CONTRIBUIÇÕES À CONSULTA PÚBLICA CP Nº 18/2014

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1 CONTRIBUIÇÕES À CONSULTA PÚBLICA CP Nº 18/2014 Revisão da Regulamentação sobre a Qualidade do Produto no Sistema de Distribuição de Energia Elétrica (Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST) Brasília Março/2015 1

2 I. OBJETIVO 1. Por meio do presente documento a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE, apresenta suas contribuições à proposta da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL no que se refere à Consulta Pública nº 18/2014, com vistas a obter subsídios à revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição PRODIST, para a regulamentação dos fenômenos: desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de tensão e variações de tensão de curta duração. 2. Para elaboração das contribuições o trabalho foi desenvolvido em duas etapas. Na primeira, um grupo de especialistas das associadas fez uma revisão conceitual e científica dos fenômenos, parâmetros e valores de referência relativos à conformidade de tensão em regime permanente e às perturbações na forma de onda de tensão, avaliando os impactos das propostas da ANEEL no ambiente de operação das empresas e no relacionamento com o mercado, atentando para a necessidade de uma evolução do tema no setor elétrico brasileiro. Posteriormente as conclusões deste grupo foi apresentada para todas as associadas, possibilitando assim uma discussão mais aprofundada por todas as distribuidoras. 2

3 II. PONTOS DE RELEVÂNCIA AVALIADOS NAS CONTRIBUIÇÕES 3. Primeiramente, reconhece-se o mérito da ANEEL na abertura da Consulta Pública em tela, cujo objetivo é avançar na regulamentação dos fenômenos da Qualidade do Produto no contexto das distribuidoras de energia elétrica. O referido avanço é louvável, necessário e traz benefícios à sociedade, entretanto, deve ocorrer com parcimônia, observando a atual conjuntura do setor elétrico brasileiro e o necessário equilíbrio das responsabilidades atribuídas aos diversos agentes envolvidos no tema. II.1 CENÁRIO ATUAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO 4. É oportuno salientar o turbulento cenário que está sendo vivenciado pelo setor elétrico brasileiro, com risco de racionamento de energia elétrica resultante, principalmente, do baixíssimo nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas e a recente realização das Revisões Tarifárias Extraordinárias pela ANEEL, com significativa elevação das tarifas de fornecimento de energia elétrica e introdução de dificuldades nos processos técnicos e comerciais com interface nos nossos consumidores. 5. Ante este contexto, além de cumprir com seus deveres e responsabilidades rotineiras, as concessionárias de energia elétrica têm vivenciado desafios diários para fins de manutenção da qualidade do serviço prestado e dos investimentos, fazendo-se necessária a disponibilização de equipes e o direcionamento de ações voltadas para a garantia do fornecimento de energia aos consumidores. 6. Para fins de ilustração do cenário em curso, pode-se citar a Portaria MME nº 44, de 11 de março de 2015, publicada com vistas ao incentivo à geração própria de unidades consumidoras de Média e Alta Tensão, objetivando a realização de 3

4 chamada pública para aquisição de energia elétrica gerada, que poderão trazer distúrbios na rede da distribuidora. 7. A preocupação e pró-atividade da Agência, em criar ambiente propício para o aperfeiçoamento da regulamentação que trata da qualidade do produto, é compreensível. Todavia, o avanço no tema deve se dar de forma paulatina, equilibrada e com ações corretas e devidamente espaçadas no tempo, sob risco de não se conseguir atingir os objetivos enunciados e causar um desequilíbrio econômico-financeiro às distribuidoras de energia elétrica e frustração das expectativas dos agentes setoriais. 8. Destaca-se que mesmo no atual cenário e apesar dos desafios elencados, as distribuidoras tem todo o interesse em fazer avançar o regramento aplicável a qualidade do produto, buscando cada vez mais aprimorar o serviço prestado aos seus consumidores. As contribuições aqui aportadas procurarão indicar ao Regulador um caminho para a concretização de objetivos que, entendemos, são comuns. II.2. COMPETIÇÃO DE INVESTIMENTOS 9. Importante destacar que faz-se necessário obter uma regulamentação que considere o equilíbrio entre as ações para melhoria da qualidade do produto e os inúmeros deveres e obrigações que as concessionárias de energia elétrica já possuem, no que tange à qualidade do serviço, perdas de energia e universalização do atendimento. 10. É fato que diversas distribuidoras do país, considerando as determinações contidas na regulamentação setorial e nos Contratos de Concesão, têm trabalhado intensamente com vistas à melhoria na qualidade do fornecimento de energia, se munido de várias ferramentas como sistemas eficientes, treinamento de equipes, 4

5 gestão, além de diversos equipamentos inovadores utilizados tanto nos processos de atendimento das ocorrências emergenciais (como smartphones) quanto nas redes de distribuição (redes inteligentes). 11. Há de se ter cautela, inclusive, para que as ações tomadas para a melhoria da qualidade do serviço não sejam consideradas como maléficas e contraproducentes, quando se desejar tratar do tema qualidade do produto. Este impasse foi notado na proposta apresentada para o acompanhamento das VTCDs, pois, quando da estratificação dos eventos, verificou-se que os fatores de ponderação mais impactantes no indicador deste fenômeno ocorrem na região de atuação de religadores, equipamentos amplamente utilizados para a garantia da qualidade do serviço. O tema é abordado no item do Relatório Técnico 2, conforme trecho abaixo transcrito. Destaca-se que a quantificação das variações de tensão de curta-duração se apresentaria como mecanismo eficaz para a aferição da qualidade física das redes de distribuição, uma vez que o registro dessas variações permite a quantificação dos defeitos ocorridos nas redes elétricas que não foram quantificados pelos indicadores da qualidade do serviço em função de religamentos com sucesso durante essas ocorrências. 12. Salienta-se, pois, a partir desse exemplo, os desafios enfrentados rotineiramente pelas distribuidoras, bem como, as diferenças ainda existentes quanto ao nível de qualidade entregue aos consumidores finais nas mais diferentes regiões do país, ainda que da existência de regulamentação madura e consolidada. Por esta razão, o direcionamento dos investimentos e das ações de melhoria da qualidade do produto deve ser muito bem definido pela Agência. II.3. TRADE-OFF EFICIENCIA ENERGÉTICA E QUALIDADE DO PRODUTO 13. A intensificação do uso das cargas não-lineares possui estreita relação com a percepção dos impactos ocasionados pelos fenômenos da qualidade do produto nas 5

6 redes de distribuição. Estas cargas, anteriormente de uso predominante pelas indústrias apenas, hoje permeiam o ambiente doméstico e industrial, além de se fazerem cada vez mais presentes na composição das próprias redes de distribuição. 14. Ao tempo em que o crescimento deste tipo de carga e consequente modernização dos equipamentos eletrônicos ocasionaram - e certamente ainda ocasionarão - diversos avanços na eficiência energética e no padrão de vida da sociedade em geral, a crescente presença destes itens na rede de distribuição agrava a proliferação dos fenômenos da qualidade do produto e seus consequentes impactos. II.3. DA CORRETA DIVISÃO DE RESPONSABILIDADES ENTRE OS AGENTES 15. Por força do contrato de concessão, a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica deve se pautar em tecnologia adequada e no emprego de materiais, equipamentos, instalações e métodos operativos que, atendidas as normas técnicas brasileiras, garantam níveis de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia no atendimento e modicidade das tarifas. 16. Contudo, a adoção de soluções técnicas apropriadas, a realização de investimentos prudentes e a observação de custos operacionais eficientes são premissas que também devem ser observadas. Essa correlação de fatores é que nos leva a apontar para o fato que existem ações associadas à qualidade do produto que devem ser tomadas exclusivamente pelos consumidores atendidos pelas concessionárias, dentro de suas instalações elétricas, de forma a garantir uma adequação da utilização da energia elétrica e uma otimização dos recursos empregados pela sociedade. 6

7 17. Não é adequado considerar a possibilidade de que uma distribuidora tenha que construir um novo alimentador expresso, redundante às instalações existentes, para cumprimento de limites regulatórios específicos para determinado tipo de consumidor, alternativamente a possibilidade de obtenção dos mesmos resultados de melhoria da qualidade do produto a partir da simples adequação interna das instalações elétricas de sua propriedade. 18. Uma grande preocupação das distribuidoras diz respeito à possibilidade da regulamentação incentivar, indevidamente e ainda mais, uma judicialização do tema qualidade do produto no país. As distribuidoras, atualmente, respondem por vários questionamentos realizados por grandes consumidores que registram perdas em seus processos produtivos. A regulamentação deve prover meios para que esse tipo de impasse entre as partes seja resolvido. 19. É necessário recordar, ao se iniciar a presente discussão, que as Notas Técnicas nº 004/2007-SRD/ANEEL, de 29 de janeiro de 2007 e nº 023/2007- SRD/ANEEL, de 23 de maio de 2007, que trataram da criação da Súmula ANEEL nº 004, e a Nota Técnica nº 0104/2007-SRD/ANEEL, de 26 de novembro de 2007, que tratou da revisão da Resolução Normativa nº 61/2004, fundamentam o disposto no art. 3º, 1º, que se transformou no art. 203 da Resolução Normativa nº 414/2010, com base nos seguintes argumentos: os dispositivos de proteção de tensão só têm eficácia no nível de tensão onde são colocados, impossibilitando que um dispositivo de proteção de tensão instalado no lado primário de um transformador proteja também o lado secundário do mesmo. Deste modo, em cada nível de tensão deverá haver dispositivos apropriados para proteção contra surtos de tensão. 49. Assim, não há como a concessionária de distribuição proteger o nível de tensão secundário daquele consumidor que realiza a transformação própria de tensão, cabendo a este último proteger suas instalações seguindo as normas técnicas brasileiras aplicáveis. 7

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9 III. ANÁLISE DAS PROPOSTAS DA CP Nº 18/2014 E APRIMORAMENTOS PROPOSTOS 20. Acredita-se que, para o alcance do almejado aperfeiçoamento da regulamentação e para logro dos benefícios dele advindos, é imprescindível a reavaliação das propostas apresentadas pela Consultoria UFU-FAU e SRD/ANEEL e espaçamento das ações de avanço no tema ao longo do tempo. III.1. ACOMPANHAMENTO DA QP NA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 21. No que se refere ao acompanhamento da qualidade do produto na distribuição de energia elétrica, foram apresentadas 03 (três) opções pela Consultoria UFU-FAU: (i) campanha de medição; (ii) realização de medições permanentes; e (iii) aumento dos parâmetros medidos na medição amostral de nível de tensão em regime permanente de forma a contemplar os parâmetros da qualidade da energia elétrica. 22. Após análises apresentadas nos relatórios técnicos, a Consultoria propôs que, para os fenômenos Distorções Harmônicas, Desequilíbrio de Tensão e Flutuações de Tensão, o acompanhamento seja feito por meio das medições amostrais e as medições permanentes. Para o acompanhamento do fenômeno VTCDs, a proposta é que, além do acompanhamento do fenômeno por meio das medições amostrais e medições permanentes, seja estabelecido um processo para a Gestão das Reclamações associadas à VTCDs para os consumidores de média e alta tensão (medições eventuais). 23. Acreditamos que, diante da distinta percepção dos impactos dos fenômenos da qualidade do produto pelos diferentes tipos de consumidores, principalmente dentre aqueles conectados em alta, média e baixa tensão, é possível que a regulamentação avance de forma gradativa. Isso porque, na maioria das vezes, um 9

10 mesmo distúrbio causado no sistema elétrico relativo aos fenômenos da QP que causa danos à consumidores de alta tensão, nem mesmo é notado ou causa impactos nos demais consumidores. 24. Diante das considerações previamente apresentadas, propõe-se que sejam inicialmente priorizadas as ações de acompanhamento da qualidade do produto nas regiões mais sensíveis aos impactos ocasionados pelos fenômenos (alta tensão), reformulando a metodologia de acompanhamento proposta, conforme abordado nos próximos tópicos. Posteriormente, uma vez consolidado o marco regulatório para a alta tensão e tendo sido colhidas experiências suficientes sobre o tema, os aprimoramentos poderiam cotejar a média e baixa tensão. 25. Da mesma forma que a Consultoria, as distribuidoras também se manifestam desfavorávelmente à realização de uma (i) campanha de medição, isso porque, além do operacional das ações em campo e dos significativos custos de instalação, retirada e gestão dos medidores e medições, o resultado deste processo traz um diagnóstico estático das redes de distribuição, que em pouco tempo terá confiabilidade comprometida. Qualquer novo acessante ou alteração no sistema de distribuição da região tornariam os resultados colhidos obsoletos. 26. Quanto à (ii) realização de medições permanentes, acreditamos que a instalação destes medidores nos principais pontos da rede de distribuição é a ação mais pertinente e que trará maior avanço no tema. Mesmo ocorrendo de forma gradual, equilibrando recursos e prazos para a conclusão dos trabalhos, essa medida é que possibilitaria um real avanço na discussão do tema no país. 27. Entretanto, em detrimento da instalação destas medições em todos os barramentos de alta e média tensão das SEDs com potência instalada maior ou igual a 25MVA, propomos que estes equipamentos sejam instalados em SEDs escolhidas 10

11 pelas próprias distribuidoras e de forma escalonada, a partir do estabelecimento de um cronograma de implantação destas medições por parte de cada uma delas. 28. Neste sentido, o ANEXO I apresenta um modelo simplificado para o referido cronograma de implantação de medições da qualidade da energia nas concessionárias a ser discutido com o Regulador, instituindo, portanto, uma meta de número de medições a serem instaladas em um período de tempo definido. Lembramos que o ideal é uma avaliação individualizada, por distribuidora, dos avanços físicos nesse cronograma de instalação dos medidores de qualidade de energia, além de uma análise da possibilidade enquadramento dessa proposta no âmbito de um P&D Estratégico da ANEEL, como discutiremos mais à frente. 29. A instalação dos medidores de forma franqueada é importante, pois possibilitará a definição das SEDs mais representativas pelas próprias distribuidoras e a implantação das medições nas SEDs que estão sendo construídas. Além disso, diversas distribuidoras não possuem suas concessões bem representadas pelas SEDs com potência instalada maior ou igual a 25MVA. 30. O estabelecimento deste cronograma propiciará a instalação destes equipamentos de forma escalonada e atenta à disponibilidade destes no mercado, assim como aos laboratórios acreditados para realização das necessárias calibrações. Como as distribuidoras terão a possibilidade de escolher as SEDs para instalação dos medidores, acredita-se que, apesar de uma priorização da alta tensão, será possível ir se obtendo aos poucos dados da qualidade do produto para a média tensão, contribuindo para a constituição de um banco de dados da qualidade do produto no Brasil. 31. Ou seja, a instalação desses equipamentos pelas distribuidoras, ao longo do tempo, permitira a constituição de uma base de dados da qualidade da energia em 11

12 diferentes níveis de tensão (inclusive MT), à medida que as SEDs escolhidas pelas distribuidoras forem recebendo os equipamentos. É nosso entendimento que diferentemente do que se apresenta na atual proposta de aprimoramento, apenas a partir de uma base de dados coletados de um sistema de medição permanente seria possível avançar em termos de valores de referência/indicadores da qualidade do produto no país. 32. No que se refere ao (iii) aumento dos parâmetros medidos na medição amostral, temos posição contrária a estas medições sistêmicas. Isso porque, os custos envolvidos são bastante significativos, abrangendo a aquisição de novos medidores de QEE, que inclusive necessitam de uma maior rigidez em relação aos instalados nas subestações, mas principalmente relacionados à capacitação e treinamento dos profissionais envolvidos (parametrização dos equipamentos e extração das medições). Temos ainda que, em última instância, as medições amostrais podem ser comparadas às medições resultantes de uma campanha de medidas, apresentando diagnósticos estáticos da rede. 33. Logo, a nossa proposta trata do avanço no tema por meio da realização de medições permanentes nas SEDs franqueadas pelas distribuidoras, de forma escalonada e seguindo um cronograma previamente definido e aprovado pela ANEEL, permitindo que as concessionárias possam melhor se planejar quanto aos investimentos necessários, ao tempo que possibilitará o conhecimento do nível de QEE nas diferentes concessões. O avanço gradual e escalonamento de ações também está fundamentado na necessidade de se atentar à disponibilidade dos medidores de QEE no mercado e a escassez de laboratórios acreditados para fins de aprovação e calibração destes equipamentos. 34. Entende-se que esta proposta garantirá um tempo de maturação e trará uma evolução gradual e equilibrada do tema no setor de distribuição e, em um 12

13 próximo passo, à medida que o regulamento estiver consolidado, outras formas de acompanhamento e análise da QEE inevitavelmente serão propostos e implementados. 35. Ressalta-se que, na Nota Técnica nº 0105/2014 SRD/ANEEL, em seu parágrafo 99, a Superintendência questiona se o caminho supracitado não seria o mais pertinente. 99. O mesmo deve ser considerado sobre o uso da medição amostral. Se por um lado há o ganho da mão de obra para instalar e gerir os medidores, por outro lado os equipamentos serão instalados nos pontos de conexão das unidades consumidoras, o que exige uma maior robustez em relação aos instalados nas subestações. Talvez, nesse primeiro momento, a medição apenas nas subestações mais importantes da distribuidora já forneça um indicativo do nível da QEE na concessão. À medida que o regulamento estiver consolidado, outras formas de análise da qualidade na rede podem ser propostas, inclusive os apresentados pela Consultoria. 36. Portanto, sobre as propostas de acompanhamento dos fenômenos da qualidade do produto, em defesa de aprimoramentos regulatórios introduzidos de forma gradual e parcimoniosa, concedendo as distribuidoras um tempo de adequação e direcionamento de investimentos, discordamos da criação de processo de Gestão das Reclamações associadas às VTCDs para consumidores de média e alta tensão (medições eventuais). 37. Quanto aos indicadores propostos para o acompanhamento das VTCDs, apesar da metodologia apresentada parecer adequada do ponto de vista técnico e comercial, entendemos ser necessária a constituição de uma base de dados de medições de QEE que represente bem o país em momento anterior à construção deste indicador. Não nos é possível referendar uma nova proposta metodológica, com altíssimo impacto no relacionamento comercial com os consumidores de MT/AT, a partir de dados disponíveis para um conjunto ínfimo de distribuidoras. 13

14 38. Ademais, somos contrários ao período de medição do fenômeno VTCD proposto (30 dias). Este período não parece adequado frente à dinâmica dos sistemas de distribuição, não sendo suficiente para verificar a sazonalidade. 39. Ainda neste tema, solicitam-se maiores esclarecimentos quanto às classes de sensibilidade propostas e dos fatores de ponderação atribuídos a cada uma destas classes, pois apesar das informações prestadas nos relatórios técnicos, não foram apresentadas de forma clara os critérios utilizados para a estratificação e origem dos fatores de ponderação propostos. III.2. DEFINIÇÃO DE LIMITES PARA OS INDICADORES DOS FENÔMENOS DA QP 40. No que se refere ao estabelecimento de limites para os indicadores de desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de tensão e VTCDs, somos contrários a este avanço neste momento. Isso porque, não há base de dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, o que impossibilita a definição de valores fidedignos e aderentes à realidade destas concessões. Defendemos, portanto, a manutenção dos valores de referência vigentes até que a regulamentação e os agentes envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal definição. 41. Ademais, solicitam-se maiores esclarecimentos quanto à metodologia adotada pela Consultoria para fins de elaboração da proposta de limites para os indicadores. Ainda que tenha sido informado pela Superintendência, no parágrafo 74 da Nota Técnica nº 0105/2014 SRD/ANEEL, que a referida proposta está baseada na correlação entre o desempenho de equipamentos sob a ação de suprimentos não ideais e que maiores detalhes se encontram no Relatório Técnico 4, estes esclarecimentos não foram considerados suficientes para maiores análises. Em se tratando especificamente do indicador proposto para o acompanhamento das VTCDs e suas particularidades, solicita-se esclarecimento quanto à origem do 14

15 número máximo de eventos por classe proposto e dos fatores de ponderação definidos para cada uma das classes de sensibilidade, valores estes que definem os limites deste fenômeno (fator de impacto base). 42. Apesar da constatação da Agência de que várias distribuidoras já vêm realizando medição dos fenômenos relacionados à qualidade do produto, estas medições ainda são consideradas extremamente pontuais dentre as diversas concessões existentes no país, não representando as regionalidades, sazonalidades e características sistêmicas de cada concessão. 43. Logo, ainda que a Consultoria, ao analisar a consistência dos limites propostos diante das medições encaminhadas pelas distribuidoras e estas em sua maioria foram consideradas adequadas, discordamos que estas análises possibilitam a definição de limites em nível de país, mesmo que conservadores. O estabelecimento de novo regramento nessas bases representa a introdução de um risco operacional elevado para as concessionárias, que em curto espaço de tempo se veriam às voltas com novos e desconhecidos limites regulatórios. 44. Defendemos que, ante as especificidades de cada concessão, o uso de resultados de medições de uma dada distribuidora não pode ser utilizado para definição ou avaliação de limites a serem aplicados a todas as outras concessionárias. 45. Neste ponto, uma comparação com os procedimentos adotados no âmbito da qualidade do serviço é bastante bem vinda e esclarecedora, ou seja, ao tempo em que (i) na QS foi definida uma metodologia bastante complexa para definição dos limites dos indicadores de continuidade, aplicando-se inclusive conceitos de clusterização; (ii) a regulamentação ainda passa por aprimoramentos contínuos, ainda que esteja bastante consolidada no setor; e (iii) a regulamentação define 15

16 limites específicos para cada uma das concessões. A proposta apresentada no âmbito da CP nº 18/2014 consiste no estabelecimento de limites únicos para todas as distribuidoras do país, ainda que a experiência no tema seja restrita e o estado da arte destes fenômenos em diversas concessões seja completamente desconhecido, por meio de uma metodologia que não resta bem esclarecida. 46. Outro ponto de extrema importância trata da impossibilidade de extrapolação de valores limites de um determinado ponto do sistema de distribuição a outro, havendo, portanto a necessidade de estabelecimento de limites distintos para os diferentes pontos do sistema (barramento de SEDs, ponto de entrega de clientes AT, etc.). Logo, ainda que se tenha uma metodologia bem estabelecida e uma base de dados satisfatória, relativa aos fenômenos da qualidade do produto no barramento das SEDs, não se viabilizaria a definição imediata de limites no ponto de entrega de um cliente de baixa tensão, por exemplo. 47. Pelo exposto, não acreditamos que a análise de consistência dos limites propostos, realizada pela Consultoria no item 5 do Relatório Técnico 4, seja condizente com a realidade. A título de exemplo, nas análises apresentadas pela Consultoria referente ao monitoramento das VTCDs nas distribuidoras, não foi observado em quais pontos do sistema os medidores de QEE foram instalados. Por fim, as comparações entre os resultados são indevidas. 48. Ainda neste sentido, salienta-se que os dados de medição do fenômeno VTCDs encaminhados pela Elektro, não retratam as diferenças regionais do país (medições não representam as diversas particularidades das concessões). Também não representam a dinâmica da distribuição, por se tratarem de medições de fronteira. Logo, esta base de dados não pode ser utilizada como parâmetros para a definição de limites em outros pontos do sistema de distribuição, ou definição destes valores para os indicadores a serem aplicados no âmbito nacional. 16

17 49. Referente à diferenciação dos limites/valores de referência permitidos para o indicador DTT395%, no caso de medições realizadas utilizando-se TPs com conexão do tipo V ou delta aberto, ainda que estudos tenham comprovado as diferenças nos resultados apresentados por estas medições se comparada com aquelas realizadas TPs a 03 elementos, questionamos quanto à metodologia utilizada para obtenção/mensuração do quanto os valores de referência/limites permitidos devem ser mais rígidos (50% dos valores gerais aplicáveis). 50. Da mesma forma, solicitam-se esclarecimentos adicionais quanto ao procedimento desenvolvido para obtenção destes valores de referência/limites nas propostas da Consulta Pública em pauta a respeito dos critérios de acesso aos sistemas de distribuição. 51. Em suma, defendemos que, no estágio atual do tema, ainda não existem insumos para definição dos limites para os fenômenos da qualidade do produto. Um passo anterior a esta definição, trata-se do estabelecimento de uma metodologia que considere às particularidades regionais, possivelmente considerando procedimentos de clusterização, e a construção de uma base de dados de medição de QEE, evitando que um valor único seja equivocadamente transbordado para todo o sistema de distribuição. 52. A proposta de avanço gradativo da regulamentação, por meio do estabelecimento inicial de um cronograma de instalações de medições permanentes, possibilitará a formação de uma base de dados de QEE e consequentemente a definição futura de valores limites para os barramentos das SEDs que, entretanto não poderão ser extrapolados para outros pontos do sistema. Mas, fornecerão um indicativo do nível de QEE nas concessões e um amadurecimento do setor de distribuição no tema em pauta. 17

18 53. Em seguida, à medida que o regulamento estiver consolidado, esta base de dados poderá ser ampliada, assim como outras formas de análise da qualidade na rede poderão ser propostas. A partir da criação da base de dados da QEE é que a regulamentação setorial poderá avançar de forma adequada e consistente. III.3. CRITÉRIOS DE ACESSO 54. Além da necessidade de estabelecimento de um cronograma de ações, que permita relevantes avanços no tema com a implementação das providências de forma paulatina e equilibrada pelas concessionárias, é necessário que a atribuição das responsabilidades dentre as diversas partes envolvidas seja realizada de forma bastante cautelosa. 55. Há de se ter uma sinalização por parte do Regulador de mudanças nas responsabilidades das partes envolvidas quando da aprovação da revisão da regulamentação em pauta (Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST). A partir destes resultados, ao tempo em que a distribuidora se comprometerá com um cronograma de instalações de medições permanentes de QEE e demais responsabilidades, as novas conexões dos consumidores deve ocorrer com a realização de estudos prévios realizados pelos acessantes e tomadas de ações (investimentos em equipamentos/condicionadores de sinais na sua planta) para que estas unidades consumidoras ao não imputem distúrbios da QEE ao se conectarem no sistema (compartilhamento de responsabilidades). 56. O avanço equilibrado do tema no âmbito do setor de distribuição de energia elétrica torna-se primordial para que a regulamentação resultante não incorra em introdução de dificultadores do relacionamento comercial entre distribuidora e consumidor. 18

19 57. Ante o exposto, defendemos que a responsabilidade pelo Relatório de Impacto no Sistema Elétrico (RISE) deve ser atribuída ao acessante, com o compromisso da distribuidora fornecer as informações necessárias para o estudo de análise que deverão ser conduzidos pelo acessante, de forma padronizada e isonômica. 58. Esta atribuição da responsabilidade pelo RISE ao acessante ocorre principalmente pelo fato que são eles os conhecedores de suas cargas, facilitando a modelagem das mesmas. Ademais, esta atribuição traria aos consumidores um maior comprometimento com a prestação de informações relativas às mudanças das cargas conectadas em sua planta, destacando-se que no presente caso a assimetria de informações pode ocorrer em flagrante prejuízo da distribuidora. 59. Ainda sobre as propostas apresentadas, defendemos que a execução das ações de regularização deve ser realizada considerando a operação real das redes de distribuição, cabendo aos novos acessantes potencialmente perturbadores, à medida que solicitam o acesso, realizar as melhorias necessárias. 60. No que se refere aos estudos propostos quanto às distorções harmônicas e flutuações de tensão, de definição quando do acesso ao sistema de distribuição de média e alta tensão por parte de cargas potencialmente perturbadoras, para maior esclarecimento e simplificação do processo, entende-se pertinente à prestação de maiores detalhamentos por parte da Consultoria e Agência, apresentando-se, por exemplo, o procedimento para obtenção das impedâncias harmônicas, de forma a definir uma regra clara a ser seguida. 61. No que se refere ao cálculo da participação financeira do consumidor, considerando a operação real das redes de distribuição, a atribuição dos custos envolvidos deve ser de responsabilidade dos consumidores. Contudo, 19

20 entendemos que essa é uma definição que deve ser tomada pelo Regulador, observando o recaimento dos ônus sobre o consumidor individual ou o conjunto de consumidores da concessão. 62. A cautela no aprimoramento do tema, se precavendo quanto a não construção de um regulamento que dê margem para abertura de ações judiciais por parte de consumidores que não entendam o regulamento, é fundamental. Salienta-se que, ainda que a Agência não imponha penalidades por violação dos indicadores da qualidade do produto no momento, a definição de limites bem como o estabelecimento de um processo de Gestão das Reclamações associadas à VTCDs para consumidores de MT e AT em regulamentação, dará forte respaldo aos consumidores quando da judicialização dos processos de reclamação. 63. É evidente, portanto, a necessidade de compartilhamento de responsabilidades entre os concessionários e os grandes consumidores e acessantes. Por outro lado, é necessário destacar que é nítido para as distribuidoras de energia a falta de investimentos dos muitos consumidores industriais em suas instalações internas. Por vezes, depara-se com condições precárias destas instalações, além do fato de que, quando da aquisição dos equipamentos industriais por parte destes consumidores, a opção por equipamentos pouco robustos é bastante comum, obviamente pelo consequente menor custo destes itens, transferindo-se para a distribuidora responsabilidades que ultrapassam uma capacidade ótima de atendimento. 64. Esta falta de investimentos por parte dos consumidores ocorre desde as ações mais básicas, como a manutenção da qualidade do sistema de aterramento elétrico, até ações diretamente relacionadas com a qualidade do produto, como a opção pela não aquisição de equipamentos de proteção e no-breaks ou ainda a aquisição de versões menos robustas destes itens. 20

21 65. A citada falta de investimentos pode tornar as instalações elétricas mais frágeis e os equipamentos da planta industrial susceptíveis a danos ocasionados pelos fenômenos da qualidade do produto. Quando da ocorrência destes danos materiais, frequentemente há impasses quanto aos investimentos necessários para correção das perturbações, fruto da existência de soluções diferentes e da necessidade de se fazer escolhas: melhoria nas instalações internas (custos atribuídos ao consumidor) versus atuação/obras no sistema elétrico de fornecimento (custos atribuídos à distribuidora). 66. Nestas situações, por vezes, há soluções menos custosas que poderiam ser adotadas pelos consumidores, como a instalação de no-breaks ou condicionadores de sinais, que por outro lado se negam a arcar com estes investimentos. Este tipo de impasse resta por desencadear diversos processos judiciais, ainda que não haja respaldo da regulamentação brasileira. 67. Importante observar que, para implementação destas obras de correção de distúrbios ocasionados pelos fenômenos da qualidade do produto, a distribuidora deve ainda, necessária e isonomicamente, fazer uma avaliação crítica se os investimentos considerados são prudentes, e ainda que o sejam, se tais custos envolvidos restariam pagos por diversos outros consumidores via tarifas de energia, mesmo aqueles que não se sentem prejudicados pelos distúrbios ou nem mesmo o percebem. 68. Ante o exposto, faz-se necessário que a SRD/ANEEL atue com extrema cautela no aprimoramento da regulamentação, para que as alterações não restem por incentivar este tipo de judicialização na busca por um nível de qualidade necessário e desejado para os diferentes tipos de consumidores. 21

22 69. Conforme se verifica em algumas concessões, a utilização de medidores de classe A para fins de medições em ponto de entrega dos consumidores pode-se tornar necessária e fundamental. Isto porque, na realidade vivenciada por algumas concessionárias, a grande maioria destes casos são judicializados, tornando mais plausível a utilização desde a partida dos processos de equipamentos com a referida classe. Entretanto, para outras distribuidoras a frequência de judicialização dos processos pode não ser representativa, caso em que a utilização dos medidores classe A já não seria necessária. Frente à distinção dos cenários e considerando os custos envolvidos, acredita-se pertinente que a escolha pela classe dos medidores seja facultada às concessionárias, que saberão avaliar com propriedade a relação custo-benefício do referido investimento. 70. Ademais, diante dos impactos financeiros envolvidos nestes processos, entende-se necessária a exigência de que todos os medidores de QEE utilizados pelas concessionárias sejam ensaiados por laboratórios credenciados por Órgão Oficial. III.4 PROJETO DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO - P&D ESTRATEGICO 71. Aproveitamos para apresentar a possibilidade de utilização dos recursos dos projetos de pesquisa e desenvolvimento (P&D) em prol de avanços nesse tema da Qualidade do Produto. A proposta consistiria no desenvolvimento de um Projeto de P&D Estratégico contemplando: i) as instalações de medidores permanentes de QEE; ii) a coleta dos dados de medição destes equipamentos; iii) a validação das medições; iv) o desenvolvimento de ferramentas para análise e gestão da base de medições de QEE constituídas; v) a avaliação da efetividade dos indicadores propostos, principalmente o Fator de Impacto das VTCDs; vi) a definição de limites que considerem as particularidades das concessões presentes no 22

23 país e diferentes pontos do sistema de distribuição e vii) a definição de métodos para a devida atribuição de responsabilidades entre as partes envolvidas no acesso aos sistemas; dentre outros estudos que ainda se fazem necessários para maiores aprimoramentos do tema. 72. Embora recentemente o Regulador tenha abandonado a ideia de realização de um P&D Estratégico para o monitoramento da qualidade do serviço, entendemos que a proposta atual das distribuidoras para a qualidade do produto pode ser muito bem enquadrada nos requisitos do programa, viabilizando o acesso a recursos financeiros importantes para deslanchar o programa de instalação de medidores, viabilizando os cronogramas de implantação que vierem a ser definidos a partir da sugestão do ANEXO I. 73. Sintetizando os pontos elencados ao longo desse capítulo, poderia ser apresentado com o seguinte encadeamento: 23

24 Divulgação de P&D Estratégico pela ANEEL Estabelecimento do sistema de monitoramento da QEE Instalação das medições de QEE (especificações e cronograma) Formação da base de dados sobre a QEE Utilização dos dados para aprimoramentos regulatórios Definição responsabilidades dos agentes setoriais Indicação de limites, metodologia de comparação de desempenho e apuração de resultados 24

25 74. Em vários momentos ao longo deste documento as distribuidoras apontaram a necessidade de um melhor entendimento de algumas sugestões apresentadas pela Consultoria no âmbito da presente Consulta Pública (como por exemplo, na questão das classes de sensibilidade propostas para os VTCDs e dos fatores de ponderação atribuídos a cada uma destas classes). Como as contribuições ora apresentadas serão avaliadas pela ANEEL com vistas à realização de uma Audiência Pública, sugerimos que antes da abertura da AP, a SRD/ANEEL promova o esclarecimento das dúvidas surgidas na análise dos relatórios, para que fiquem devidamente esclarecidas as premissas e os critérios adotados. 25

26 IV. DAS QUESTÕES APRESENTADAS PELO REGULADOR IV.1 INDICADORES DE QUALIDADE DO PRODUTO 1) Os indicadores propostos para o acompanhamento das distorções harmônicas estão adequados? A proposta de criação de indicadores de acompanhamento das distorções harmônicas por meio da caracterização por grupos harmônicos de tensão (DTT p %, DTT i % e DTT 3 %) é adequada, no que pese o fato dos princípios das metodologias de cálculo terem sido mantidos conforme revisão vigente do PRODIST, com alterações restritas à forma de apresentação destes indicadores. Ademais, esta proposição aufere a vantagem almejada pelo Regulador quanto à simplificação do processo de gestão, e consequentemente do processo de organização e envio da base de dados pelas distribuidoras, quando for o caso. Quanto à criação das grandezas advindas do tratamento estatístico do conjunto de leituras dos indicadores (DTT95%, DTT p 95%, DTT i 95% e DTT3%), a aplicação deste tratamento estatístico se mostra adequada e em linha com as definições internacionais (norma IEC ). Importante salientar que, ao passo em que a Agência cria novos indicadores, deve-se atentar à definição de valores de referência compatíveis e coerentes com aqueles presentes na regulamentação vigente, ou seja, que sejam obtidos via cálculo e provenientes da manutenção dos valores de referência vigentes para as distorções harmônicas individuais de tensão. 26

27 Ratifica-se o entendimento da ANEEL apresentado na Nota Técnica nº 0105/2014-SRD/ANEEL quanto à necessidade de manutenção dos indicadores individuais de distorção harmônica, que são de grande importância para as análises realizadas para fins de acesso dos consumidores. 2) A proposta de acompanhamento das flutuações de tensão através do Pst95% está adequada? A proposta de utilizar a severidade da flutuação de tensão semanal 95% para acompanhamento das flutuações de tensão é adequada, haja vista que a base da metodologia permanece em linha com regulamentação estrangeira (IEC Flickermeter) e foram aplicados ajustes necessários para adaptação da mesma à realidade das dinâmicas redes de distribuição. Destacamos que os valores de referência do referido indicador para os diversos níveis de tensão devem estar coerentes com aqueles presentes na regulamentação vigente. Isso porque, acredita-se ser imprescindível que o avanço no tema ocorra de forma gradual e parcimoniosa, permitindo maturação dos agentes envolvidos no que se refere ao tema qualidade do produto em momento anterior a qualquer ajuste dos valores de referência vigentes ou da criação de limites. 3) A proposta de não considerar o fator de transferência no âmbito da distribuição (tensões inferiores a 230 kv) está coerente? A proposta de retirar o Fator de Transferência (FT) para caracterização dos fenômenos de flutuação de tensão dos sistemas de distribuição é coerente. Compreende-se que não é possível definir 27

28 com boa assertividade o FT para quantificar as amplitudes associadas ao fenômeno da flutuação de tensão nos sistemas de distribuição, como realizado no sistema de transmissão, principalmente pelo fato das topologias dos alimentadores de distribuição possuírem dinamicidade significativamente mais expressivas se comparados aos sistemas de transmissão, principalmente devido ao procedimento de remanejamento de carga. Como citado pela Consultoria, outro fator consiste nas fontes de flutuação que são normalmente distribuídas no sistema BT e centralizadas nos de MT e AT, assim como as diferenças verificadas nestes sistemas quanto às suas impedâncias e características de operação. Importante salientar que, em caso de desligamentos, em prol da continuidade da prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, é necessário prever a isenção da observância dos parâmetros de qualidade do produto nos circuitos remanescentes (ou seja, aqueles que assumiram a carga do circuito desligado). Tal medida visa garantir os investimentos/esforços das distribuidoras (já consagrados para a melhoria da performance) para aumentar as alternativas de manobras e operações contingenciais (implementação de religadores, chaves seccionalizadoras, etc...). Lembra-se ainda que o desincentivo a tais medidas estaria na contramão dos esforços de vanguarda das distribuidoras para a implementação de modernas técnicas, tais como selfhealing e smart grids. Faz-se uma ressalva quanto à particularidade das Demais Instalações de Transmissão DITs. No caso das DITs, as distribuidoras devem solicitar o Parecer de Acesso ao ONS, que, por vezes, tem exigido estudos detalhados e medições de QEE baseadas no Procedimento de Rede. Por outro lado, nas cláusulas dos Contratos de Uso do Sistema 28

29 de Distribuição CUSD, estabelecidas pelo Módulo 3 do PRODIST, destaca-se a superveniência do PRODIST quando da existência de divergências. Pelo exposto, há de se definir de forma clara a tratativa a ser dada as DITs no que se refere à consideração ou não do Fator de Transferência (atendimento ao Procedimento de Rede ou novos estabelecimentos do PRODIST). 4) Qual é o melhor critério para o tratamento da massa de dados obtidos ao longo do período de medição dos fenômenos de regime permanente? Ratificamos as contribuições encaminhadas à Consulta Pública nº 005/2011 no que se refere ao emprego do percentil 95% como metodologia de tratamento estatístico mais indicado para massa de dados obtida ao longo de período de medição dos fenômenos de regime permanente. Esta estratégia está em linha com aquela utilizada pelos Procedimentos de Rede e normas internacionais. Ademais, este tipo de tratamento estatístico se mostra mais flexível e aderente à realidade dos sistemas de distribuição, abrangendo eventuais distúrbios no sistema que não possam ser creditados à ausência de investimentos ou aos problemas operacionais por parte das distribuidoras. Salienta-se que sua efetiva aplicação deve estar obrigatoriamente vinculada à aplicação concomitante dos expurgos de eventos de variação momentâneos e temporários de tensão (expurgos dos fenômenos de regime transitório). 29

30 5) A aplicação do percentil 95% nas 1008 leituras válidas (agregação semanal) está adequada à realidade da distribuição? A aplicação do percentil 95% com agregação semanal é a mais adequada à realidade dos sistemas de distribuição, por tornar mais simples a consolidação dos indicadores se comparada à agregação diária, bem como por permitir que se trabalhe com os expurgos de eventos, evitando que certos distúrbios possam ser creditados à ausência de investimentos ou problemas operacionais por parte das distribuidoras de forma indevida. Salienta-se que sua efetiva aplicação deve estar obrigatoriamente vinculada à aplicação concomitante dos expurgos de eventos de variação momentâneos e temporários de tensão (expurgos dos fenômenos de regime transitório). 6) O indicador proposto para o acompanhamento das VTCDs está adequado ao objetivo da análise da qualidade na distribuição? Quais seriam as opções alternativas? O indicador proposto parece adequado do ponto de vista técnico e conceitual. Entretanto, em momento anterior à análise da adequabilidade do indicador proposto para as VTCDs (criação do fator de impacto base) para fins de aplicação na qualidade dos sistemas de distribuição ou à proposição de opções alternativas, entende-se ser primordial que a obtenção de uma base de dados de medições de QEE que represente da forma adequada e necessária o país (regionalidades e particularidades das concessões), bem como a consolidação desta base. Apesar das análises conduzidas pela Consultoria para fins de consistência das propostas de limites do indicador em pauta (Item 05 30

31 do Relatório Técnico 04), entende-se que as mesmas são insuficientes ao passo que fazem uso de dados restritos a 02 distribuidoras do país, e não consideram as diferenças do impacto do fenômeno das VTCDs nos diferentes pontos do sistema de distribuição. O estudo apresentado, portanto, não é suficiente para representar fielmente as diferenças regionais das diferentes concessões, a sazonalidade, as áreas rural e urbana, o período climático, bem como as diferenças da propagação dos fenômenos dos diversos pontos do sistema de distribuição. Acreditamos que com o avanço do tema por meio da instalação de medidores permanentes segundo um cronograma proposto permitirá a formação de uma base de dados bastante representativa e que capte as referidas particularidades das concessões. Neste momento, será possível avaliar de forma mais assertiva a estruturação do indicador, caminhando para a definição de uma grandeza embasada e adequada para representação da realidade dos sistemas de distribuição. 7) Os valores máximos de frequência para cada região de sensibilidade das VTCDs estão adequados? Em linha com os comentários já apresentados em resposta ao questionamento 06, no atual estágio do tema não é possível desenvolver análises embasadas e assertivas quanto aos números apresentados. A análise da razoabilidade dos valores de referência propostos depende da consolidação de uma base de dados que represente de forma fidedigna o país. Ressalta-se ainda que, conforme já abordado no presente documento, entendemos ser necessária a prestação de maiores esclarecimentos quanto à metodologia utilizada para obtenção dos valores máximos 31

32 de frequência para cada região de sensibilidade das VTCDs, bem como, àquela utilizada para a própria definição destas regiões de estratificação. Ademais, entende-se insuficiente o período de 30 dias de medição para quantificar, avaliar e representar de forma assertiva o estágio da rede quanto ao fenômeno das VTCDs. Apesar das análises conduzidas pela Consultoria para fins de consistência das propostas de limites do indicador em pauta (Item 05 do Relatório Técnico 04), entende-se que as mesmas são insuficientes ao passo que fazem uso de dados restritos a 02 distribuidoras do país, e não consideram as diferenças do impacto do fenômeno das VTCDs nos diferentes pontos do sistema de distribuição. O estudo apresentado, portanto, não é suficiente para representar fielmente as diferenças regionais das diferentes concessões, a sazonalidade, as áreas rural e urbana, o período climático, bem como as diferenças da propagação dos fenômenos dos diversos pontos do sistema de distribuição. O avanço do tema por meio da instalação de medidores permanentes segundo o cronograma proposto permitirá a formação de uma base de dados bastante representativa e que capte as referidas particularidades das concessões. Neste momento, será possível avaliar de forma mais assertiva a adequabilidade dos valores máximos propostos para cada região de sensibilidade das VTCDs, de forma embasada e adequada para representação da realidade dos sistemas de distribuição. A definição quanto à manutenção da metodologia proposta para o acompanhamento das VTCDs, definição do período de medição, análise quanto à adequabilidade das classes de sensibilidade propostas, dos valores máximos de frequência de cada região e dos fatores de ponderação apresentados, estão vinculadas a obtenção da referida massa de dados de QEE. 32

33 Em caso da manutenção da metodologia e em posse desta massa de dados representativa, é também primordial que estes valores máximos de frequência para cada região de sensibilidade sejam definidos de forma distinta para cada segmento do sistema de distribuição (barramento de SEDs, diferentes estágios dos alimentadores, ponto de entrega dos clientes, etc...) e considerando as diferenças da propagação dos fenômenos dos diversos pontos do sistema. Isso porque, como previamente abordado, os valores máximos de frequência podem ser razoáveis para as medições em barramento de SEDs e ao mesmo tempo críticos para os pontos de entrega das unidades consumidoras, por exemplo. Além desta distinção do impacto dos fenômenos nos diferentes pontos do sistema elétrico, vislumbra-se também a necessidade de avaliação quanto à definição de valores distintos dos parâmetros para as áreas urbanas e rurais, conforme indicado na única norma internacional que regulamenta o tema (NRS 048). 8) Os fatores de ponderação do FI para cada região estão adequados? Em linha com os comentários já apresentados em resposta ao questionamento 06 e 07, no atual estágio do tema não é possível desenvolver análises embasadas e assertivas quanto aos números apresentados no que se refere aos fatores de ponderação do FI. A análise da razoabilidade dos valores apresentados depende da consolidação de uma base de dados que represente de forma fidedigna o país. Ressalta-se ainda que, conforme já abordado no presente documento, entendemos ser necessária a prestação de maiores esclarecimentos 33

34 quanto à metodologia utilizada para obtenção dos valores apresentados para os fatores de ponderação, bem como para os valores máximos de frequência para cada região de sensibilidade das VTCDs, e quanto a própria metodologia para definição das regiões de sensibilidade. Ademais, entende-se insuficiente o período de 30 dias de medição para quantificar, avaliar e representar de forma assertiva o estágio da rede quanto ao fenômeno das VTCDs. Apesar das análises conduzidas pela Consultoria para fins de consistência das propostas de limites do indicador em pauta (Item 05 do Relatório Técnico 04), entende-se que as mesmas são insuficientes ao passo que fazem uso de dados restritos a 02 distribuidoras do país, e não consideram as diferenças do impacto do fenômeno das VTCDs nos diferentes pontos do sistema de distribuição. O estudo apresentado, portanto, não é suficiente para representar fielmente as diferenças regionais das diferentes concessões, a sazonalidade, as áreas rural e urbana, o período climático, bem como, as diferenças da propagação dos fenômenos dos diversos pontos do sistema de distribuição. Acreditamos que o avanço do tema por meio da instalação de medidores permanentes segundo o cronograma acordado, permitirá a formação de uma base de dados bastante representativa e que capte as referidas particularidades das concessões. Neste momento, será possível avaliar de forma mais assertiva a adequabilidade dos valores dos fatores de ponderação propostos, de forma embasada e adequada para representação da realidade dos sistemas de distribuição. A definição quanto à manutenção da metodologia proposta para o acompanhamento das VTCDs, definição do período de medição, 34

35 análise quanto à adequabilidade das classes de sensibilidade propostas, dos valores máximos de frequência de cada região e dos fatores de ponderação apresentados, estão vinculadas a obtenção da referida massa de dados de QEE. Por fim, como já abordado neste documento, nota-se um impasse entre os fatores de ponderação atribuídos às diferentes regiões de sensibilidade presentes na metodologia proposta de acompanhamento das VTCDs e as ações realizadas pelas distribuidoras com vistas à melhoria da qualidade do serviço. Isso porque, os fatores de consideração mais severos/impactantes na formação do indicador proposto, foram atribuídos para a região em que a atuação dos equipamentos religadores é comumente verificada. IV.2 DEFINIÇÃO DOS LIMITES 9) Os limites propostos estão adequados à realidade das distribuidoras? Quais seriam as alternativas? No que se refere ao estabelecimento de limites para os indicadores de desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de tensão e VTCDs, somos contrários a este avanço nesse momento. Isso porque não há base de dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, o que impossibilita a definição de valores fidedignos e aderentes à realidade destas concessões. Defende-se, portanto, a manutenção dos valores de referência vigentes até que a regulamentação e os agentes envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal definição. 35

36 Ademais, solicitam-se maiores esclarecimentos quanto à metodologia adotada pela Consultoria para fins de elaboração da proposta de limites para os indicadores. Em se tratando especificamente do indicador proposto para o acompanhamento das VTCDs e suas particularidades, seria oportuno o esclarecimento quanto à origem do número máximo de eventos por classe proposto e dos fatores de ponderação definidos para cada uma das classes de sensibilidade, valores estes que definem os limites deste fenômeno (fator de impacto base). Apesar da constatação da Agência de que várias distribuidoras já vêm realizando medição dos fenômenos relacionados à qualidade do produto, estas medições ainda podem ser consideradas pontuais dentre as diversas concessões existentes no país, não representando as regionalidades, sazonalidades e características sistêmicas de cada concessão. Logo, ainda que a Consultoria, ao analisar a consistência dos limites propostos diante das medições encaminhadas pelas distribuidoras e estas em sua maioria foram consideradas adequadas, discordamos que estas análises possibilitem a definição de limites em nível de país, mesmo que conservadores. Ante as especificidades de cada concessão, o uso de resultados de medições de uma dada distribuidora não pode ser utilizado para definição ou avaliação de limites a serem aplicados as outras concessionárias. Neste ponto, uma comparação com os procedimentos adotados no âmbito da Qualidade do Serviço é bastante bem vinda e esclarecedora, ou seja, ao tempo em que (i) na QS foi definida uma metodologia bastante complexa para definição dos limites dos 36

37 indicadores de continuidade, aplicando-se inclusive conceitos de clusterização; (ii) a regulamentação ainda passa por aprimoramentos contínuos, ainda que esteja bastante consolidada no setor; e (iii) a regulamentação define limites específicos para cada uma das concessões; a proposta apresentada no âmbito da CP nº 18/2014 consiste no estabelecimento de limites únicos para todas as distribuidoras do país, ainda que a experiência no tema seja restrita e o estado da arte destes fenômenos em diversas concessões seja completamente desconhecido, por meio de uma metodologia que não resta bem esclarecida. Outro ponto de extrema importância, trata da impossibilidade de extrapolação de valores limites de um determinado ponto do sistema de distribuição a outro, havendo, portanto a necessidade de estabelecimento de limites distintos para os diferentes pontos do sistema (barramento de SEDs, ponto de entrega de clientes AT, etc). Logo, ainda que se tenha uma metodologia bem estabelecida e uma base de dados satisfatória relativa aos fenômenos da qualidade do produto no barramento das SEDs, não se viabilizaria a definição de limites no ponto de entrega de um cliente de baixa tensão, por exemplo. Em suma, acredita-se que, no estágio atual do tema, a ANEEL ainda não possuiria insumos adequados para uma definição correta dos limites para os fenômenos da qualidade do produto. Um passo anterior a esta definição, trata-se do estabelecimento de uma metodologia que considere às particularidades regionais, possivelmente considerando procedimentos de clusterização, e a construção de uma base de dados de medição de QEE, evitando que um valor único seja equivocadamente transbordado para todo o sistema de distribuição. 37

38 A proposta de avanço gradativo da regulamentação por meio do estabelecimento inicial de um cronograma de instalações de medições permanentes, possibilitará a formação de uma base de dados de QEE e consequentemente a definição futura de valores limites para os barramentos das SEDs que, entretanto, não poderão ser extrapolados para outros pontos do sistema. Mas, fornecerão um indicativo do nível de QEE nas concessões e trarão um amadurecimento do setor de distribuição no tema em pauta. Em seguida, à medida que o regulamento estiver consolidado, esta base de dados poderá ser ampliada, assim como outras formas de análise da qualidade na rede poderão ser propostas. 10) Os limites estabelecidos no PRODIST e nos Procedimentos de Rede devem ser iguais quando estabelecido para o mesmo nível de tensão? Se sim, deve-se alterar algum limite constante dos Procedimentos de Rede ou os propostos para o PRODIST? Os regulamentos não necessariamente precisam ser correspondentes, uma vez que regulam realidades distintas. Os sistemas de transmissão são caracterizados por suas redes estáticas e conexões liberadas após a realização de estudos bastante específicos, inclusive de qualidade, enquanto os sistemas de distribuição pelas redes dinâmicas e conexões sem a exigência prévia de estudos profundos. Entretanto, certamente a obtenção de uma massa de dados de QEE representativa no país possibilitará uma análise mais assertiva do tema, com base na avaliação dos resultados dos indicadores destas medições. Ademais, faz-se uma ressalva quanto à particularidade das Demais Instalações de Transmissão DITs. No caso das DITs, as 38

39 distribuidoras devem solicitar o Parecer de Acesso ao ONS, que, por vezes, tem exigido estudos detalhados e medições de QEE baseadas no Procedimento de Rede. Por outro lado, nas cláusulas dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição CUSD, estabelecidas pelo Módulo 3 do PRODIST, destaca-se a superveniência do PRODIST quando da existência de divergências. Pelo exposto, há de se definir de forma clara a tratativa a ser dada às DITs no que se refere ao atendimento dos limites dos indicadores dos fenômenos de QEE. 11) O limite de desequilíbrio para os barramentos em alta tensão está adequado à realidade das distribuidoras (1,5%)? De imediato, pela própria vivência das distribuidoras, afirma-se que o limite de desequilíbrio (1,5%) proposto para os barramentos em alta tensão não estão adequados. Entretanto, certamente a obtenção de uma massa de dados de QEE representativa no país possibilitará uma análise mais assertiva do tema, com base na avaliação dos resultados dos indicadores destas medições. IV.3 INSTRUMENTAÇÃO E METODOLOGIA DE MEDIÇÃO 12) As precisões propostas da leitura de cada fenômeno estão adequadas? Entende-se que as precisões propostas da leitura estão adequadas. Neste quesito, acredita-se que a reunião técnica realizada pela SRD/ANEEL com representantes de fabricantes de medidores, de modo a discutir as especificações existentes nos atuais medidores de parâmetros de qualidade, foi de extrema importância para garantir 39

40 que as exigências apresentadas não restrinjam os medidores existentes no mercado e que as adaptações nestes equipamentos sejam mínimas. 13) A padronização do arquivo de saída de dados dos medidores está adequada às necessidades das distribuidoras? A padronização do arquivo de saída de dados pelos fabricantes de medidores é necessária, ao passo que esta permite um melhor acompanhamento e gerência dos indicadores de qualidade pelas distribuidoras. Consideramos, portanto, fundamental a pró-atividade dos fabricantes destes equipamentos a fim de se alinharem e definirem este padrão de saída. Reitera-se, portanto que é necessário fomentar a discussão dos referidos padrões com os fornecedores de equipamentos e sistemas de medição, estimulando a livre concorrência, a partir de um mercado bem definido e perene. A definição deste mercado poderá ser feita a partir de um plano de implantação de equipamentos de medição. 14) O caderno de testes proposto está adequado para a análise do medidor? Pontua-se que esta resposta deve ser prestada pelos órgãos competentes. Todavia, destaca-se a importância da exigência por parte do Regulador de que os equipamentos medidores utilizados no âmbito da aferição da qualidade nos sistemas de distribuição sejam devidamente aprovados/certificados em laboratórios acreditados pelo INMETRO, bem como de que tais itens passem por calibrações periódicas, garantindo a validade judicial das medições. 40

41 O referido caderno de testes analisa os equipamentos medidores no que se refere à suas características construtivas, entretanto não aborda a necessidade de estabelecimento de procedimentos para avaliação periódica do equipamento (calibração). Salienta-se sobre a necessidade de definição de um procedimento adequado para certificação de equipamentos, produtos e processos ainda é necessário no setor elétrico. O envolvimento obrigatório de um órgão metrológico para a certificação dos equipamentos, produtos e processos é fundamental para garantir a confiabilidade do procedimento e, por consequência, a fidelidade e utilização das informações para a mensuração dos limites a serem observados pelas distribuidoras e consumidores. Entende-se que tal procedimento poderá ser realizado por laboratórios nacionais e internacionais, entretanto, desde que tais laboratórios sejam reconhecidos pela autoridade metrológica oficial do País - o INMETRO. Esta é a única forma de garantir, inclusive, a credibilidade dos processos investigativos relacionados à qualidade de energia, evitando a judicialização de casos onde exista a discordância de alguma das partes envolvidas. A credibilidade das informações referentes a qualidade do produto é imprescindível para o sucesso da nova regulamentação ANEEL. Contudo, releva-se a quantidade insuficiente de laboratórios terceirizados no Brasil, capazes de suportar a demanda oriunda da certificação de equipamentos, produtos e processos. A ausência de infraestrutura deve ser estudada com maior profundidade, visando dar o alicerce necessário para a operacionalização da proposta acima. 41

42 15) Os laboratórios nacionais possuem capacidade técnica e instrumental para a realização dos testes? Quais seriam os laboratórios que possuem capacidade para realização dos testes? Ainda que os laboratórios nacionais possuam capacidade técnica e instrumental para desenvolvimento dos testes propostos, acredita-se que a questão de relacionamento comercial é sobressaliente. Diante da frequente judicialização dos processos de reclamação da qualidade do produto estes laboratórios devem ser devidamente acreditados, obtendo certificação junto ao INMETRO, além de terem capacidade de atendimento da demanda do potencial mercado brasileiro, dependente dos resultados da Consulta Pública em pauta. Segundo informações do ONS, prestada pela SRD/ANEEL na Nota Técnica nº 0105/2014-SRD/ANEEL, há apenas 02 laboratórios nacionais de fato capacitados para a execução do caderno de testes proposto. Sabidamente, uma destas instituições trata-se do laboratório de QEE da Universidade Federal de Uberlândia - UFU, sendo a segunda instituição a Universidade de São Paulo - USP, mais especificamente o Centro de Estudos em Regulação e Qualidade de Energia ENERQ, conforme informações obtidas pela ABRADEE. Em busca de maiores informações sobre as atividades desenvolvidas por estes laboratórios e a capacidade técnica e comercial dos mesmos, inclusive com vistas a contribuir de forma mais assertiva com a CP nº 18/2014, a ABRADEE contatou estas instituições na tentativa de agendar visitas presenciais. Nestes contatos, obteve as informações que o laboratório da Enerq- USP apesar de prover dos equipamentos e recursos humanos necessários para a realização de testes de desempenhos de medidores de qualidade de energia elétrica nos moldes da proposta do caderno 42

43 de testes (Anexo II da minuta de revisão do M8 do PRODIST apresentada pela CP nº 18/2014), estes ainda não são desenvolvidos pela instituição. Este motivo impossibilitou a realização da visita supracitada. Por outro lado, o laboratório de QEE da UFU realiza ensaios pautados em Caderno de Testes desenvolvido por meio da parceria entre esta instituição e o ONS para análise de desempenho de medidores para utilização na Rede Básica. Basicamente são desenvolvidas análises das respostas dos medidores de QEE frente à aplicação de tensões por meio de uma fonte de tensão programável, sendo possível avaliar a precisão e exatidão dos equipamentos frente às perturbações causadas por cada um dos fenômenos da QEE. Foi realizada visita in loco no laboratório de QEE da UFU, no dia 02 de março de 2015, para fins de maior conhecimento do caderno proposto. No ANEXO II do presente documento apresentamos um breve relatório da referida visita. Acredita-se que o mais apropriado seria o posicionamento quanto a este questionamento pelos órgãos competentes. Todavia, levantam-se alguns pontos relacionados a viabilidade destes testes: O caderno de testes foi criado para atender a necessidades do ONS e, por consequência, para aplicação nos sistemas de transmissão. Há de ser averiguado se estes testes são suficientes e aderentes à realidade dos sistemas de distribuição; Os testes em laboratório não retratam a realidade vivenciada em campo pelos medidores, onde os equipamentos ficam sujeitos às intempéries climáticas e impactos mecânicos (vento, chuvas, maresia, quedas, dentre outros); 43

44 A presença de apenas 02 laboratórios aptos para a execução do caderno de testes, sendo apenas um deles experiente quanto ao desenvolvimento desta atividade, é preocupante. Questiona-se quanto à capacidade comercial destas instituições para atendimento do potencial mercado nacional em caso de aprovação das revisões propostas na CP nº 18/2014. A demanda do mercado possivelmente não terá condições de ser atendida pelos laboratórios nacionais, tanto por restrições de mão de obra, mas principalmente de número de equipamentos disponíveis para a realização dos testes. IV.4 ACOMPANHAMENTO DOS INDICADORES 16) A quantidade de topologias de transdutores a dois elementos são relevantes no Brasil? Esse procedimento ainda é adotado em novas ligações? Em análises de algumas distribuidoras destaca-se a utilização das seguintes quantidades de transdutores a dois elementos (delta aberto): Importante destacar que, apenas a AES Eletropaulo, a CPFL e a Elektro adotam esta topologia dos transdutores para as novas ligações. 44

45 No caso da CPFL, tais transdutores localizam-se nos sistemas de medição dos consumidores de média tensão. Temos, por exemplo, que no parque da LIGHT a maioria das subestações de distribuição já foram modernizadas, deixando de ser padrão a instalação deste tipo de equipamento na topologia a dois elementos (delta aberto). Quanto às subestações de consumidores de 25kV e 13,8kV, a distribuidora possui aproximadamente clientes com medição de faturamento em se fazendo uso de da topologia delta aberto. Embora a COPEL não tenha conseguido levantar o número exato, possui consumidores no sub-grupo A4 e ainda utiliza a topologia a dois transdutores em novas ligações de consumidores A4. Verifica-se que, apesar dos investimentos expressivos por parte das distribuidoras para modernização e substituição destes transdutores pelos de topologia a três elementos, a utilização destes equipamentos ainda possui representatividade expressiva. Referente à diferenciação dos limites/valores de referência permitidos para o indicador DTT 3 95% no caso de medições realizadas utilizando-se TPs com conexão do tipo V ou delta aberto, ainda que tenham sido demonstradas as diferenças nos resultados apresentados por estas medições se comparadas com aquelas realizadas TPs a três elementos, a ABRADEE questiona quanto à metodologia utilizada para obtenção/mensuração do quanto os valores de referência/limites permitidos devem ser mais rígidos (50% dos valores gerais aplicáveis). Da mesma forma, solicitam-se esclarecimentos adicionais quanto ao procedimento desenvolvido para obtenção destes valores de 45

46 referência/limites nas propostas da CP referentes ao acesso aos sistemas de distribuição. 17) Qual a quantidade de medidores de QEE existe na concessionária? Quais as classes existentes? A LIGHT possui medidores de Classe A, do modelo ION 7650, em 65% dos barramentos secundários de transformadores nas Subestações 138kV/13,8kV e 138kV/25kV além de medidores de Classe S, do modelo, KRON Mult-K NG, em 19% das saídas dos circuitos de distribuição em 13,8kV e 25kV. Além disso, a LIGHT também possui 32 medidores de Classe A, do modelo ION 7650 segregados entre PCHs e pontos de fronteira. Nas distribuidoras do Grupo Neoenergia existem 05 medidores de classe S portáteis e 02 medidores de classe A, também portáteis. Esses equipamentos são destinados ao atendimento de reclamações de clientes e por isso não possuem pontos fixos de instalação. Existem ainda 9 medidores fixos, classe A, instalados em barramento de subestações e 4 medidores fixos, classe A, que foram adquiridos recentemente e ainda serão instalados em barramentos de subestações. A DME Distribuição adquiriu medidores ION 7650 classe A que estão sendo instalados em todas as barras de saídas dos alimentadores em 13,8 kv em todas as nossas subestações e também no ponto de fronteira com Furnas (DIT) em 138 kv. Na CEMIG não há pontos fixos de medições de QEE utilizando equipamentos de classe A ou S. A distribuidora possui 09 equipamentos de medição de QEE da marca FLUKE, sendo 02 de classe A (FLUKE 435) e 07 classe S (FLUKE 434), utilizados exclusivamente para instalação em chave de aferição de subestações 46

47 de clientes especiais, sem exposição ao tempo, objetivando análises de reclamações de perturbações. Na ELEKTRO tem-se o monitoramento de aproximadamente 390 pontos de medição, entre pontos de fronteira, clientes livres e A2. No total são 914 medidores para atender a esses pontos. Esses medidores são de faturamento e que também contemplam a maioria dos parâmetros de qualidade de energia elétrica. O modelo é ION8650, sendo: 60 unidades do Modelo A, 217 unidades dos Modelos B e 637 unidades do Modelo C. Nas distribuidoras do Grupo Energisa, há 06 Medidores Classe A, sendo que 04 deles estão instalados em subestações próprias e 02 em pontos de fronteira, e 72 Medidores Classe S, sendo que todos estão instalados nos pontos de fronteira. A COELCE atualmente possui medidores ION 7650 CLASSE A (fixos), instalados em transformadores e barramentos de 13,8 V, sendo um total de 201 medidores (Transformadores e Alimentadores). Os referidos equipamentos foram calibrados pela CAM-BRASIL localizada no Ceará. A referida empresa é acreditada pelo INMETRO para Calibração e Certificação dos medidores. A AES Eletropaulo dispõe de 44 medidores em subestações (ETD Cotia, ETD Augusta e Terminal Centro, da transmissora CTEEP), e em sua maioria foram equipamentos adquiridos para a realização de projetos de P&D. Atualmente, estes equipamentos são calibrados apenas quanto à exatidão dos registros de energia elétrica. Na AES Sul não existem equipamentos de medição de qualidade de energia instalados permanentemente. Atualmente a CELPA possui apenas medição de qualidade nos pontos de entrega com a rede básica, em sua maioria medidores ION 47

48 8600 C, calibrados de dois em dois anos, conforme os Procedimentos de Rede. Ao todo são 33 pontos de medição. A distribuidora não dispõe de nenhuma medição de qualidade nos barramentos de carga (transformadores e alimentadores da Distribuição Primária), exceto nos pontos de entrega que também são barras de carga (Sossego 34,5kV, Uruará 34,5kV e Rurópolis 13,8kV). Nos Clientes Livres também se tem instalados os mesmos tipos de medidores dos pontos de Fronteira, em sua maioria medidores ION 8600 C, também calibrados na periodicidade estabelecida pelos Procedimentos de Rede. Ao todo são 11 pontos de medição dos Clientes Livres. A última campanha de calibração dos medidores de Fronteira foi realizada no ano de 2014, sendo conduzida pela empresa CAM GyM, acreditada pelo INMETRO para tal procedimento. Por fim, a empresa também possui 29 Usinas Diesel-elétricas conectadas em sua rede de distribuição, das quais 9 já possuem medição do tipo Fronteira, em sua maioria com a instalação de medidores ION 8650 C. A EDP Bandeirante possui instalados em secundários de transformadores em tensão de 13,8 kv a seguinte relação de medidores de Qualidade de Energia: SEL 734 em 24 (vinte e quatro) barras; SEL 735 (Classe A) em 17 (dezessete) barras, ION 7650 (Classe A) em 9 (nove) barras e ION 7550 em 2 (duas) barras. A ESCELSA dispõe de 30 equipamentos do tipo SEL 734 instalados e em operação em barramentos de 15kV de subestações da regional Norte do Estado (projeto de P&D). Tem-se também alguns equipamentos Reason RQE III que se encontram instalados em barras de 69kV e 138kV, cerca de 9 equipamentos, mas que não se encontram em operação e também, alguns equipamentos ION em barras de fronteira. 48

49 Os medidores de faturamento utilizados pelas distribuidoras do Grupo CPFL Energia em seus pontos de fronteira possuem algumas funcionalidades de Qualidade de Energia elétrica, cerca de 70% destes estão parametrizados para colher tais informações. Para o atendimento de reclamações oriundas dos consumidores e para o estudos/monitoramento necessários para a elaboração do Relatório de Impacto no Sistema Elétrico RISE, as distribuidoras do Grupo CPFL Energia possuem 13 (treze) medidores ION 7650 e 2 (dois) medidores Fluke 435, Classe A, portáteis e nenhum medidor Classe S. A distribuidora COPEL possui 14 medidores classe A e 62 medidores classe S, ambos portáteis (não instalados de forma permanente). 18) O critério da seleção das subestações com potência superior a 25 MVA para realização de medição permanente está adequado? Entende-se que determinar um critério de seleção de subestações único e aplicável a todas as distribuidoras do país não consiste no procedimento mais adequado. A obrigatoriedade de instalação de medição permanente em todas as SEDs com potência superior a 25 MVA pode não resultar, a depender das particularidades de cada sistema, na seleção de pontos de medição que não garantam a representatividade das áreas de concessão das concessionárias. A distribuidora pode optar por aproveitar a implantação de uma nova SED para já incluir na mesma os medidores de QEE, independentemente da potência. Logo, conforme previamente abordado, entende-se mais pertinente o estabelecimento e cumprimento de um cronograma de implantação das medições permanentes em pontos dos sistemas franqueados 49

50 (ANEXO I) pelas distribuidoras, considerando as regiões mais representativas dos sistemas destas concessões. 19) A medição eventual deve ser estabelecida para os outros fenômenos (distorções harmônicas, desequilíbrios de tensão e flutuações de tensão)? Em defesa de aprimoramentos regulatórios introduzidos de forma gradual e parcimoniosa, concedendo às distribuidoras um tempo de adequação e direcionamento de investimentos, conforme já abordado neste documento, discordamos da criação de processo de Gestão das Reclamações associadas às VTCDs para consumidores de média e alta tensão e também com o estabelecimento destas medições eventuais para os outros fenômenos. Portanto, somos contrários ao estabelecimento de um processo regulamentado para atendimento das reclamações relacionadas aos fenômenos de QP em pauta, incluindo fluxogramas, prazos de atendimento, e limites. Acredita-se que, no momento, a Agência e agentes envolvidos não possuem insumos e experiências suficientes para a estruturação deste processo de medições eventuais, principalmente com as precauções necessárias no quesito atribuição de responsabilidades entre as partes. Faz-se necessário que a SRD/ANEEL atue com extrema cautela no aprimoramento da regulamentação, para que as alterações não restem por incentivar a judicialização indevida dos processos comerciais de reclamação. De modo a não onerar nenhuma das partes e até que se tenha a consolidação das informações dos sistemas de distribuição, sugere-se que as distribuidoras atendam as solicitações dos consumidores, 50

51 prestando o devido atendimento as reclamações pontuais que possam surgir, fornecendo um parecer ao consumidor e apoiando-o na solução dos problemas. Por fim, ressalta-se que a proposta apresentada pela ABRADEE de instalação gradual de medições permanentes nos sistemas de distribuição das concessões, já propiciará um avanço significativo no tema qualidade do produto, com benefícios que serão auferidos pelos consumidores e distribuidoras nestes processos. 20) A medição amostral deve ser estendida de forma a contemplar todos os indicadores do produto? No que se refere ao aumento dos parâmetros medidos na medição amostral, somos contrários à ampliação do escopo destas medições sistêmicas. Isso porque, os custos envolvidos são bastante significativos, abrangendo a aquisição de novos medidores de QEE, que inclusive necessitam de uma maior robustez em relação aos instalados nas subestações, mas principalmente relacionados à capacitação e treinamento dos profissionais envolvidos (parametrização dos equipamentos e extração das medições); e pelo fato que, em última instância, as medições amostrais podem ser comparadas às medições resultantes de uma campanha de medidas, apresentando diagnósticos estáticos da rede. Salienta-se ainda que o período da medição de 07 dias não é suficiente para a devida avaliação do fenômeno VTCD, logo, a implementação com altos investimentos necessários para esta ampliação qualitativa das medições amostrais, auferiria benefícios apenas no que se refere à avaliação, ainda que um diagnóstico 51

52 estático, dos fenômenos desequilíbrios de tensão, harmônicos e flutuações de tensão. Além dos custos elevados envolvidos e a limitação de que o diagnóstico oferecido é estático, a necessidade de uma maior robustez dos medidores para fins de utilização nas medições amostrais é também ponto bastante relevante. Ainda que sejam feitos investimentos na aquisição destes equipamentos mais robustos, a experiência das distribuidoras mostra que em campo estes medidores possuem tempo de vida útil limitado quando utilizados para este tipo de trabalho. Isso porque, sendo utilizados de forma contínua (instalação e retirada continua em diversos pontos do sistema) e ao ficarem sujeitos às intempéries climáticas e impactos mecânicos diversos (ventos, chuva, maresia, quedas de postes, dentre outros), por vezes estes medidores começam a apresentar frequentes problemas, necessitando de constantes recalls, que muitas das vezes não cessam os problemas apresentados. O Grupo Energisa possui significativa experiência neste quesito, pela realização e gestão de campanha de medidas de QEE no âmbito do desenvolvimento do projeto de P&D ANEEL 1106/2011. O tempo de realização da referida campanha ultrapassou significativamente o tempo planejado/previsto, sendo o atraso ocasionado principalmente por problemas de manutenção dos medidores, que frequentemente apresentavam comportamentos inadequados. 21) Devem ser estabelecidas penalidades quando da ultrapassagem dos limites? Se sim, como estabelecer procedimento para atribuir responsabilidades? 52

53 Em defesa de aprimoramentos regulatórios introduzidos de forma gradual e parcimoniosa, concedendo às distribuidoras um tempo de adequação e direcionamento de investimentos, conforme já abordado neste documento, entendemos que nesse momento não devem ser estabelecidas penalidades quando da ultrapassagem dos limites dos indicadores. Lembramos ainda que práticas regulatórias de incentivo à melhoria da qualidade do produto e não de penalização em caso de descumprimento de limites, precisam estar no radar da SRD/ANEEL quando mais à frente o tema vier a ser discutido. IV.5 CRITÉRIOS DE ACESSO 22) Quem deve ser o responsável pelo Relatório de Impacto no Sistema Elétrico? O acessante ou a distribuidora? A responsabilidade da elaboração do Relatório de Impacto no Sistema Elétrico - RISE deve ser atribuída aos acessantes, por se tratarem dos maiores conhecedores das cargas a serem conectadas no sistema, informações estas que são fundamentais para a devida modelagem das mesmas. Ademais, com a atribuição de maiores responsabilidades aos acessantes no processo de acesso, estes certamente terão maior comprometimento quanto à prestação de informações quando da ocorrência de mudanças das cargas conectadas em sua planta. Por outro lado, para a elaboração deste relatório, a distribuidora se responsabilizaria pela indicação das informações necessárias relativas ao fornecimento de energia prestando o devido subsídio de dados para a realização dos estudos. 53

54 Logo, além do ônus que será imputado as distribuidoras (e consequentemente à tarifa dos consumidores) para o levantamento e elaboração de tal relatório, ainda existem dificuldades intrínsecas ao processo, voltadas ao acesso e a obtenção de informações pela distribuidora totalmente atreladas a terceiros, e que devem ser consideradas. Em analogia às práticas do ONS, de acordo com o Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede, quando ocorrem Solicitações de Acesso por parte de consumidores livres, agentes de geração, agentes de distribuição, agentes de importação e de exportação, cujas instalações possuam cargas não lineares e que possam comprometer o desempenho da Rede Básica, devem ser realizados estudos detalhados e medições dos indicadores de QEE para mensurar eventuais impactos da conexão de carga potencialmente perturbadora. O item 6 Responsabilidades, especificamente em seu subitem 6.2, estabelece-se que cabe aos agentes que se conectam ao sistema a responsabilidade de realizar medições e estudos específicos, relacionados ao desempenho de sua instalação quanto à QEE. Adjunto, o agente deve submeter à apreciação do ONS, dentro do prazo estabelecido no Submódulo 3.3 dos Procedimentos de Rede, sob a forma de relatório, todos os estudos realizados, incluindo informações detalhadas quanto aos dados, modelos e metodologia utilizados, bem como os resultados obtidos e as eventuais ações a serem desenvolvidas no sentido de adequar o desempenho da instalação aos padrões estabelecidos. Ressalta que o ONS poderá apresentar comentários e sugestões relacionados com os resultados das análises efetuadas pelo agente, o qual tem inteira responsabilidade pelos dados, modelos e metodologia utilizados nos estudos, bem como pelos resultados obtidos. Logo, a proposta quanto 54

55 à atribuição da responsabilidade pela elaboração do RISE ao acessante está em consonância com as práticas do ONS. 23) Em que etapa dos procedimentos de acesso o RISE deve ser elaborado? Qual o prazo necessário para que o responsável elabore esse documento? Concordamos com a proposta do Regulador de elaboração do RISE na etapa da Solicitação de Acesso. O prazo sugerido para que o responsável elabore o documento é de 60 (sessenta) dias, com a ressalva de que a violação deste prazo impactará diretamente, sem aplicação de penalidade, no prazo de emissão do Parecer de Acesso pela concessionária de energia. 24) A execução da ação de regularização deve ser (i) realizada do ponto de vista da rede sem distúrbios ou (ii) considerando a operação real das redes de distribuição? A execução das ações de regularização deve ser realizada considerando a operação real das redes de distribuição, cabendo aos novos acessantes potencialmente perturbadores, à medida que solicitam o acesso, realizar as melhorias necessárias. 25) Considerando a operação real das redes de distribuição como calcular a participação financeira do consumidor? No que se refere ao cálculo da participação financeira do consumidor, considerando a operação real das redes de distribuição, a atribuição dos custos envolvidos deve ser atribuída aos consumidores. 55

56 IV.6 ANÁLISE DO IMPACTO REGULATÓRIO 26) Quais são os problemas existentes pela falta do acompanhamento dos indicadores relacionados à QEE? Verifica-se o surgimento de problemas relacionados à insatisfação dos consumidores, principalmente do Grupo A, e na maioria dos casos quando os distúrbios causados pelos fenômenos da qualidade do produto impactam na produção. 27) É possível estabelecer os custos associados a algum dos problemas? Quais seriam os custos? As distribuidoras não dispõem destas informações que, por sua vez, podem ser fornecidas pelos consumidores. 28) Quais serão os benefícios advindos da regulamentação da proposta apresentada? O avanço da regulamentação, sendo implementada de forma gradual e parcimoniosa, melhor respaldará as concessionárias para o atendimento das reclamações relacionadas ao tema, direcionando as ações tomadas, o que certamente trará maior satisfação aos consumidores. Entretanto, como previamente abordado nesta contribuição, o avanço equilibrado do tema no âmbito do setor de distribuição de energia elétrica é primordial para que a regulamentação resultante não incorra em caminho facilitador para judicialização do relacionamento comercial entre distribuidora e consumidor. Neste caso, este avanço poderia trazer questionamentos aos processos técnico-comerciais, em detrimento do referido respaldo 56

57 nas ações da distribuidora e afastar ações que em sendo tomadas exclusivamente pelos consumidores, poderiam em muito reduzir os custos globais da expansão e operação dos sistemas elétricos. 29) Quais serão os custos advindos para adequação à regulamentação proposta? Os custos decorrentes da adequação ao regulamento proposto estão principalmente ligados à aquisição de medidores; manutenção destes equipamentos; treinamento dos técnicos que farão uso dos equipamentos (manuseio e parametrização em campo); alocação dos medidores; aquisição e gerenciamento das medições; contratação de técnicos especializados para fins de extração dos registros e análise dos resultados das medições (mão de obra especializada) e desenvolvimento de sistemas para a gestão do processo e das inúmeras informações envolvidas. Os custos de aquisição dos medidores já estão em posse da SRD/ANEEL provenientes da realização de pesquisa com os fabricantes. A conclusão foi de um valor médio de aquisição para medidores Classe S de R$ 8.125,00 e de R$ ,33 para os medidores Classe A. Neste quesito, salienta-se que, conforme já abordado, entendemos que a utilização dos medidores Classe A ou S seja facultada às distribuidoras, que avaliarão, frente à realidade de suas áreas de concessão, a relação de custo-benefício do referido investimento. A obtenção de informações relativas aos custos envolvidos é mais complexa, haja vista a experiência ainda restrita das distribuidoras na realização deste tipo de atividade. 57

58 O Grupo Energisa, por ocasião de desenvolvimento do projeto de P&D ANEEL 1106/2011, quando foi realizada uma campanha de medidas nas áreas de concessão de 05 distribuidoras do Grupo, fornece a seguir algumas informações que podem ser relevantes. As medições foram realizadas em pontos de derivação do ramal de serviço de consumidores BT, em consumidores MT, no secundário dos transformadores de distribuição e dos transformadores de força de subestações, sendo os custos envolvidos com a instalação e retirada dos equipamentos medidores de QEE consolidados na tabela abaixo. O custo das campanhas de medição, que abrangeram um total de medições, totalizou em R$ ,81. A média por ponto medido é de R$ 372,96. Salienta-se que estes custos são referentes à contratação de mão de obra terceirizada para percorrer as áreas de concessão destas distribuidoras, instalando e parametrizando os equipamentos nos pontos de medição pré-definidos e os retirando após um período aproximado de 08 dias. Todavia, salienta-se que apesar da experiência vivenciada, o Grupo Energisa não dispõe de algumas informações de custos que são de extrema relevância para a elaboração da AIR: Por se tratar de um projeto pioneiro no tema, contou-se com a parceria da empresa fornecedora dos medidores de QEE no 58

59 que se refere às manutenções realizadas, não sendo possível computar o custo real que seria despendido neste quesito; Por se tratar de um projeto de P&D realizado em parceria com a Universidade Federal de Uberlândia - UFU, contando com o trabalho de especialistas no tema, os treinamentos realizados no decorrer do projeto forma feitos por estes profissionais, não sendo possível, portanto, mensurar os custos envolvidos com o treinamento dos técnicos que fizeram uso dos equipamentos; Da mesma forma, o levantamento dos custos para contratação e capacitação de técnicos especializados para validação das medições e condução das análises dos resultados fica impossibilitado, haja vista que, no âmbito deste projeto de P&D, estas verificações e análises eram realizadas pelos especialistas da UFU. Os custos de desenvolvimento de sistemas para a gestão do processo também não pode ser obtido, pois o projeto não contemplou o desenvolvimento de ferramenta para este finalidade. Os custos envolvidos no gerenciamento das medições também não são passíveis de levantamento. No âmbito deste projeto, a gestão destas medições foi realizada em conjunto pelos especialistas da UFU e profissionais do Grupo Energisa. Ademais, vale ressaltar que, no decorrer do referido projeto, diante da complexidade inerente ao gerenciamento das inúmeras medições da campanha, foi necessário desenvolvimento de uma ferramenta, o Sistema de Gestão de Medições de Parâmetros de Qualidade de Energia Elétrica SigQEE. 59

60 De acordo com suas experiências, a ELEKTRO estima que o custo médio para instalação dessas medições em barramento de 13,8 kv gira em torno de R$ 65 mil, além de demandar recursos quanto à utilização de SE Móvel. Esse custo inclui serviços e material para as adequações necessárias na subestação. No caso de instalação de medição na alta tensão (138 kv, no caso da ELEKTRO) os custos podem ser muito superiores devido ao nível de isolação dos equipamentos, além de também demandar recurso relativo à SE Móvel. Ademais, salienta-se que, para as referidas experiências vivenciadas pela ELEKTRO, a aquisição dos dados de medição é realizada remotamente e o gerenciamento desses dados é feito por um sistema que foi desenvolvimento em parceria com fornecedor (Way2). De acordo com as experiências vivenciadas pela LIGHT, o custo médio de aquisição e instalação de medidores Classe A é de R$ ,63 e o custo médio de aquisição e instalação de medidores Classe S é de R$ 4.194,00. As distribuidoras do Grupo Neoenergia possuem experiência em diagnosticar problemas de clientes relativos à Qualidade do Produto, inclusive para os fenômenos de VTCDs, Desequilíbrios, Flutuações de Tensão e Distorções Harmônicas. Há mais de 10 anos, as concessionárias deste Grupo vêm atendendo às reclamações de seus clientes, norteando-se pelos valores de referência presentes no PRODIST e em recomendações de normas internacionais. Todas as análises sempre foram realizadas utilizando-se registros obtidos através de medidores portáteis de QEE, com capacidades para registros de oscilografias, bem como através de registros de sistemas de automação e proteção da empresa e através de sistemas 60

61 computacionais de simulação como o Matlab, ATP, dentre outros. A estrutura para atendimento à demanda de reclamações de clientes, até o momento, é formada por equipe com 04 Engenheiros, 07 medidores de QEE portáteis e 13 medidores fixos Classe A. A equipe conta ainda com apoio de técnicos para apoio no processo de instalação dos equipamentos de medição de QEE. Baseado nesta experiência, o Grupo Neoenergia estima que, para a adequação ao regulamento proposto na Nota Técnica nº 0105/2014- SRD/ANEEL, seja necessária a ampliação dessa estrutura por meio da aquisição de medidores adicionais, bem como implantação de sistema informatizado para gerenciamento das medições, treinamento de pessoal e aumento da equipe técnica. Para estimativa dos custos para esta implantação, foi considerada a necessidade de aquisição de mais 180 medidores classe S para fins de instalação em subestações, implantação de software de gerenciamento e ampliação da equipe de análise das medições, considerando 06 engenheiros. Com isso, estima-se: A necessidade de um investimento em infra-estrutura de aproximadamente R$ 2.7 milhões, referente à aquisição e instalação de 180 equipamentos de medição classe S; A necessidade de um investimento de R$ 500 mil referente à aquisição de sistema de gerenciamento das medições; e Despesa anual com equipe especializada da ordem de R$ 1 milhão. A DME DISTRIBUIÇÃO realizou recentemente um investimento adquirindo 10 medidores ION 7650 classe A com software ION Enterprise. A aquisição foi realizada junto à Metrun, representante Schneider Eletric em Minas Gerais, e contemplou: 61

62 Treinamento dos técnicos para instalação, programação e análise das medições; Treinamento de uso do software; e Integração do software com a rede corporativa da DME, disponibilizando os dados dos medidores para as áreas de medição, proteção e distribuição (COD/COS) da empresa. O custo desta aquisição pela DME DISTRIBUIÇÃO de R$ 200 mil e a instalação dos equipamentos de medição está sendo feita pelos técnicos da distribuidora assessorados pela Metrun. A CEMIG possui equipamentos de medição do fabricante FLUKE e, em suas experiências contatou que, na maioria dos casos, o problema está na planta do cliente. Todavia, também já conseguiram identificar vários casos de mergulho de tensão nas linhas de distribuição (MT), como experiência vivenciada nas investigações nas instalações de 02 hospitais. Já foram tratadas também situações em subestações da distribuidora em que foram identificadas anomalias em BRT s e relés. A AES ELETROPAULO, com base em suas experiências, pondera que: O treinamento básico é oferecido pelo fabricante dos equipamentos, sem custo para as distribuidoras, entretanto é necessária a capacitação de técnicos e engenheiros para a análise dos registros de medição; Os medidores que possuem estão alocados com as equipes de medição das bases operacionais; Ainda não possuem um gerenciamento das medições aquisitadas; 62

63 São enfrentadas dificuldades consideráveis na instalação e operação dos equipamentos em campo, devido à complexidade na programação e a falta de padronização dos equipamentos; e Os equipamentos tem custo elevado e atualmente há falta de equipes especializadas para a instalação dos equipamentos bem como para a análise dos dados. Quanto às experiências da COELCE, atualmente a concessionária possui um grupo formado por 01 engenheiro e 01 técnico para tratar dos problemas relacionados com a qualidade da energia em todo o estado do Ceará. Salienta-se que, é realizada uma filtragem e que, apenas os casos que realmente forem caracterizados como problemas de QEE são tratados de maneira especial. A maioria dos clientes são atendidos conforme Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST, por equipes de medição gráfica (medições em regime permanente). A COELCE acredita que, caso os processos de reclamações e amostrais que envolvem os distúrbios de qualidade da energia sejam regulamentados pela ANEEL, os investimentos a serem realizados pelas distribuidoras serão bastante elevados. Isso porque, há de serem adquiridos os equipamentos de medição de QEE, realizados treinamentos de manuseio destes medidores, bem como treinamentos conceituais a respeito do tema e relacionados aos procedimentos a serem seguidos nos atendimentos. Baseado em suas experiências, a COELCE salienta que, grande parte dos casos que vivenciaram relacionados aos distúrbios de QEE nos grandes clientes, foram provenientes de problemas internos nas instalações destes consumidores, ou seja, problemas em cargas eletrônicas sensíveis (importadas), proteções muito sensíveis e/ou 63

64 instalações elétricas degradadas. Muitas das vezes ainda que a distribuidora buscasse por soluções a partir de melhorias de sua rede, os problemas não seriam resolvidos por se trataram de inadequações na planta interna do cliente. A COELCE também vivenciou alguns casos em que tiveram alguns casos em que os clientes reclamavam de desligamentos intempestivos de suas cargas, provocados por oscilações (Variações de Tensão de Curta Duração-VTCD), e que, na verdade, também se tratavam de problemas internos em suas cargas. Em alguns casos, no monitoramento realizado realmente havia registros de ocorrências de VTCDs, entretanto, quando da avaliação dos desligamentos registrados pelo cliente e os momentos de ocorrência do referido fenômenos, constatou-se que os desligamentos e as VTCDs não eram coincidentes. Ante ao exposto, salienta-se que, em caso da regulamentação do fenômeno VTCD bem como estabelecimento de limites para sua ocorrência no ponto de entrega do cliente, as distribuidoras poderão, em muitos casos, ser penalizadas indevidamente. Este cenário pode ser estendido para os demais distúrbios da QEE. Nas experiências vivenciadas pela EDP BANDEIRANTE, houve algumas etapas consideradas como marco: Treinamento dos técnicos para manuseio dos equipamentos; Neste quesito, o treinamento pode ser obtido junto aos fabricantes dos medidores quando da aquisição destes equipamentos. A solicitação destes treinamentos foi realizada quando da aquisição de itens pela EDP. Alocação dos medidores; 64

65 Inicialmente, a distribuidora optou por áreas industrializadas em que os problemas de qualidade do produto poderiam ser mais acentuados. Aquisição e gerenciamento das medições; Para as novas subestações a distribuidora está adquirindo medidores de QEE de classe A para fins de instalação no secundário dos barramentos. Faz-se uso de sistemas internos para o gerenciamento e análise de medições. Mão de obra especializada para a análise das medições; Atualmente a empresa possui 01 engenheiro e 01 estagiário alocados para esta atividade de análise das medições de QEE. Os casos são recebidos pela área de grandes clientes e transmitidos para análise pelo departamento de Qualidade. Nas experiências vivenciadas pela EDP ESCELSA, também são consideradas algumas etapas marco: Treinamento dos técnicos para manuseio dos equipamentos; Os treinamentos por técnicos disponibilizados pelos próprios fabricantes, com o intuito de apresentar equipamentos e softwares, quando da aquisição destes itens. Alocação dos medidores; Os equipamentos em operação foram instalados a partir de um Projeto de P&D que visava propor padrões de referência para o fenômeno das VTCDs em sistemas de distribuição. Para tal, foram selecionados, de forma determinística, barramentos de 15 kv da regional Norte do Estado. 65

66 Ademais, no passado foram instalados equipamentos de QEE restritos aos barramentos de AT das principais subestações do Estado. Aquisição e gerenciamento das medições; A aquisição das medições é, em grande parte, feita remotamente, pois grande parte das referidas subestações possuem rede ethernet instalada. Contudo, a distribuidora não possui software específico de gerenciamento das medições e apresentação de análises e resultados concisos. Mão de obra especializada para análise das medições; Na área de Qualidade possui 01 engenheiro e 01 técnico que atuam nos processos de medições relacionados à qualidade do fornecimento, como demandas de clientes (BT, MT ou AT), jurídicas e de ouvidoria, seja relativa à qualidade do serviço ou à qualidade do produto. 30) Qual é o tempo necessário para que as distribuidoras se adequem ao regulamento proposto? Conforme apresentado neste documento, em defesa de aprimoramentos regulatórios introduzidos de forma gradual e parcimoniosa, concedendo às distribuidoras um tempo de adequação e direcionamento de investimentos, se possível com os recursos de P&D respaldando as primeiras iniciativas, propõe-se a implantação de um modelo de o cronograma apresentado no ANEXO I pelas distribuidoras, ações estas que podem vir a ter início no médio prazo. 66

67 V. CONCLUSÕES 75. Ao longo do presente documento a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE apresentou suas contribuições para a regulamentação dos fenômenos: desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de tensão e variações de tensão de curta duração. Buscamos demonstrar o interesse das distribuidoras em alcançar aprimoramentos para o tema no setor elétrico brasileiro. 76. É preciso reconhecer a excelência do trabalho conduzido até o momento pela ANEEL e pela consultoria contratada para investigação do tema, mas entendemos que a adoção pura e simples da íntegra das propostas de aprimoramento elencadas na Consulta Pública implicará em uma mudança drástica e temerária do marco regulatório, com reações imprudentes e ineficientes dos agentes setoriais na ânsia de não descumprirem a regulamentação ou tentando se valer dos direitos que ela encerraria. A correta alocação de custos e riscos é fator indispensável para uma prestação de serviços que otimiza investimentos e se mostra eficiente nas suas ações, revertendo a título de modicidade tarifária tais benefícios para seus consumidores. 77. Nesse sentido apresentamos uma alternativa estruturada, para a construção cadenciada de metodologia para a qualidade do produto, pautada no acesso aos recursos de P&D, no estabelecimento de um sistema de monitoramento da QEE, na instalação de medidores em caráter permanente, na formação de uma base de dados da QEE inédita no setor, na definição responsabilidades tanto de distribuidoras quanto de usuários do serviço, na comparação de desempenhos para indicação de limites e na apuração e acompanhamento de resultados. 67

68 78. Cuidamos ainda de levantar um conjunto de informações das empresas, para melhor contextualizar o problema e facilitar a atuação da ANEEL, com vistas à realização da futura Audiência Pública sobre o tema. Permanecemos a inteira disposição do Regulador, não só para um melhor e necessário entendimento de todos os parâmetros que foram adotados pela Consultoria na construção das propostas da CP nº 018, mas também para podermos ampliar nossa manifestação acerca dos aprimoramentos que defendemos, para que sejam compreendidos e percebidos pela ANEEL como uma forma adequada de avançar a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica nas concessões. Atenciosamente, NELSON FONSECA LEITE Presidente 68

69 ANEXO I CRONOGRAMA DE IMPLANTAÇÃO DE MEDIÇÕES PERMANENTES DE QEE Sugestão de Cronograma para Instalação de Medições de QEE para Definição entre ANEEL e Distribuidora Distribuidora: XXXX Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano... Ano... % mínimo de SEDs com medição QEE instalada 1% 5% 10% 15% % 69

70 ANEXO II RELATÓRIO VISITA TÉCNICA AO LABORATÓRIO DE QUALIDADE DA ENERGIA ELETRICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DE UBERLÂNDIA O laboratório de Qualidade e Racionalização de Energia Elétrica/ UFU é um dos mencionados na documentação da CP nº 18/2014 como referência para realização dos testes de desempenho de medidores de QEE no Brasil, por meio do Caderno de Testes desenvolvido pela parceria UFU/ONS no ano de Com intuito de melhor conhecer os 42 (quarenta e dois) ensaios contemplados no referido Caderno de Testes e os processos para avaliação dos medidores, foi realizada uma visita in loco no dia 02 de março de Figura 1 - Bancada única para realização dos testes de desempenho de medidores. 70

71 Figura 2 - Fonte de Tensão Programável. Antes do início dos testes, o Caderno de Teste é entregue ao representante do fabricante do medidor, sendo de responsabilidade deste o preenchimento das informações que vão desde a Identificação e Caracterização dos medidores até o preenchimento das tabelas com os valores obtidos a partir dos ensaios. Durante a visita foram percorridos todos os 06 módulos baseados nos fenômenos de QEE, sendo eles: Medições de tensões harmônicas; Medições de desequilíbrios de tensão; Medições de flutuação de tensões; Medições de VTCDs 1ª parte; Medições de VTCDs 2ª parte e Medições de variações de tensão em regime permanente. Apresenta-se abaixo a descrição de cada um dos ensaios realizados e seus respectivos módulos: 71

72 Módulo I: MEDIÇÕES DE TENSÕES HARMÔNICAS. O Módulo I é dividido em 14 (quatorze) ensaios com duração de 10 (dez) minutos cada, sendo eles: Ensaios de 1 a 9: Aplica-se para cada um dos ensaios uma tensão distorcida por uma ordem harmônica de amplitude constante. Cabe ao representante do fabricante reconhecer a frequência harmônica e as porcentagens da tensão fundamental em cada uma das três fases. Ensaio 10: Aplica-se nove diferentes tensões distorcidas, de amplitudes constantes e diferentes ordens harmônicas. Neste, o fabricante deverá indicar quais as frequências harmônicas bem como os percentuais de tensão nas três fases de cada ordem harmônica e o valor da DTT (%). Ensaios 11 e 12: Aplica-se uma tensão distorcida por uma ordem harmônica com amplitude constante, distorcendo-se a frequência fundamental da tensão. Neste o representante deverá reconhecer qual a frequência fundamental bem como os valores percentuais das tensões harmônicas distorcidas nas três fases. Ensaio 13: Aplica-se três tensões distorcidas por diferentes ordens harmônicas, sendo que uma delas terá variações suaves ao longo do tempo e as demais terão amplitudes constantes. Neste, o representante deverá definir as frequências harmônicas envolvidas, as porcentagens das tensões aplicadas em cada uma das fases e os valores de DTT (%). 72