1
2
2
R$ 50
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 11 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão não inferior a 69 kV) 41
41 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
1
R$ 123
6
R$ 48
1
2
R$ 156
3
R$ 141
10
5
0
Fl. 91 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Tabela 8 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão inferior a 69 kV) 42
42 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
Fl. 92 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2006 (Inferior a 69 kV)
R$ 120
7
R$ 100
R$ 100
R$ 80
6
R$ 70
R$ 60
5
R$ 65
5
R$ 65
R$ 65
R$ 65
R$ 20
2
1
1
1
R$ 0
1
0
CUSTO TOTAL (média R$)
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 12 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2006 (tensão inferior a 69 kV) 43
43 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
4
3
3
R$ 40
R$ 12
1
6
Fl. 93 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2007
Tabela 9 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão não inferior a 69 kV) 44
44 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
Fl. 94 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2007 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 900
R$ 824
18
R$ 800
R$ 700
R$ 600
R$ 500
9
R$ 400
R$ 300
R$ 200
R$ 100
R$ 0
R$ 244
3
3
R$ 69
R$ 220
2
R$ 110
6
R$ 97
1
CUSTO TOTAL (média R$)
6
R$ 97
R$ 130
R$ 130
2
2
R$ 152
R$ 152
1
1
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 13 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão não inferior a 69 kV) 45
45 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
R$ 165
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Fl. 95 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Tabela 10 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão inferior a 69 kV) 46
46 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
Fl. 96 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
Milhares
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
R$ 180
Ano 2007 (Inferior a 69 kV)
R$ 168
30
R$ 160
R$ 140
30
R$ 126
R$ 117
R$ 120
R$ 100
R$ 100
R$ 81
R$ 80
R$ 60
R$ 40
R$ 20
R$ 81
R$ 80
R$ 74
R$ 54
6
2
3
35
4
1
1
18
1
R$ 89
R$ 103
R$ 82
25
20
15
9
3
R$ 0
12
10
5
0
CUSTO TOTAL (média R$)
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 14 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2007 (tensão inferior a 69 kV) 47
47 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
Fl. 97 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2008
Tabela 11 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão não inferior a 69 kV) 48
48 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
Fl. 98 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2008 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 300
7
R$ 258
6
R$ 250
6
R$ 200
4
4
R$ 150
R$ 74
R$ 100
R$ 50
R$ 0
R$ 52
1
R$ 115
2
1
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 93
R$ 58
R$ 58
1
1
R$ 41
R$ 41
1
1
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 15 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão não inferior a 69 kV) 49
49 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
5
3
2
1
0
Fl. 99 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Tabela 12 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão inferior a 69 kV) 50
50 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
Fl. 100 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2008 (Inferior a 69 kV)
R$ 350
25
R$ 316
R$ 300
21
20
R$ 250
15
15
R$ 200
R$ 151
R$ 150
R$ 100
R$ 50
R$ 75
6
5
R$ 65
4
R$ 0
R$ 69
4
R$ 46
R$ 79
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 90
6
2
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 16 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2008 (tensão inferior a 69 kV) 51
51 Custos para adequação assumidos pelos Consumidores.
10
5
0
Fl. 101 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2009
Tabela 13 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão não inferior a 69 kV) 52
52 A partir da Resolução no 376, de
25/08/2009, os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 102 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2009 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 120
R$ 100
R$ 80
19
19
R$ 82
R$ 82
R$ 96
21
R$ 96
25
20
R$ 80
15
R$ 60
10
R$ 40
R$ 20
1
1
R$ 17
R$ 17
1
R$ 0
CUSTO TOTAL (média R$)
1
5
0
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 17 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão não inferior a 69 kV) 53
53 A partir da Resolução no 376, de
25/08/2009, os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 103 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Tabela 14 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão inferior a 69 kV) 54
54 A partir da Resolução no 376, de
25/08/2009, os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 104 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2009 (Inferior a 69 kV)
R$ 90
R$ 80
R$ 69
R$ 70
19
R$ 67
R$ 60
R$ 64
R$ 51
R$ 45
R$ 50
R$ 40
12
R$ 30
R$ 20
23
R$ 80
3
R$ 10
1
R$ 30
1
R$ 58
20
R$ 51
R$ 50
1
2
2
4
R$ 0
5
0
CUSTO TOTAL (média R$)
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 18 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2009 (tensão inferior a 69 kV) 55
55 A partir da Resolução no 376, de
15
10
R$ 23
1
25
25/08/2009, os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 105 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2010
Tabela 15 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão não inferior a 69 kV) 56
56 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 106 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2010 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 400
R$ 350
9
R$ 362
R$ 300
R$ 250
R$ 200
R$ 150
R$ 100
R$ 50
R$ 0
R$ 174
R$ 150
4
3
R$ 76
2
1
R$ 35
1
1
1
R$ 0,754
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 50
1
R$ 42
R$ 99
R$ 99
2
2
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 19 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão não inferior a 69 kV) 57
57 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
R$ 114
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Fl. 107 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Tabela 16 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão inferior a 69 kV) 58
58 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 108 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2010 (Inferior a 69 kV)
R$ 300
94
R$ 257
R$ 250
R$ 200
61
R$ 150
R$ 100
R$ 50
R$ 0
16
12
21
R$ 43 R$ 34 R$ 38
R$ 79
R$ 19
9
2
R$ 33 R$ 44
1
R$ 65 R$ 72
10
CUSTO TOTAL (média R$)
13
R$ 67
R$ 38
R$ 6
3
2
29
1
R$ 16
R$ 41 R$ 35 R$ 51
1
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 20 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2010 (tensão inferior a 69 kV) 59
59 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
3
4
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Fl. 109 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2011
Tabela 17 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão não inferior a 69 kV) 60
60 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 110 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2011 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 4.500
8
R$ 3.871
R$ 4.000
9
8
R$ 3.500
7
R$ 3.000
6
R$ 2.500
5
4
R$ 2.000
3
4
3
3
R$ 1.500
R$ 1.000
R$ 500
R$ 0
1
1
R$ 105
1
R$ 166
R$ 1.381
1
R$ 364
R$ 52
CUSTO TOTAL (média R$)
1
R$ 286
R$ 175
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 21 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão não inferior a 69 kV) 61
61 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
1
R$ 175
R$ 683
2
1
0
Fl. 111 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Tabela 18 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão inferior a 69 kV) 62
62 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 112 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2011 (Inferior a 69 kV)
R$ 120
69
R$ 105
R$ 100
R$ 80
R$ 60
R$ 68
R$ 43
R$ 40
R$ 20
R$ 56
8
R$ 25
7
R$ 30
R$ 28
5
R$ 50
6
3
R$ 23
1
1
R$ 24
1
5
R$ 36
R$ 58
12
30
R$ 40
R$ 40
15
R$ 49
40
30
20
2
1
50
R$ 66
R$ 37
R$ 27
70
60
R$ 73
38
80
R$ 0
1
1
1
10
0
CUSTO TOTAL (média R$)
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 22 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2011 (tensão inferior a 69 kV) 63
63 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 113 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Ano de 2012
Tabela 19 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão não inferior a 69 kV) 64
64 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 114 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2012 (Não Inferior a 69 kV)
R$ 14
R$ 13
R$ 13
R$ 13
12
12
12
R$ 12
R$ 10
14
12
10
R$ 8
8
R$ 6
6
R$ 4
4
R$ 2
2
R$ 0
0
ELEKTRO
SUDESTE
CUSTO TOTAL (média R$)
TOTAL GERAL
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 23 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão não inferior a 69 kV) 65
65 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 115 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Tabela 20 – Valores Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão inferior a 69 kV) 66
66 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 116 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO I
CUSTOS HISTÓRICOS ANUAIS POR SUBMERCADO, CONCESSÃO E NÍVEL DE TENSÃO
Milhares
Ano 2012 (Inferior a 69 kV)
R$ 35
R$ 30
29
R$ 31
R$ 25
R$ 24
11
R$ 10
R$ 5
35
30
25
17
R$ 20
R$ 15
29
R$ 16
R$ 16
20
15
R$ 10
10
5
1
R$ 0
0
CUSTO TOTAL (média R$)
CUSTO TOTAL (qtd)
Gráfico 24 – Custos Totais Históricos não atualizados – Ano 2012 (tensão inferior a 69 kV) 67
67 Os custos atinentes ao medidor principal e transformadores de instrumentos são assumidos pelas Distribuidoras.
Fl. 117 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
Submercado Sul
NÍVEL DE TENSÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
Valores
2006
2007
2008
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 114.904 R$ 110.765 R$ 193.450
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
R$ 64.375 R$ 37.339 R$ 17.217
OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$)
R$ 14.317 R$ 6.023 R$ 88.735
PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$)
R$ 18.536 R$ 54.875 R$ 27.227
PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$)
R$ 17.632 R$ 17.882 R$ 108.133
TP + TC (média R$)
R$ 14.375 R$ 9.687 R$ 21.740
CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$)
R$ 25.642 R$ 26.062
2009
R$ 70.898
R$ 23.040
R$ 9.797
R$ 14.484
R$ 30.147
R$ 5.012
R$ 4.555
Tabela 21 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUL (tensão inferior a 69 kV)
2010
R$ 78.107
R$ 14.116
R$ 13.866
R$ 24.882
R$ 28.739
R$ 9.013
R$ 22.460
2011
R$ 71.676
R$ 15.888
R$ 16.373
R$ 22.596
R$ 21.407
R$ 9.204
R$ 10.635
Fl. 118 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
Submercado SUL - Custo Total - Nível de Tensão Inferior a 69 kV
R$ 250.000
R$ 200.000
R$ 150.000
R$ 100.000
R$ 50.000
R$ 0
2006
2007
2008
2009
2010
Gráfico 25 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUL (tensão inferior a 69 kV)
2011
Fl. 119 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
NÍVEL DE TENSÃO NÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
Valores
2002
2004
2005
2006
2007
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 251.478 R$ 73.899 R$ 135.317 R$ 172.288 R$ 131.040
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
R$ 53.779 R$ 19.996 R$ 38.765 R$ 55.916 R$ 33.798
R$ 6.922 R$ 25.209 R$ 93.907 R$ 10.545
OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$)
R$ 5.647
PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$)
R$ 74.382 R$ 11.075 R$ 46.096 R$ 49.117 R$ 41.433
PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$)
R$ 47.775 R$ 54.902 R$ 36.955 R$ 29.941 R$ 35.712
TP + TC (média R$)
R$ 64.442
R$ 11.583 R$ 169.366 R$ 43.735
R$ 3.784 R$ 66.872 R$ 64.647
CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$)
R$ 5.452
Tabela 22 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUL (tensão não inferior a 69 kV)
2008
2009
R$ 75.864 R$ 116.009
R$ 32.756 R$ 18.061
R$ 2.408
R$ 22.930 R$ 1.806
R$ 12.841 R$ 92.715
R$ 7.337
R$ 1.019
2010
2011
R$ 48.777 R$ 312.753
R$ 26.323 R$ 12.058
R$ 9.095
R$ 56.845 R$ 158.905
R$ 11.369 R$ 68.485
R$ 100.678
R$ 5.459
R$ 1.082
Fl. 120 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
Submercado SUL - Custo Total - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV
R$ 350.000
R$ 300.000
R$ 250.000
R$ 200.000
R$ 150.000
R$ 100.000
R$ 50.000
R$ 0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Gráfico 26 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUL (tensão não inferior a 69 kV)
Submercado Sudeste
2010
2011
Fl. 121 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
NÍVEL DE TENSÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
Valores
2003
2004
2005
2006
2007
2008
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 27.820 R$ 25.237 R$ 95.303 R$ 127.989 R$ 158.764 R$ 83.968
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
R$ 27.820
R$ 3.464
R$ 46.521 R$ 68.168 R$ 23.160 R$ 41.794
OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$)
R$ 10.999 R$ 14.667 R$ 44.198 R$ 32.499 R$ 10.764
PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$)
R$ 1.924
R$ 14.646 R$ 28.267 R$ 43.835 R$ 15.251
PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$)
R$ 42.586 R$ 43.296 R$ 84.756 R$ 72.275 R$ 27.790
TP + TC (média R$)
R$ 6.824
R$ 17.667 R$ 6.055 R$ 9.250 R$ 13.433
CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$)
R$ 2.022
R$ 1.298 R$ 5.611 R$ 26.803 R$ 4.085
Tabela 23 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUDESTE (tensão inferior a 69 kV)
2009
R$ 60.507
R$ 20.856
R$ 66.743
R$ 7.611
R$ 17.705
R$ 9.436
R$ 3.586
2010
R$ 51.237
R$ 18.320
R$ 15.565
R$ 14.960
R$ 25.877
R$ 6.646
R$ 14.144
2011
R$ 39.539
R$ 14.372
R$ 14.006
R$ 10.132
R$ 18.081
R$ 3.651
R$ 11.571
2012
R$ 17.332
R$ 9.789
R$ 19.065
R$ 10.132
R$ 5.303
R$ 951
R$ 10.978
Fl. 122 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
Submercado SUDESTE - Custo Total - Nível de Tensão Inferior a 69 kV
R$ 180.000
R$ 160.000
R$ 140.000
R$ 120.000
R$ 100.000
R$ 80.000
R$ 60.000
R$ 40.000
R$ 20.000
R$ 0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Gráfico 27 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUDESTE (tensão inferior a 69 kV)
2011
2012
Fl. 123 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
Valores
CUSTO TOTAL (média R$)
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$)
PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$)
PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$)
TP + TC (média R$)
CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$)
NÍVEL DE TENSÃO NÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
2002
2003
2004
2005
2006
2007
R$ 225.041 R$ 520.777 R$ 217.102 R$ 190.392 R$ 202.855 R$ 302.847
R$ 46.132 R$ 40.599 R$ 31.003 R$ 44.607 R$ 53.248 R$ 28.841
R$ 13.640 R$ 784.679 R$ 28.778 R$ 14.224 R$ 104.527 R$ 234.978
R$ 31.763
R$ 6.122
R$ 36.730 R$ 47.315 R$ 51.850 R$ 81.760
R$ 209.775 R$ 163.822 R$ 102.084 R$ 51.735 R$ 45.109 R$ 183.943
R$ 40.012 R$ 344.026 R$ 69.439 R$ 172.344 R$ 102.064 R$ 68.724
R$ 819
R$ 34.775 R$ 26.120 R$ 13.334 R$ 74.238
2008
2009
R$ 87.599 R$ 101.799
R$ 53.223 R$ 7.647
R$ 11.848
R$ 15.844
R$ 13.192 R$ 71.448
R$ 84.999
Tabela 24 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado SUDESTE (tensão não inferior a 69 kV)
2010
R$ 162.723
R$ 43.840
R$ 13.305
R$ 46.386
R$ 102.071
R$ 63.658
2011
2012
R$ 1.504.790 R$ 13.314
R$ 15.450 R$ 13.210
R$ 747.112
R$ 193.592
R$ 903.125
R$ 195.590
R$ 1.253
Fl. 124 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
Submercado SUDESTE - Custo Total - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV
R$ 1.600.000
R$ 1.400.000
R$ 1.200.000
R$ 1.000.000
R$ 800.000
R$ 600.000
R$ 400.000
R$ 200.000
R$ 0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Gráfico 28 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado SUDESTE (tensão não inferior a 69 kV)
Submercado Nordeste
2011
2012
Fl. 125 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
NÍVEL DE TENSÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
Valores
2005
2010
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 96.025 R$ 40.408
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
R$ 50.450 R$ 7.330
OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$)
R$ 21.815
PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$)
R$ 17.333 R$ 6.662
PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$)
R$ 15.983 R$ 18.112
TP + TC (média R$)
R$ 12.258
CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$)
R$ 3.267
2011
R$ 42.591
R$ 12.268
R$ 18.076
R$ 5.703
R$ 6.544
Tabela 25 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORDESTE (tensão inferior a 69 kV)
Fl. 126 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
Submercado NORDESTE - Custo Total - Nível de Tensão Inferior a 69 kV
R$ 120.000
R$ 100.000
R$ 80.000
R$ 60.000
R$ 40.000
R$ 20.000
R$ 0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Gráfico 29 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORDESTE (tensão inferior a 69 kV)
2011
Fl. 127 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
NÍVEL DE TENSÃO NÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
Valores
2005
2006
2007
2008
2009
2010
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 119.074 R$ 219.541 R$ 177.077 R$ 53.504 R$ 20.507 R$ 115.626
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
R$ 49.196 R$ 6.344 R$ 111.518 R$ 11.792 R$ 15.052 R$ 10.460
OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$)
R$ 14.098
R$ 930
PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$)
R$ 2.308 R$ 11.279 R$ 3.044
R$ 26.862
PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$)
R$ 5.606 R$ 35.246 R$ 21.157
R$ 1.824 R$ 25.073
TP + TC (média R$)
R$ 295.828 R$ 38.219 R$ 39.308
R$ 139.466
CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$)
R$ 61.965
R$ 3.139 R$ 2.404 R$ 3.631 R$ 3.387
Tabela 26 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORDESTE (tensão não inferior a 69 kV)
Fl. 128 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
Submercado NORDESTE - Custo Total - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV
R$ 250.000
R$ 200.000
R$ 150.000
R$ 100.000
R$ 50.000
R$ 0
2005
2006
2007
2008
2009
Gráfico 30 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORDESTE (tensão não inferior a 69 kV)
Submercado Norte
2010
Fl. 129 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
NÍVEL DE TENSÃO NÃO INFERIOR A 69 kV (valores atualizados)
Ano
Valores
2003
2004
2005
2007
2011
CUSTO TOTAL (média R$)
R$ 413.359 R$ 278.099 R$ 1.031.173 R$ 205.721 R$ 191.242
MEDIDOR PRINCIPAL + RETAGUARDA (média R$)
R$ 61.747 R$ 104.730 R$ 102.190 R$ 24.442
OBRAS CIVIS E CUSTO GERAL (média R$)
R$ 85.759 R$ 20.613
PAINEL DE MEDIÇÃO (média R$)
R$ 60.031 R$ 14.381
R$ 7.468
PROJETO, INSTALAÇÃO E COMISSIONAMENTO (média R$)
R$ 60.902 R$ 52.857
R$ 8.826 R$ 191.242
TP + TC (média R$)
R$ 205.822
R$ 876.126 R$ 162.947
CANAL DE COMUNICAÇÃO - CUSTO INICIAL (média R$)
R$ 77.474
R$ 2.037
Tabela 27 – Trajetória dos Custos atualizados – Submercado NORTE (tensão não inferior a 69 kV)
Fl. 130 da Nota Técnica no 159/2013-SEM-SRC-SRD/ANEEL, de 12/12/2013
ANEXO II
TRAJETÓRIA DOS CUSTOS ANUAIS ATUALIZADOS - SUBMERCADOS SUL, SUDESTE, NORDESTE E NORTE
Submercado NORTE - Custo Total - Nível de Tensão não Inferior a 69 kV
R$ 1.200.000
R$ 1.000.000
R$ 800.000
R$ 600.000
R$ 400.000
R$ 200.000
R$ 0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Gráfico 31 – Trajetória dos Custos Totais atualizados – Submercado NORTE (tensão não inferior a 69 kV)
2010
2011