Os Princípios Legais que Norteiam o Setor Elétrico Brasileiro

O setor elétrico brasileiro foi oficialmente criado com a publicação do Decreto no 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, que, pela primeira vez, regulamentou os serviços de energia elétrica no país. Anteriormente a esta data, incipientes eram os serviços prestados por empresas privadas, em sua maioria, com praticamente nenhuma regra balizadora. De lá para cá, muito foi feito, e o Brasil pode se orgulhar de ter construído um sistema elétrico de dimensões continentais único no mundo em termos de coordenação de ação entre os seus agentes e no planejamento de sua expansão. Durante os anos da ditadura militar, os desafios associados à viabilização dos investimentos bilionários necessários, em uma época em que os órgãos de fomento internacional ainda não eram suficientemente maduros, levaram a uma grande estatização do setor que começou, em parte, a ser revertida em 1995 com o início da era de privatizações do Governo FHC.

Desde seus primevos anos, o setor elétrico se debateu com questões relacionadas à correta forma de tratamento de seus consumidores e ao nível da qualidade do serviço pretendida frente à remuneração adequada do agente. Assim, já no Decreto 41.019/57 encontra-se o embrião do mais elementar dos princípios legais que regem as ações e decisões dos agentes do setor: o Princípio da Isonomia no Tratamento dos Consumidores. Parafraseando os juristas, tratar com isonomia significa tratar com igualdade os iguais na exata proporção da sua igualdade e com desigualdade os desiguais na mesma proporção de tal desigualdade. No setor elétrico, o conceito da isonomia é aplicável aos consumidores que possuem as mesmas condições técnicas e comerciais em seu atendimento, estas refletidas no nível de tensão de fornecimento e na opção tarifária exercida.

Também é antigo no setor elétrico o Princípio da Modicidade Tarifária que se refere à prestação de um serviço com nível de qualidade adequado ao menor custo possível. Esta discussão remonta aos princípios do cálculo tarifário que culminou com a criação das regras de cálculo pelo custo marginal da expansão no caso das tarifas de distribuição e nas regras de cálculo nodal no caso das tarifas de transmissão e, no presente, com a determinação da metodologia de cálculo por empresas de referência que busca definir uma empresa fictícia de benchmarking para cada concessionária, de sorte a promover a máxima eficiência na operação e a capturar, via redução tarifária, os ganhos de escala para o consumidor.

Entretanto, o terceiro e último princípio legal é mais recente e data do início da era das privatizações do Governo FHC, ou pelo menos este foi o momento em que este se desenvolveu e se estabeleceu como um dos principais mandamentos legais do setor elétrico. O Princípio do Investimento Prudente e Necessário foi estabelecido como forma de assegurar que o planejamento da expansão do setor elétrico ocorreria com a máxima eficiência, sem desperdícios de recursos, dentro de uma lógica de mercado capitalista. Assim, as concessionárias que não observassem este princípio em seus investimentos estavam fadadas a não ter o reconhecimento tarifário compatível, arcando sozinhas com o ônus do seu mau planejamento.

Juntos, os três princípios objetivam um mesmo resultado, a máxima eficiência na operação e no planejamento do sistema elétrico, focando sempre o menor custo para o serviço. Costumo dizer que estes princípios se interrelacionam em um triângulo eqüilátero, onde o Princípio da Isonomia, que homogeniza os critérios de atendimento aos consumidores, e o Princípio do Investimento Prudente e Necessário, que assegura a eficiência no planejamento da expansão, formam as bases do objetivo maior representado pelo Princípio da Modicidade Tarifária.

Filosoficamente belo de se explicar, tais princípios trazem em si uma armadilha. O setor elétrico é, de certa forma, um monopólio natural e deve ser planejado à frente do crescimento populacional e do aumento da carga elétrica atendida, sob pena de racionamentos de energia elétrica e outros gargalos estruturais. Assim, como fazê-lo se o Princípio do Investimento Prudente e Necessário requer que uma demanda seja identificada para que determinado recurso seja alocado e devidamente remunerado. Por outro lado, é justo que toda a comunidade de usuários já atendida arque com os custos de uma expansão sobre áreas de baixa densidade demográfica e, consequentemente, de rentabilidade inferior àquela que seria adequada à remuneração dos investimentos? E o sistema isolado, é justo que grande parte dos consumidores das regiões sul, sudeste, nordeste e parte da centro-oeste arquem, via encargos tarifários, com os elevados custos de uma geração diesel isolada, de baixa eficiência e com grande potencial de desvio de recursos? Estas são questões que vêm sendo debatidas nos últimos anos, mas que permanecem sem uma solução consistente até o momento. Talvez seja hora de acrescentar novos princípios à regulação do setor elétrico, tais como: a desoneração tributária e a justa aplicação dos encargos arrecadados em prol de um melhor serviço e não para compor o superávit primário do Governo Federal.

O Rateio do Pis/Pasep e da Cofins nas Contas de Energia Elétrica

Instituídos ao longo de 1970, o Programa de Integração Social – PIS e o Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PASEP foram unificados em 1976 e têm como finalidade atual financiar o programa do Seguro-Desemprego e o abono aos empregados que recebem até dois salários mínimos mensais. Já a Contribuição Social para Financiamento da Seguridade Social – COFINS, destinada a financiar as despesas das áreas de Saúde, Previdência e Assistência Social, foi instituída em dezembro de 1991. Até janeiro de 1999, as bases de incidência do PIS/PASEP e da COFINS, eram, salvo exceções, a receita bruta das vendas de mercadorias e da prestação de serviços, tendo como alíquota 0,65% para o PIS/PASEP e 2% para a COFINS, calculados sobre as referidas receitas. Posteriormente, as bases de incidências do PIS/PASEP e da COFINS foram ampliadas, passando a abranger, além da receita bruta de vendas e da prestação de serviços, todas as demais receitas auferidas pela pessoa jurídica, independentemente de sua classificação contábil. Nessa mesma ocasião, a alíquota da COFINS foi elevada de 2% para 3%. Novas alterações na legislação destes tributos foram implementadas, em dezembro de 2002 para o PIS/PASEP e em dezembro de 2003 para a COFINS, estabelecendo então o sistema não-cumulativo para o cálculo das contribuições, passando estas a incidir sobre o valor agregado em cada etapa do processo produtivo. Foram, ainda, alteradas as suas respectivas alíquotas de 0,65% para 1,65% no caso do PIS/PASEP e de 3% para 7,6% no caso da COFINS.

A despeito das alterações implementadas em suas respectivas legislações, até 2005 as contribuições para o PIS/PASEP e para a COFINS compunham o cálculo das tarifas de fornecimento de energia elétrica homologadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para as concessionárias, não sendo transparente para o consumidor a cobrança de tal tributo e, tampouco, lhe sendo possibilitada a sua compensação, conforme previsto em sua regra legal. Diante do fato, houve a necessidade de destacar o cálculo das citadas contribuições nas contas de energia emitidas pelas concessionárias contra seus consumidores, expurgando-a do valor homologado para as tarifas de fornecimento, mas acrescentando-a no preço final devido pela energia elétrica consumida. Ocorre que, pela própria natureza da base de incidência do cálculo das contribuições, o valor a ser arrecadado varia mês-a-mês e correlaciona-se ao saldo das operações contábeis de cada concessionária distintamente. Assim, determinar uma regra de repasse ou rateio das contribuições recolhidas aos cofres públicos pelas concessionárias nas contas de energia tornou-se um exercício algébrico de alguma complexidade que, ainda, vem causando desconfortos ao planejamento financeiro de algumas empresas, sobretudo junto àquelas optantes pelo SIMPLES.

A regra de rateio das contribuições para o PIS/PASEP e para a COFINS, estabelecida pela ANEEL, considera que, a partir do saldo das operações de determinado mês contábil utilizado para o cálculo das contribuições pela concessionária, o repasse em conta de energia dar-se-á no segundo mês subseqüente, ou seja, o repasse dos tributos recolhidos em janeiro de determinado ano ocorrerá em março do mesmo ano e, assim, indefinidamente. Neste caso, o percentual destacado na conta de energia não guarda qualquer relação com as alíquotas dos tributos, refletindo apenas o quociente entre o valor do tributo recolhido em determinado período e a receita bruta auferida no mesmo período. Como os tributos em questão devem compor o preço da energia elétrica e a sua própria base de cálculo, a sua inserção se faz através da metodologia de cálculo conhecida como “Desconto por dentro”, de forma similar ao que ocorre com o ICMS. A equação abaixo explicita o cálculo citado.

Alterado com o intuito de tornar a cobrança das contribuições mais justas, o regime tributário não-cumulativo representou a majoração exacerbada da tributação em conta de energia elétrica para a grande maioria dos consumidores, posto que quase triplicou as alíquotas devidas sem qualquer contrapartida em serviços prestados pelo Estado Brasileiro.

As possíveis conseqüências da publicação da Portaria MME 463/2009 no mercado de PCH

Fonte: CERPCH Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas

No dia 04 de dezembro o mercado de PCH foi surpreendido com a publicação da Portaria 463/2009 do Ministério de Minas e Energia (MME), que estabelece a metodologia para o cálculo de garantia física de energia de usinas hidrelétricas não despachadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

Em função da importância do assunto tratado nesta portaria e das conseqüências ao mercado que dela podem advir, o Centro Nacional de Referências em Pequenas Centrais Hidrelétricas - CERPCH, ciente de seu papel de agente disseminador dessa tecnologia no país, por meio do seu Secretário Executivo, Geraldo Lúcio Tiago Filho, vê a necessidade de opinar sobre as conseqüências de tal medida.

É nossa opinião que, embora aprimore o cálculo da Garantia Física, a portaria revê os valores da garantia a cada seis meses que acabará por incorporar efeito hidrológico, o que compromete o princípio do Mecanismo de Realocação de Energia, baseada no compartilhamento do risco hidrológico sistêmico, dentro de série hidrológica de no mínimo 30 anos.

Embora bem intencionada, a publicação de uma portaria com este teor gera instabilidade no mercado de PCH, pois dessa maneira o Produtor Independente de Energia - PIE fica obrigado a produzir a energia elétrica de acordo com a hidrologia mensal verificada, cuja medição deverá apresentar padrões similares aos padrões de medição de energia elétrica.

A portaria do MME adotou integralmente os conceitos da Nota Técnica 062/09-SRG (Aneel), gerando uma preocupação com o futuro do segmento de produção de energia. Vale ressaltar que nesse caso a responsabilidade da fiscalização passa para o MME, indo de encontro com a prerrogativa da agência reguladora.

Segundo os empreendedores do setor, a publicação da portaria 463/2009 foi motivada pela detecção de diversas PCHs que não vêm cumprido com a entrega da energia assegurada ao Sistema. Segundo este estudo, das 94 PCHs fiscalizadas, em torno de 64 delas não vinha cumprindo com o contrato no MRE.

O MME age certo quando procura coibir práticas desonestas, e é justo ao implantar políticas saneadoras ao mercado, à Aneel cabe a fiscalizar o real cumprimento dos acordos, porém neste caso o que se questiona é colocar todos os PIEs sob suspeição de más práticas empresariais.

Há que se perguntar, o que levou as PCHs fiscalizadas pela Aneel a não gerar a energia assegurada: Construção fora das conformidades? Construções ainda a serem concluídas? Problemas operacionais? Quebra de máquinas? Ocorrência de hidrologia abaixo do período crítico? Má fé do empreendedor? Erro no projeto aprovado?

Nos itens que se caracterizam como caso fortuito o empreendedor não deve ser penalizado, no entanto nos casos onde se verificar negligencia por parte do empreendedor de má fé este deve ser penalizado, conforme já previsto nas regras de comercialização e se o MME avaliar poderá inclusive suspender a autorização e reverter o ativo à união.

Outro questionamento que se faz é se um mecanismo de compensação baseado na hidrologia verificada versus produção de energia, conforme preconizado na Portaria 493/2009, poderá ser aplicado indistintamente a todas hidrelétricas?

Está se trocando o estudo hidrológico feito com uma série de 30 anos, por um estudo de base desconhecida, e outro de quatro anos e feito após a construção da central. Como o empreendedor poderá dar garantias aos empréstimos se não há como se manter a energia assegurada por todo período da autorização da central? (a metodologia do estudo não foi disponibilizada para se verificar se as análises estão adequadas às boas praticas de hidrologia).

Por fim, há que se questionar o porquê de tanto rigor com o qual são tratadas as PCHs, já que, em todo o mundo, as PCHs são incentivadas pelos governos? Já não bastam às dificuldades para obtenção da licença ambiental! Agora os empreendimentos de PCHs são surpreendidos por mais dificuldades regulatórias?

Ao contrário do que está acontecendo, deve-se ter mais atenção com as PCHs, visto que as mesmas tem-se tornado um importante agente de desenvolvimento social e econômico, gerador de empregos, uma das poucas tecnologias de energias renováveis, cuja tecnologia é totalmente dominada pela indústria nacional.

Trata-se de energia limpa que deve ser incentivada e não desestimulada com regras draconianas, aonde os bons empresários se vêm nivelados aos de práticas espúrias do mercado.

A Inserção da Geração Termelétrica no Planejamento da Expansão

Argumentamos em uma de nossas publicações anteriores que o futuro do setor elétrico brasileiro está na implantação de unidades de geração distribuída. Localizadas mais próximas dos centros de carga, a presença dessas instalações no Sistema Interligado Brasileiro representa menores investimentos em infraestrutura de transmissão de energia elétrica, bem como em menores perdas ôhmicas nos circuitos elétricos e melhor qualidade no fornecimento de energia elétrica. Quando instaladas nos sistemas de distribuição de energia elétrica (instalações que operam com nível de tensão inferior a 230 kV), tais benefícios são ainda maiores com o alívio de carregamento proporcionado aos sistemas com níveis de tensão superiores à tensão de conexão da instalação de geração de energia elétrica.

Historicamente, a fonte de geração de energia elétrica mais desenvolvida no Brasil foi a exploração de potenciais hidráulicos, exercendo tal fonte uma forte predominância no Sistema Elétrico Brasileiro até os dias atuais. Neste cenário, para assegurar uma maior segurança na disponibilidade de energia elétrica para todos os usuários do sistema, a opção foi a complementação entre sistemas hidrelétricos, onde a situação hidrológica desfavorável em um sistema é compensada pela favorabilidade no sistema complementar. Tal alternativa de planejamento pressupõe duas condições básicas: um sistema robusto de transmissão e um sistema de armazenamento de energia adequado no sistema receptor. No Brasil, a grande complementaridade entre sistemas hidrelétricos encontra-se nos sistemas sul e sudeste. Entretanto, o sistema sul não dispõe de grandes reservatórios e a capacidade de armazenamento relativa do sistema sudeste vem diminuindo a cada ano. Também, os potenciais hidráulicos ainda disponíveis para exploração estão se esgotando, sobretudo na região Sul. Por outro lado, a interligação por longos troncos de transmissão com carregamentos elevados submete o sistema elétrico a riscos de perda de carga e a grandes perturbações, como pôde ser observado no último blecaute envolvendo as linhas da Usina de Itaipú.

Pelo que se percebe acima, a inserção de geração térmica distribuída no sistema elétrico brasileiro torna-se fundamental para a minimização dos riscos de racionamento e para a elevação da confiabilidade do sistema, com a adição de novos pontos de controle da tensão e novas fontes de potência reativa. Neste caso, a complementação entre sistemas hidrelétrico e termelétrico ocorre com a elevação do despacho de geração termelétrica em condições hidrológicas desfavoráveis e com a redução do despacho hidrelétrico.

Entretanto, para um correto planejamento da inserção da geração termelétrica no sistema faz-se necessária a quantificação do montante necessário a partir de um paradigma adequado, este considerando aspectos macroeconômicos de eventuais situações de déficit de energia e os benefícios microeconômicos do aumento da confiabilidade elétrica. Os aspectos ambientais também devem ser considerados para a definição da melhor tecnologia de geração termelétrica, bem como os custos associados à implantação, operação e manutenção de tais centrais, sobretudo no que se refere à disponibilidade do combustível a ser utilizado. Sob estes aspectos, não podemos desprezar a alternativa nuclear, desde que os cuidados necessários sejam tomados com os resíduos radioativos do processo.

A Organização do Setor Elétrico Brasileiro

Para uma melhor compreensão das normas que regem o setor elétrico brasileiro faz-se necessário conhecer os principais atores envolvidos em seu planejamento, operação e controle e a forma como estes interagem entre si.

Assim, considerando que a Constituição Federal promulgada em 1988 estabelece que os serviços relacionados à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são monopólios da União, cabendo à mesma explorá-los diretamente ou a partir da concessão ou autorização a terceiros, o órgão máximo do setor elétrico é a Presidência da República. Entretanto, o estabelecimento das políticas e diretrizes setoriais é de responsabilidade do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, diretamente subordinado ao presidente da república e presidido pelo Ministro das Minas e Energia. Sob a coordenação do Ministério das Minas e Energia - MME, e presidido pelo próprio ministro, temos, ainda, o Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE que tem por atribuições acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia elétrica, gás natural, petróleo e seus derivados, avaliando suas condições de abastecimento, de sorte a identificar dificuldades e obstáculos de caráter técnico, ambiental, comercial, institucional, dentre outros e propor medidas preventivas ou saneadoras que visem a manutenção ou restauração da segurança no abastecimento eletroenergético, encaminhando-as, quando for o caso, ao Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.

A Empresa de Pesquisa Energética – EPE, também vinculada ao MME, foi criada para prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como: energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Funcionando de forma independente, como uma autarquia sob regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal. Além dessas finalidades, compete, ainda, à ANEEL implementar as políticas e diretrizes do governo federal para a exploração da energia elétrica e o aproveitamento dos potenciais hidráulicos, expedindo os atos regulamentares necessários; promover, mediante delegação, com base no plano de outorgas e diretrizes aprovadas pelo Poder Concedente, os procedimentos licitatórios para a contratação de concessionárias e permissionárias de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos; dentre várias outras atribuições.

Para uma melhor gestão do mercado livre da energia elétrica, foi instituída a CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, absorvendo as funções do extinto Mercado Atacadista de Energia – MAE e com a atribuição de apurar o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), utilizado para valorar as transações realizadas no mercado de curto prazo; de realizar a contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados; de promover a liquidação financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo e a realização de leilões de compra e venda de energia no ACR – Ambiente de Contratação Regulada, por delegação da ANEEL.

Por fim, o Operador Nacional do Sistema Elétrico foi criado para operar, supervisionar e controlar a geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN, e administrar a rede básica de transmissão de energia elétrica no Brasil. Tem como objetivo principal, atender os requisitos de carga, otimizar custos e garantir a confiabilidade do sistema, definindo ainda, as condições de acesso à malha de transmissão em alta-tensão do país.

A figura abaixo busca detalhar melhor o interrelacionamento entre as diversas entidades e órgãos da Administração Pública Federal.

PRODIST – A Qualidade da Energia Elétrica

A publicação dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, em 31 de dezembro de 2008, representou um marco na legislação do setor elétrico, no que tange ao serviço de distribuição da energia elétrica. O novo regulamento, além de esclarecer e detalhar questões anteriormente obscuras ou dúbias, incorporou novos conceitos e desafios para os agentes que atuam no setor. As regras para o planejamento da expansão, sua operação, o livre acesso e a qualidade do produto e do serviço, antes distribuídas em diversos atos normativos, foram compiladas e clarificadas em um único documento norteador para todo o setor. Entretanto, o assunto que mais novidades incorporou foi aquele relacionado à qualidade da energia elétrica, abordado em detalhe no módulo 8 do citado regulamento.

Alguns fenômenos elétricos já de conhecimento dos profissionais técnicos atuantes na área, tais como: harmônicos, desequilíbrio e flutuação de tensão, variações de tensão de curta duração e variação de freqüência, foram definitivamente incorporados à legislação que rege o setor, com a expectativa de definição de novos índices de qualidade a serem observados pelas concessionárias de distribuição, geradores e consumidores nos anos vindouros, somando-se estes aos já conhecidos índices de continuidade do fornecimento e de conformidade do nível de tensão em regime permanente.

Obviamente, a melhora da qualidade do produto e do serviço de distribuição traz uma perspectiva positiva, sobretudo, para os consumidores que, cada vez mais, possuem cargas sensíveis aos fenômenos elétricos transitórios. Porém, tal fato também pressupõe um maior nível de exigência da parte das operadoras com relação aos dispositivos de mitigação que deverão ser utilizados pelos usuários de seu sistema quando da efetivação de seu acesso. Em outras palavras, um padrão superior de qualidade requer um maior nível de responsabilidade e de conhecimento técnico de todos os envolvidos, tanto usuários, quanto operadores.

Atualmente, é grande o desconhecimento dos consumidores acerca de suas responsabilidades no acesso aos sistemas de distribuição, tampouco conhecem seus direitos e quando o sabem, pressupõe-no maior do que é de fato. Por ora, os novos índices de qualidade tiveram valores de referência estabelecidos apenas para fins de planejamento elétrico, encontrando-se em período experimental de coleta de dados para, só então, serem definidos regulatoriamente os valores que deverão ser observados por todos os agentes.

O setor elétrico brasileiro encontra-se, neste momento, em um ponto de inflexão. Assegurar a oferta da energia elétrica necessária a uma condição de crescimento sustentável de 4,5% a.a. do PIB – Produto Interno Brasileiro, nas atuais condições de consumo elétrico, requererá a adição de 3.500 MW à potência instalada de geração a cada ano, ou seja, será necessária a construção de uma nova Itaipú a cada 3 anos, com investimentos diretos estimados superiores a US$ 5 bilhões ao ano apenas em geração, sem considerar a necessidade de investimentos para a expansão das linhas de transmissão e de distribuição. Logo, mais do que nunca, a adoção de práticas de conservação e eficiência energética, associadas a um sistema de gestão eficiente da energia se faz necessária, bem como a profissionalização da gestão desse insumo nas empresas. O cumprimento de índices de qualidade do produto e do serviço cada vez mais rigorosos é apenas o primeiro passo.

PRODIST: O Acesso aos Sistemas de Distribuição

Depois de vários anos de discussão, finalmente, em 31 de dezembro de 2008, foi publicado o PRODIST - Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, regulamento aguardado com ansiedade pelas concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica que normatiza e padroniza as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição, tendo por principais objetivos:

a) garantir que os sistemas de distribuição operem com segurança, eficiência, qualidade e confiabilidade;

b) propiciar o acesso aos sistemas de distribuição, assegurando tratamento não discriminatório entre agentes;

c) disciplinar os procedimentos técnicos para as atividades relacionadas ao planejamento da expansão, à operação dos sistemas de distribuição, à medição e à qualidade da energia elétrica;

d) estabelecer requisitos para os intercâmbios de informações entre os agentes setoriais;

e) assegurar o fluxo de informações adequadas à ANEEL;

f) disciplinar os requisitos técnicos na interface com a Rede Básica, complementando de forma harmônica os Procedimentos de Rede.

O PRODIST tem como característica básica ser uma compilação dos diversos regulamentos aplicáveis à distribuição de energia elétrica, propiciando esclarecimentos em questões antes obscuras e complementando pontos anteriormente não abordados, sem, porém, substituir os atos legais nos quais se baseou. Assim, não é possível interpretar corretamente as determinações do PRODIST sem antes analisá-las no bojo do arcabouço regulatório que lhe deu origem.

Dentre os oito módulos que compõem o regulamento, o módulo 3, que trata do acesso ao sistema de distribuição, é aquele que maior interesse trará aos consumidores e geradores atendidos pelos sistemas de distribuição, posto que estabelece prazos e critérios de análise e projeto, bem como os direitos e as responsabilidades tanto para o acessante, quanto para a distribuidora acessada. Em síntese, este módulo estabelece que a acessada deve assegurar, de forma não-discriminatória, o acesso de todos os interessados ao seu sistema de distribuição, estabelecendo as obras de reforço e de extensão necessárias, para tanto, sob a ótica do menor custo global, enquanto que, o acessante, deve cumprir com a normatização técnica vigente e com as normas e padrões da acessada aplicáveis ao seu acesso, bem como não prejudicar a flexibilidade de manobras no sistema de distribuição, a segurança das instalações acessadas e de terceiros e os índices e padrões de qualidade requeridos para o produto e para o serviço.

O módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição estabelece quatro etapas para a análise e resposta das consultas e solicitações de acesso ao sistema de distribuição, todas de cumprimento compulsório no caso do acessante gerador que dependa de autorização ou concessão da ANEEL. No caso do acessante consumidor e do gerador que dependa apenas de registro junto à ANEEL, as duas primeiras etapas são opcionais. São elas:

1.  Consulta de Acesso: formulada pelo acessante à acessada com o objetivo de obter informações técnicas que subsidiem os estudos pertinentes ao acesso, sendo facultada ao acessante a indicação de um ponto de conexão de interesse.
2. Informação de Acesso: resposta formal e obrigatória da acessada à consulta de acesso, sem ônus para o acessante, com o objetivo de fornecer informações sobre o acesso pretendido.
3. Solicitação de Acesso: requerimento formulado pelo acessante que, uma vez entregue à acessada, implica na prioridade de atendimento, de acordo com a ordem cronológica de protocolo.
4. Parecer de Acesso: documento formal obrigatório apresentado pela acessada, sem ônus para o acessante, onde são informadas as condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a conexão das instalações do acessante, com os respectivos prazos.

Cada uma das etapas acima tem prazos definidos a serem observados pelos envolvidos. A figura abaixo apresenta o fluxograma do processo com os prazos de cada etapa:

A inobservância por parte do acessante dos prazos previstos para a celebração dos contratos e, no caso do acessante gerador, para a solicitação da autorização junto à ANEEL e do acesso junto à acessada, desobrigará a acessada de assegurar as condições técnicas e econômicas da solução de acesso proposta.

Geração Distribuída: O futuro do Sistema Elétrico Brasileiro

O Sistema Elétrico Interligado Nacional – SIN teve seu desenvolvimento planejado após a 2ª Grande Guerra, durante as décadas do “Milagre Econômico”, em razão da necessidade percebida pelas autoridades públicas de prover a eletricidade requerida pelos grandes centros urbanos que se formavam, bem como pelas novas indústrias que se instalavam no país nesta época de transição de uma economia rural para industrial. As características básicas do modelo de sistema implementado são a exploração de grandes potenciais hidroenergéticos para a geração de energia elétrica, esta ocorrendo à despeito dos grandes impactos ambientais verificados, e a transmissão da energia elétrica, assim gerada, por grandes distâncias, uma vez que estes potenciais se situavam em pontos distantes dos grandes centros urbanos. Assim, surgiram as grandes linhas de transmissão em tensões de até 500 kV no país. Neste período, em função de suas dimensões continentais e da exploração de grandes potenciais hidráulicos, o Brasil tornou-se uma referência mundial no assunto, exportando sua expertise para outros países.

Entretanto, parafraseando os gurus da economia: “- os recursos são escassos”. O modelo elétrico desenvolvido em outros tempos já começa a demonstrar sinais de exaustão. Os grandes potenciais hidráulicos, ainda a serem explorados, situam-se, em sua maioria, nas regiões amazônica e pantaneira, em rios de reduzida declividade, o que requer, portanto, o alagamento de vastas extensões de terra, potencializando, assim, o impacto ambiental. Ademais, a construção das linhas de transmissão para o transporte da energia elétrica gerada até os centros urbanos mais próximos implica na necessidade da erradicação de extensas faixas de floresta tropical, o que encarece a sua implantação, sem falar no prejuízo causado à biodiversidade. Nos tempos atuais de radicalismo ecológico, estes são projetos de custo muito elevado e de difícil aceitação pela população atingida e favorecida.

Sendo assim, o que nos sobra é buscar novas formas de aproveitamento a serem explorados. De um lado, necessitamos obter uma maior eficiência no consumo da energia elétrica e, do outro, utilizar todos os recursos disponíveis para gerar a energia elétrica o mais próximo possível da carga a ser suprida. Este conceito já é, amplamente, aplicado na Europa e está iniciando nos EUA. Nestes locais, prédios comerciais já são construídos com recobrimento de placas de células fotoelétricas, gerando parte da energia elétrica de que necessitam. Na Alemanha, é comum no entorno das cidades os pequenos proprietários rurais possuírem um ou mais aerogeradores elétricos para suprirem as suas necessidades e venderem o excedente de energia gerada para a rede da concessionária.

No Brasil, este novo conceito de geração distribuída começa-se a firmar. Inicialmente, com a implantação de algumas centrais termelétricas próximas dos grandes centros urbanos e de centrais eólielétricas em regiões próximas ao mar. A vantagem deste novo conceito é a redução do impacto ambiental causado, bem como a mitigação dos custos associados à transmissão da energia elétrica gerada, uma vez que estas centrais já se situam próximas aos pontos de consumo. Este novo modelo, entretanto, traz alguns desafios ao planejamento e à operação do SIN, que se torna cada vez mais complexa. Por outro lado, a legislação aplicável requer alguns ajustes para se adequar às novas situações que surgirão da aplicação deste conceito, mas o primeiro passo nesse sentido já foi dado, o PRODIST – Procedimentos da Distribuição já prevê a interligação de unidades de geração em tensões secundárias de distribuição, em regime de operação com paralelismo permanente.

Aneel premia distribuidoras de energia melhor avaliadas pelos consumidores em 2009

Fonte: ANEEL

O Prêmio Índice Aneel de Satisfação do Consumidor (Iasc) foi concedido hoje (25/11) na sede da Aneel, em Brasília, às distribuidoras de energia elétrica melhor avaliadas por consumidores residenciais pelos serviços prestados nesse ano. As empresas vencedoras recebem troféu, certificado e o Selo Iasc, que identifica o reconhecimento dos consumidores pelo seu desempenho. O Prêmio é concedido anualmente, desde 2002, para incentivar a melhoria do serviço de distribuição no país.

A premiação é dividida em nove categorias: o Iasc Brasil, que premia a empresa com melhor desempenho do país; o Iasc de maior crescimento percentual em 2009, em comparação a 2008; e o Iasc regional, que abrange sete categorias separadas por região e por número de consumidores atendidos. Os critérios adotados pela metodologia permitem comparar as empresas com perfil semelhante.

As concessionárias vencedoras poderão aplicar o Selo Iasc nas contas de luz, no material institucional e nas demais peças de comunicação empresarial de acordo com regras previstas no regulamento da premiação.

O Índice médio nacional foi 66,74, o maior valor nos dez anos de pesquisa. É importante lembrar que a pesquisa é realizada desde 2000, entretanto, a premiação foi instituída dois anos depois. Confira a seguir a relação das vencedoras em cada categoria. Mais informações sobre o desempenho de cada uma das 63 concessionárias podem ser obtidas no relatório geral e nos relatórios individuais do Iasc 2009 que estarão disponíveis nos próximos dias na página eletrônica da Agência (www.aneel.gov.br), no perfil "&&Informações Técnicas", no link "&distribuição de energia elétrica/IASC".

Prêmio Iasc Brasil 2009

A vencedora do Prêmio Iasc Brasil 2009 foi a concessionária Hidroelétrica Panambi S/A (Hidropan), que apresentou a melhor avaliação dos consumidores entre as 63 distribuidoras de todo o País. O Iasc 2009 da distribuidora foi de 84,46, acima da média nacional (66,74). A empresa atende cerca de 14,2 mil unidades consumidoras nos municípios Panambi e Condor, no Rio Grande do Sul. Com o resultado, a Hidropan torna-se a referência nacional (benchmark) até a realização de nova pesquisa Iasc.

Prêmio Empresa de Maior Crescimento Iasc

A vencedora desta categoria - que premiou a empresa que obteve em 2009 o maior crescimento de seu índice de satisfação em relação a 2008 foi a Companhia Energética do Maranhão (Cemar). O Iasc da empresa cresceu 43,32%, passando de 48,08, em 2008, para 68,91 em 2009. A concessionária atende cerca de 1,5 milhão de unidades consumidoras em 217 municípios maranhenses. Todas as distribuidoras do País concorreram neste grupo.

Prêmio Iasc Região Norte

A Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins (Celtins) foi a vencedora desta categoria com o índice de 63,37. O índice médio da região foi de 52,18. A distribuidora atende 395.4 mil unidades consumidoras 139 municípios de Tocantins. Concorrem nessa categoria oito empresas.

Prêmio Iasc Região Nordeste

A concessionária que obteve maior índice de satisfação na região Nordeste foi a Companhia Energética do Ceará (Coelce), com Iasc de 78,98. O índice médio regional foi de 66,89. A concessionária distribui energia elétrica para cerca de 2,6 milhões unidades consumidoras em 184 municípios do Ceará. A região Nordeste abrange 11 distribuidoras de energia.

Prêmio Iasc Região Centro-Oeste

(Acima de 30 mil unidades consumidoras)

A vencedora do prêmio Iasc na região Centro-Oeste foi a CEB Distribuição S/A, empresa responsável pelo atendimento de xx mil unidades consumidoras no Distrito Federal. O índice da empresa foi 70,33. O índice médio da região Centro-Oeste foi 64,25. O grupo é formado por quatro concessionárias que atendem unidades consumidoras na região.

Prêmio Iasc Região Sul

(Acima de 400 mil unidades consumidoras)

A empresa premiada nesta categoria foi Celesc Distribuição S/A (Celesc), com Iasc de 75,98. O índice médio regional foi de 71,27. A concessionária atende 2,2 milhões de unidades consumidoras em 260 municípios em Santa Catarina e um no Paraná. Esse grupo engloba cinco concessionárias que atendem mais de 400 mil unidades consumidoras na região Sul.

Prêmio Iasc Região Sudeste

(Acima de 400 mil unidades consumidoras)

A vencedora do Prêmio Iasc na Região Sudeste foi a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo). A concessionária atende 5,8 milhões de unidades consumidoras em 24 municípios da região metropolitana de São Paulo. O Iasc da empresa ficou em 71,51. A média da Região nesta categoria foi de 67,54. Esse grupo engloba as nove concessionárias que atendem mais de 400 mil unidades consumidoras na Região.

Prêmio Iasc Regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste

(Até 30 mil unidades consumidoras)

A empresa Hidroelétrica Panambi S/A (Hidropan), a concessionária mais bem avaliada pelos consumidores em 2009, também levou o prêmio nesta categoria com índice de 84,46. A média do grupo foi 75,36. A empresa fornece energia para cerca de 14,2 mil unidades consumidoras nos municípios gaúchos Panambi e Condor. O grupo reúne as 12 distribuidoras dessas três regiões que atendem mercado de até 30 mil unidades consumidoras.

Prêmio Iasc Regiões Sul/Sudeste

(Acima de 30 mil e até 400 mil unidades consumidoras)

A vencedora deste grupo foi a distribuidora Companhia Luz e Força Mococa (CLFM), que atende 38,5 mil unidades consumidoras em um município em São Paulo (Mococa) e três municípios em Minas Gerais. A empresa obteve índice de 77,26. A média do grupo foi de 67,39. Este grupo abriga as 14 concessionárias com áreas de concessão localizadas nas duas regiões, e que atendem entre 30 mil e 400 mil unidades consumidoras.