Disserta%C3%A7%C3%A3o Eduardo Chagas2004

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UNIVERSIDADE SALVADOR – UNIFACS

PRÓ-REITORIA DE PÓS-GRADUAÇÃO, PESQUISA E EXTENSÃOCOORDENAÇÃO DE PÓS-GRADUAÇÃO

MESTRADO EM REGULAÇÃO DA INDÚSTRIA DE ENERGIA

EDUARDO HENRIQUE CONCEIÇÃO CHAGAS

A MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO AMBIENTECOMPETITIVO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO,

CONTEMPLANDO AS RELAÇÕES GERAÇÃO–TRANSMISSÃO E TRANSMISSÃO–DISTRIBUIÇÃO

Salvador

2004




A MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO AMBIENTECOMPETITIVO DO SETOR ELETRICO BRASILEIRO,

CONTEMPLANDO AS RELAÇÕES GERAÇÃO–TRANSMISSÃO E TRANSMISSÃO–DISTRIBUIÇÃO

Dissertação apresentada ao Curso de Mestrado em

Regulação da Indústria de Energia, Universidade

Salvador – UNIFACS, como requisito parcial para

obtenção do grau de Mestre.

Orientador: Prof. Dr. André Luiz de Carvalho Valente

Salvador

2004



FICHA CATALOGRÁFICAElaborada pelo Sistema de Bibliotecas da Universidade Salvador – UNIFACS

S231r

Chagas, Eduardo Henrique Conceição

A medição da energia elétrica no ambiente competitivo do setor elétricobrasileiro, contemplando as relações geração – transmissão e transmissão-distribuição / Eduardo Henrique Conceição Chagas; orientador Prof. Dr.André Luiz de Carvalho Valente. 2004.

165 f : il.

Dissertação apresentada ao Curso de Mestrado em Regulação da

Indústria de Energia, Universidade Salvador - UNIFACS, como requisitoparcial para obtenção do grau de Mestre.

1. Energia elétrica – Reestruturação do setor elétrico. 2. Mercadoatacadista de energia elétrica – Regulamentação. 3. Medição de energiaelétrica – Implantação de sistema de medição para faturamento no MAE-ONS. 4. Medição de energia elétrica – Fronteira geração – transmissão -distribuição.

I. Valente, André Luiz de Carvalho, orient. II. Título.CDD: 333.7932



TERMO DE APROVAÇÃO


A MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO AMBIENTE

COMPETITIVO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO,CONTEMPLANDO AS RELAÇÕES GERAÇÃO–TRANSMISSÃO ETRANSMISSÃO–DISTRIBUIÇÃO

Dissertação aprovada como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre em

Regulação da Indústria de Energia, Universidade Salvador – UNIFACS, pela seguinte bancaexaminadora:

André Luiz de Carvalho Valente – Orientador ______________________________________Doutor em Engenharia Elétrica, Universidade de São Paulo (USP)Universidade Salvador – UNIFACS

James Silva Santos Correia – Membro ____________________________________________Doutor em Engenharia Elétrica, Universidade de São Paulo (USP)Universidade Salvador – UNIFACS

Niraldo Roberto Ferreira – Membro ______________________________________________Doutor em Geofísica, Universidade Federal da Bahia (UFBA)Universidade Federal da Bahia – UFBA

Salvador, de outubro de 2004.



ÀMemória dos meus queridos pais Osvaldo Ferreira Chagas e Nilda Conceição e irmão LuísAntônio Conceição Chagas.Ao

Amor, carinho, compreensão e incentivo permanente da minha esposa Marli e filhas Emilene,Cristhine, Gabriela e Clarissa.



AGRADECIMENTOS

A Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA), por ter proporcionado aoportunidade de participar do curso de mestrado em Regulação da Indústria de Energia.

A Universidade Salvador (UNIFACS) por ter promovido esse curso de mestrado tãosintonizado aos dias atuais e importante à compreensão do processo de transformação por quepassa a indústria de energia.

Ao eng. José Carlos Abreu, gerente da área de medição no Mercado Atacadista deEnergia(MAE) e principal condutor do processo de implantação do Sistema de Medição paraFaturamento(SMF) no sistema interligado nacional. Sua competência profissional,perseverança, capacidade de superação dos enormes desafios representados pelaimplementação desse sistema, serviram-me de referência no projeto de elaboração dessadissertação. A destacar também, sua paciência, atenção, receptividade, comentários eorientações precisas.

Aos engs. Neyl Hamilton Martelotta Soares e Sérgio Sobral do Operador Nacional do SistemaElétrico (ONS), pela atenção e presteza no fornecimento das informações solicitadas.

A toda minha equipe de trabalho na Unidade de Movimento de Energia (GOME) doDepartamento de Operações do Sistema Elétrico (GOS) da COELBA, composta pelo eng.Ednardo Rodrigues Gomes Pinheiro, analistas de sistema elétrico Luis Carlos Bitencourt,Celeste Maria Campos Oliveira, Lise de Araújo Rastelli, em especial ao eng. Carlos GuaracySantos Nascimento, grande conhecedor de medição de energia elétrica, amigo e conselheiroem todas as horas e a analista Teila Nulimar Cabral, pelo apoio fundamental na conclusão dotrabalho.

Aos colegas do GOS , Leone Nascimento Conceição e José Cássio Filardi pelo apoio e

incentivo permanente.

Ao amigo e colega de mestrado Eduardo José Fagundes Barreto, pelo incentivo e apoio emlevar adiante essa dissertação.

Ao professor Dr. André Luiz de Carvalho Valente, orientador sempre atencioso e receptivo,cujos comentários pertinentes e observações argutas, foram fundamentais ao aperfeiçoamentodo trabalho.

Muito obrigado a todos por possibilitarem esta experiência desafiadora, enriquecedora,gratificante e muito importante ao meu crescimento profissional.



RESUMO

O modelo do Setor Elétrico Brasileiro (SEB) anterior a 1995, era caracterizado por empresas

verticalizadas, predominantemente estatais, sendo formado por quatro grandes empresas

supridoras federais (CHESF, ELETRONORTE, ELETROSUL, FURNAS), detentoras das

grandes usinas hidrelétricas e sistemas de transmissão associados, responsáveis pelosuprimento às distribuidoras estaduais. Neste contexto, os sistemas de medição de energia

elétrica para faturamento dos intercâmbios entre empresas, eram instalados nas fronteiras

transmissão–distribuição e de propriedade da empresa supridora correspondente.

O modelo competitivo foi estabelecido com o processo de reestruturação do setor elétrico

brasileiro, iniciado em 1995, com a lei das concessões (Lei 8.987/95), a instituição do livreacesso, criação do produtor independente, consumidor livre e rede básica (Lei 9.074/95),criação da ANEEL (Lei 9.427/96), regulamentação do Mercado Atacadista de Energia (MAE)

e definição das regras de organização do Operador Nacional do Sistema (ONS), Lei 9.648/98,

resultando na desverticalização da cadeia produtiva e criação dos agentes de geração,

transmissão, distribuição e comercialização.

O trabalho tem como objetivo, analisar o impacto do novo modelo do SEB nos sistemas de

medição de energia elétrica para faturamento das transações efetuadas no âmbito do MAE, ou

seja, nas fronteiras geração–transmissão e transmissão–distribuição.Está focado nos aspectos

regulatórios e dificuldades da implementação do SMF, na topologia e características do

sistema de medição adotado, não fazendo parte do seu escopo os detalhes estritamente

técnicos deste sistema.

Fez-se consulta a todo o arcabouço regulatório emitido pela ANEEL e poder concedente (leis,

decretos, resoluções, portarias etc.), referente ao novo sistema de medição, adequado ao

atendimento da operação do MAE no Brasil.

O Sistema de Medição para Faturamento (SMF), em fase de implantação nas fronteirasgeração–transmissão e transmissão–distribuição, tem como principais virtudes, dar relevância

a medição de energia elétrica e incorporar as tecnologias digitais mais modernas a esta área.

Por ser a base fundamental das transações efetuadas no âmbito do MAE, este sistema trará

muitas vantagens à operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) dentre as quais

destacam-se: conhecimento da capacidade de produção das máquinas geradoras e perdas

técnicas efetivas na rede básica, acompanhamento da carga em tempo real e identificação do

perfil de carga das distribuidoras e consumidores livres.

A implantação deste SMF demandará bastante tempo e recursos dos agentes participantes,

geradores e distribuidores, considerando-se a magnitude da tarefa, extensão do sistema

elétrico a ser coberto, bem como a quantidade de agentes envolvidos, equipamentos à instalar

(TPs, TCs, painéis, cabos e medidores), sistemas de telecomunicações e sistemas

computacionais necessários (hardware e software).

Palavras-chave: Energia elétrica; Mercado atacadista de energia; Medição para faturamento.



ABSTRACT

The brazilian electrical sector model prior to 1995, was characterized by vertically established

companies, mainly state owned, being formed by four federal suppliers, controlling the

hydraulics energy plants and its associated transmission systems, and being responsible for

supplying the states concessionaires distribution companies.

The competitive model was established with the restructuring process of the brazilian

electrical sector, started in 1995, with the promulgation of the law of concessions (Law

8.987/95), the institution of free access, creation of the independent producer, free consumer,

the basic national grid, Law 9.074/95, the creation of the national regulatory agency

(ANEEL), Law 9.427/96, regulation of the wholesale energy market (MAE), and thedefinition of the rules of organization of the national operator system (ONS), Law 9.648/98,resulting in the deregulation of the brazilian electrical sector and in the creation of the agents

of generation, transmission, distribution and trader.

This work aims to analyze the impact of the brazilian electrical deregulation in the Metering

System for Billing (MSB) in the transactions of the wholesale energy market. It is focused inthe regulatories aspects, the MSB implementation difficulties, their topology and

characteristics adopted, not being part of this work the technical details of this system.

It was made a complete consult to the regulatory statements emitted by ANEEL (laws,

decrees, resolutions, etc), referent to the operation of the new metering system, in the context

of the wholesale energy market.The Metering System for Billing (MSB), that is being implemented in the generation–

transmission and transmission–distribution frontiers, has the main virtue of giving relevance

to the electrical energy metering and incorporate the most modern digital technologies to this

area. Since it is the fundamental base for the transactions that occurs in the wholesale energy

market (MAE) ambient, it will bring many advantages to the operation of the national electricsystem such as: the knowledge of the capacity production of generation plants, the effective

power losses in the basic national grid, the real time supervision of the load and the utilities

and free consumers load profiles.

The implementation of the Metering System for Billing (MSB), will demand a lot of time and

financial resources of the participants agents (generator and distributors) if we consider themagnitude of the task, the extension of the brazilian electric system, the number of agentsinvolved, equipment to be installed (potential transformers, current transformers, switch–

board, cables and meters) telecommunication systems, computational systems (hardware and

software).

Keywords: Electrical energy; Wholesale energy market; Metering for billing.



LISTA DE FIGURAS

Figura 1 – Energia comercializada no MAE .........................................................

29

Figura 2 – Visão geral da contabilização do MAE ...............................................

30

Figura 3 – Centro de gravidade ............................................................................

32

Figura 4 – Rateio das perdas .................................................................................

33

Figura 5 – Distribuição de erros nos medidores ....................................................

67

Figura 6 – Fronteira de distribuidores ou consumidor ..........................................

77

Figura 7 – Fronteira de distribuidor único ou consumidor ...................................

77

Figura 8 – Fronteira compartilhada por distribuidores ou consumidor ................

78

Figura 9 – Fronteira de geradores agrupados .......................................................

78

Figura 10 – Fronteira de geradores individuais.......................................................

79

Figura 11 – Conexão de geração através de linha de transmissão ..........................

79

Figura 12 – Conexão de consumidor ......................................................................

80

Figura 13 – Conexão entre agentes do MAE ..........................................................

80

Figura 14 – Conexão de agentes não participantes do MAE ..................................

81Figura 15 – Arquitetura básica do SMF ..................................................................

82

Figura 16 – Arquitetura básica do SMF (forma alternativa) ...................................

83

Figura 17 – Arquitetura funcional do SCDE ...........................................................

84

Figura 18 – Módulos do SCDE ...............................................................................

85

Figura 19 – Fluxo macro do SCDE ........................................................................

91

Figura 20 – Processos chave ..................................................................................

96



LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Incerteza da medição .............................................................................. 68

Tabela 2 – Tabela dos medidores classe 0,2S .......................................................... 74

Tabela 3 – Medidores interligados ao SCDE ........................................................... 92

Tabela 4 – Panorama global do SMF ...................................................................... 105



LISTA DE SIGLAS

ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica

ACL Ambiente de Contratação Livre

ACR Ambiente de Contratação Regulada

ADC Gerenciador de Banco de Dados

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ASMAE Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia Elétrica

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

CBEE Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial

CCC Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CCON Comitê Coordenador de Operações do Norte/Nordeste

CCT Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão

CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica

CHESF Companhia Hidroelétrica do São FranciscoCMO Custo Marginal de Operação

COEX Comitê Executivo

COMAE Conselho do Mercado Atacadista de Energia Elétrica

COMED Comitê de Medição

CPST Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão

CUST Contrato de Uso do Sistema de Transmissão

DIT Demais Instalações de TransmissãoDNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica

EDF Eletricité de France

EF Excedente Financeiro

ELETROBRÁS Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

ELETRONORTE Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A

ELETROSUL Centrais Elétricas do Sul do Brasil S/A

EPE Empresa de Pesquisa Energética

ESS Encargos de Serviços do Sistema



EUST Encargos de Uso do Sistema de Transmissão

FR Frame Relay

FURNAS Furnas Centrais Elétricas S/A

GCOI Grupo Coordenador para Operação Interligada

GCPS Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema Elétrico

GTC Gerenciador de Leituras

GTMI Grupo de Trabalho de Manutenção / GCOI

INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial

MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica

ME Medidor de Energia Elétrica

MEMP Medidor Eletrônico Memorizador Programável

MME Ministério das Minas de Energia

MRE Mecanismo de Realocação de Energia Elétrica

NOTUS Software de Tratamento de Dados

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PD Procedimentos de Distribuição

PM Procedimentos de Mercado

QEE Qualidade de Energia ElétricaRDMT Registrador Digital para Média Tensão

RDTD Registrador Digital para Tarifação Diferenciada

REP Registrador Eletrônico Programável

REP-TD Registrador Eletrônico Programável com Transdutor Digital

RE–SEB Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro

RMS Valor Eficaz de Tensão

SCAM Sistema de Coleta de Aquisição de MediçõesSCDE Sistema de Coleta de Dados de Energia

SEI Secretaria Especial de Informática

SIN Sistema Interligado Nacional

SINERCOM Sistema de Contabilização e Liquidação

SLC System Loss Compensation

SMF Sistema de Medição para Faturamento

STD Gerenciador de Comunicação

TC Transformador de Corrente



TI Transformador para Instrumentos

TP Transformador de Potencial

UCM Unidade Central de Medição

VPN Virtual Private Network

VTCD Variação de Tensão de Curta Duração



SUMÁRIO

Página

1 INTRODUÇÃO.............................................................................................. 13

1.1 MOTIVAÇÃO................................................................................................. 13

1.2 APRESENTAÇÃO DO PROBLEMA............................................................ 14

1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO.............................................................. 16

2 HISTÓRICO.................................................................................................. 18

3 REGRAS DE MERCADO............................................................................ 23

3.1 CONTABILIZAÇÕES DAS OPERAÇÕES NO MAE.................................. 28

3.1.1 Etapa 1 – Processamentos dos Dados de Entrada...................................... 30

3.1.1.1 Energia Assegurada......................................................................................... 30

3.1.1.2 Medição........................................................................................................... 31

3.1.1.3 Preço do Mercado de Curto Prazo.................................................................. 343.1.1.4 Contratos......................................................................................................... 36

3.1.2 Etapa 2 – Processamento Intermediário..................................................... 37

3.1.2.1 Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)............................................... 37

3.1.2.2 Encargos de Serviços do Sistema (ESS) .......................................................... 39

3.1.2.3 Excedente Financeiro........................................................................................ 39

3.1.3 Etapa 3 – Processamento Final da Contabilização...................................... 40

4 REFLEXOS DA REGULAMENTAÇÃO NO SMF...................................... 42

4.1 DOCUMENTOS BÁSICOS........................................................................... 42

4.2 DOCUMENTO DE REFERÊNCIA................................................................ 52

4.3 DIFICULDADES DE IMPLANTAÇÃO..................................................... 55

4.4 CRONOGRAMA DE IMPLANTAÇÃO....................................................... 58

4.4.1 Implantação da Central de Aquisição no MAE.......................................... 59

4.4.2 Implantação da Medição pelos Agentes...................................................... 59

4.4.3 Implantação de Medição na Fronteira entre Submercados...................... 60



5 ENTIDADE DE MEDIÇÃO....................................................................... 62

5.1 ANTECEDENTES DO PROJETO............................................................... 62

5.2 OBJETIVO E ENFOQUE DO PROJETO...................................................... 64

6 SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA O MAE–ONS......................................... 66

6.1 A CLASSE DE EXATIDÃO........................................................................... 66

6.2 A ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA..................................................................... 69

6.2.1 Características dos Instrumentos................................................................. 74

6.2.2 Características e Recursos do Sistema de Medição.................................... 75

6.2.3 Localização dos Pontos de Medição............................................................. 76

6.2.4 Arquitetura Básica do Sistema de Medição para Faturamento................ 82

6.3 SISTEMA DE COLETA DE DADOS DE ENERGIA................................... 84

6.3.1 Concepção Geral............................................................................................ 84

6.3.2 Arquitetura Funcional do SCDE.................................................................. 85

6.3.2.1 Módulo Medições............................................................................................ 86

6.3.2.2 Módulo Coleta................................................................................................. 87

6.3.2.3 Módulo Cadastro............................................................................................. 886.3.2.4 Módulo Relatórios........................................................................................... 88

6.3.2.5 Módulo Tratamento........................................... ............................................. 89

6.3.2.6 Módulo Cálculo e Mapeamento...................................................................... 89

6.3.2.7 Módulo Interfaces............................................................................................ 90

6.3.3 Medidores interligados ao SCDE................................................................. 91

6.4 PROCEDIMENTOS DE REDE, MERCADO E DISTRIBUIÇÃO......... 93

6.4.1 Procedimentos de Rede................................................................................. 936.4.2 Procedimentos de Mercado........................................................................ 95

6.4.3 Procedimentos de Distribuição..................................................................... 97

7 O SMF NA COELBA.................................................................................. 99

8 O SMF NACIONAL.................................................................................... 103

8.1 SISTEMA GLOBAL DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO................. 105



9 CONSIDERAÇÕES FINAIS / CONCLUSÕES......................................... 106

REFERÊNCIAS............................................................................................. 110

GLOSSÁRIO.................................................................................................. 113

ANEXOS........................................................................................................ 119



13

1 INTRODUÇÃO

Uma área da engenharia elétrica ganhou recentemente bastante evidência: a

medição de energia. Não a medição do passado. Os medidores digitais hoje,medem, computam, comunicam e analisam todos os fenômenos elétricos.Medidores avançados são precursores de uma vinculação ainda mais exótica,das concessionárias com os seus consumidores. (Technology’s Role in our

Changing Industry, BRUCE A. RENY)

1.1 MOTIVAÇÃO

Com a reestruturação do setor elétrico brasileiro e o advento do Mercado Atacadista de

Energia (MAE) iniciaram-se as discussões e debates sobre a implementação do Sistema de

Medição para Faturamento (SMF) adequado a este novo ambiente. Formou-se um grupo de

trabalho sob a coordenação do MAE, com representantes de várias empresas visando análise e

definição das estratégias para encaminhamento do problema.

A representatividade da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA) no

contexto do setor elétrico brasileiro, com participação ativa nos fóruns de debate do setor e

atuação efetiva no projeto RE-SEB, em particular, sua posição singular no nordeste do Brasil,

caracterizada pelo porte da carga (12.000 GWh/ano e 1.800 MW de demanda), extenso

sistema elétrico e inúmeras conexões com a rede básica, foram os fatores determinantes à

participação da empresa neste grupo de trabalho. Como representante da empresa na área de

medição de energia elétrica, tive oportunidade de participar de muitas reuniões, grupos de



14

trabalho e discussões referentes a esta questão. O curso de mestrado em Regulação da

Indústria de Energia da UNIFACS, me permitiu conhecer a relação entre a regulamentação e

os aspectos técnicos da indústria, e portanto me senti motivado e considerei pertinente

desenvolver um trabalho que registre a complexidade e dificuldade representada pela

implementação do SMF.

1.2 APRESENTAÇÃO DO PROBLEMA

A opção brasileira de criação de um mercado atacadista de energia válido para todo

país, trouxe embutida a necessidade de implementar-se um único Sistema de Medição para

Faturamento (SMF), com regras, procedimentos e especificação técnica válidas para todos os

agentes de mercado.

A amplitude e abrangência das mudanças e definições necessárias ao novo sistema de

medição caracterizam bem, a dimensão do problema a enfrentar-se, pois simplesmente este

sistema poderá contemplar segundo levantamentos iniciais:

3.800----- Pontos de Medição;

6.000----- Medidores;

800------- Subestações;

90--------- Agentes (Geradores/Distribuidores).

Identificar a configuração a ser adotada, responsabilidade e financiamento da sua

implementação, foram de saída, as maiores dificuldades enfrentadas.

Examina-se a solução adotada, qual seja, responsabilidade de implantação do SMF

pelo agente conectante à rede básica, considerando todas as dificuldades existentes: aquisição

e custos dos equipamentos–instrumentos (TPs, TCs, medidores), canais de comunicação,



15

adaptações em instalações existentes (projetos, construção, operação, manutenção etc.) e

analisam-se as vantagens da solução assumida.

O trabalho examina a solução técnica definida para o SMF de modo a atender as

necessidades do MAE–ONS sob aspectos substanciais, tais como: exatidão, custos,

dificuldades operacionais e regulatórias, tecnologias utilizadas. Defende o ponto de vista de

que, apesar da solução adotada ser pouco convencional ou seja, o agente da categoria

consumo–distribuidor e agente da categoria produção–gerador, ser também o proprietário da

medição, na verdade, esta solução pulveriza e transfere para um número bem maior de

agentes, a responsabilidade pelo sistema de medição, o que trará um enorme benefício, pois

disseminará a cultura da medição, levando às fronteiras da cadeia produtiva (G–T e T–D), as

vantagens e agilidades de um sistema de medição moderno, implementado sob uma

especificação técnica padrão, e procedimentos válidos para todos os agentes de mercado,

conforme será justificado no texto.

O Novo Modelo Institucional do setor elétrico brasileiro proposto pelo governo do

Presidente Luis Inácio Lula da Silva , período 2003 – 2006, definido a partir das Leis n°

10.847 e 10.848, de 15.03.2004, referentes a conversão das medidas provisórias n° 144 e 145,

que tratam respectivamente, do Novo Modelo e criação da Empresa de Pesquisa Energética

(EPE), não afeta o Sistema de Medição para Faturamento (SMF), concebido para atendimento

ao MAE e ONS, e em fase de implantação, pois foram preservadas as funções de

contabilização e liquidação do MAE, nos dois novos ambientes de contratação previstos, o

Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Este

novo modelo está ainda sendo regulamentado, mas sabe-se que não afetará o SMF proposto

para o MAE, cujas funções serão atribuídas à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

(CCEE), sucessora do MAE, e que assumirá os papéis de interveniente e gerente dos contratos

bilaterais entre os agentes e de responsável pela gestão das garantias.



16

Este texto denominará modelo antigo do setor elétrico brasileiro àquele vigente até

dezembro de 1994 , e novo modelo o que vem sendo implementado a partir de então.

1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO

O trabalho foi estruturado em 9 capítulos incluindo a introdução, e desenvolvido com o

objetivo de descrever e analisar o SMF em fase de implantação nas fronteiras geração–

transmissão e transmissão–distribuição, adequado a supervisão dos intercâmbios de energia

no âmbito do MAE e disponibilização ao ONS, de informações de demanda e qualidade de

energia, inerentes ao uso do Sistema Interligado Nacional (SIN) pelos diversos agentes de

mercado.

Inicia-se apresentando uma lista das siglas utilizadas no trabalho e amplamente

conhecidas no setor elétrico. No capítulo 2 é apresentado um breve histórico do Sistema de

Medição para Faturamento utilizado no nível de suprimento, para supervisão dos intercâmbios

entre empresas, destacando que esse tipo de sistema ficava restrito a fronteira entre a empresa

supridora e a empresa suprida.

No capítulo 3, é feito um relato sucinto das regras de mercado que dão suporte ao

funcionamento do MAE, visando indicar a relação da medição com este ambiente e, os

requisitos que o SMF deve contemplar no cumprimento das regras deste mercado.

No capítulo 4, são apresentados os documentos básicos (relatórios e resoluções) e o

documento de referência (relatório desenvolvido no âmbito do RE–SEB), que foram

balizadores das características do sistema de medição, bem como uma análise das

dificuldades, indefinições regulatórias surgidas durante o processo e o cronograma de

implantação do SMF.



17

No capítulo 5, faz-se referência a um relatório elaborado por uma consultoria em

conjunto com a Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia (ASMAE),

com o objetivo de estruturar uma entidade nacional de medição ,a partir dos recursos

existentes nas empresas à época, e gradual implementação das alterações exigidas e

necessárias ao sistema de medição adequado ao MAE e ONS. Menciona-se o contexto em que

este estudo foi produzido e o por que da não adoção da solução proposta.

No capítulo 6, são enfocados os aspectos do sistema de medição adotado para o MAE–

ONS quanto a classe de exatidão, especificação técnica, sistema de coleta de dados de energia

e procedimentos que regulamentam a implantação, manutenção e operação deste sistema.

No capítulo 7, examina-se a solução tecnológica utilizada pela COELBA para a

implementação de um sistema de medição para faturamento nas suas conexões com a rede

básica, enfocando as principais dificuldades, configuração e custos inerentes à solução

adotada.

No capítulo 8, é apresentado um panorama do processo de implantação do SMF, a

nível nacional, indicando-se a quantidade de agentes de geração, distribuição, comercialização

e consumidores, e o atual estágio de implementação dos seus sistema de medição para

faturamento.

No capítulo 9, são apresentadas as considerações finais e conclusões obtidas com o

desenvolvimento deste trabalho.

No final do trabalho são apresentadas as referências, glossário com as definições e

conceitos utilizados ao longo do texto e os anexos.



18

2 HISTÓRICO

Os intercâmbios entre empresas no modelo anterior à reestruturação do setor elétrico

brasileiro, sempre foi caracterizado por relações bilaterais entre empresas supridoras e

supridas, observando-se a seguinte classificação:

a) Empresa Suprida

Empresa vinculada à época ao GCOI ou CCON, cujos recursos próprios de

geração, não a capacitava a modular sua geração de energia, e cujas variações nos

seus intercâmbios eram decorrentes basicamente de variações não previstas de seu

mercado.

Eram consideradas “Supridas” as seguintes empresas;

GCOI – CELESC, ENERSUL, CELG, CERJ, CEB, CPFL, ESCELSA, CEMAT.

CCON – CEPISA, COELCE, COSERN, SAELPA, CELB, CELPE, CEAL,

ENERGIPE, COELBA, CEMAR, CELPA e CELTINS.

b) Empresa Supridora

Empresa vinculada ao GCOI ou CCON, cujos recursos próprios de geração de

energia, a capacitava a modular a sua geração de energia, em função das

condições hidrológicas e operativas vigentes. Esta capacidade lhe permite a

programação de intercâmbios de energia com outras empresas do GCOI ou



19

CCON, diferentes dos suprimentos garantidos contratados do Plano de Operação1,

com vistas a otimização energética global do sistema, independentemente de

variações não previstas de seu mercado.

Eram consideradas “Supridoras” as seguintes empresas;

GCOI – CEEE, CEMIG, CESP, COPEL, ELETROPAULO, ELETROSUL,

FURNAS, LIGHT.

CCON - CHESF e ELETRONORTE.

Os sistemas de medição para faturamento dos intercâmbios pertenciam à empresa

supridora, responsável por sua operação, manutenção e modernização, instalados no ponto de

transição entre empresas, cabendo à parte suprida ser faturada com os valores registrados. Não

se utilizava a medição de faturamento na geração, apenas medição operacional de controle,

sendo as perdas elétricas no sistema de transmissão assumidas pelas empresas geradoras.

Até 1975, os sistemas de medição para faturamento empregado pelas empresas eram

despadronizados, em alguns casos, com classe de exatidão 2%, apresentavam grande

variedade de fabricantes destacando-se Westinghouse, General Electric e Landis&Gyr . Nesta

época a coleta de dados era obtida através de leitura local dos medidores pelos operadores de

subestações, e todo o faturamento feito manualmente. Em alguns casos, a demanda era obtida

dos medidores , com extrema dificuldade e sujeita a erros elevados, pois a visualização do

ponteiro de indicação da demanda poderia conduzir a erros de paralaxe. A evolução da carga

acompanhada a partir das leituras diárias dos medidores.

1 Plano de Operação – Relatório elaborado à época, pela área de planejamento energético da operação, sobcoordenação da Eletrobrás, com a finalidade de estabelecer as diretrizes básicas que possibilitavam aoperação econômica do Sistema Interligado, bem como avaliar as condições para o atendimento aosmercados de energia e ponta das empresas pertencentes a este Sistema Interligado, num horizonte de 5 anos.



20

Estes sistemas disponibilizavam os dados de faturamento manualmente e eram

basicamente compostos por medidores eletromecânicos (tipo indução), classe de exatidão na

faixa de 0,5% a 2,0%, com período de integralização 15 minutos, printômetros (impressores

de demanda), totalizadores eletromecânicos e relógio para controle do período de

integralização. Em 1985, por força da nova Portaria nº 046 do Departamento Nacional de

Águas e Energia Elétrica (DNAEE), que estabelecia a tarifação diferenciada, impressoras de

demanda a relógios foram substituídas por registradores microprocessados, de fabricação

nacional, chamados RDTD (Registrador Digital para Tarifação Diferenciada) e toda família

deste derivada. Este ano, 1985, é um marco importante porque dá inicio a entrada do sistema

de medição para faturamento na era digitalizada. Se comparada a etapa anterior, esta faz uso

de fitas cassetes, ao invés de boletins, para a contabilização. É mais um avanço no sentido de

se dotar maior confiabilidade ao faturamento.

Os RDTD foram desenvolvidos com objetivo de atender a nova estrutura tarifária

preconizada em estudo conjunto DNAEE–Eletrobrás — Estudo da Estrutura Tarifária

Brasileira — e que viria a ser implantada no país. A Portaria nº 046 de 10/01/82 do Ministério

das Minas de Energia (MME) definiu as primeiras diretrizes sobre o assunto, e levou o

DNAEE a criar um grupo de trabalho constituído por especialistas em medição e eletrônica

pertencentes às empresas concessionárias, Secretaria Especial de Informática (SEI), CEPEL,

Eletricité de France (EDF) e Eletrobrás.

Tal grupo foi coordenado pelo DNAEE e contou também com a participação de

profissionais da indústria eletrônica brasileira. Após as fases de especificação, projeto,

padronização, 3 empresas foram pré-qualificadas pela SEI: ELO – Sistemas Eletrônicos Ltda,

PRÓLOGO – Produtos Eletrônicos e TELEMÁTICA – Sistemas Inteligentes Ltda, e

apresentaram seus protótipos, os quais foram submetidos a testes de laboratório e campo, e



21

aprovados para o processo de produção industrial. O objetivo principal do uso destes

equipamentos era permitir a implantação das tarifas diferenciadas em:

a) AT – Alta Tensão – fornecimentos em tensão igual ou superior a 69 Kv.

b) MT – Média Tensão – fornecimentos em tensão entre 2,3 kV e 69 kV, incluindo

os da BT de maior porte.

c) BT – Baixa Tensão – fornecimentos em tensão inferior a 2,3 kV.

d) Suprimentos nas interligações.

e) Campanhas de medidas.

O desenvolvimento de tais equipamentos considerava desde a sua especificação

técnica até a fase inicial de industrialização, incluindo os ensaios e o estabelecimento dos

periféricos, visando intercambiabilidade entre equipamentos de fabricantes diferentes.

Os trabalhos desenvolvidos visavam também dar apoio às atividades de:

a) Análise de carga e campanhas de medidas.

b) Construção de tarifas de alta tensão.

c) Construção de tarifas de média tensão.

d) Construção de tarifas de baixa tensão.

e) Construção de tarifas de suprimento.

No ANEXO A, apresenta-se uma descrição sucinta do RDTD, indicando as

características, arquitetura e funções deste equipamento.

Uma importante modernização que o RDTD trouxe para a medição do suprimento de

energia, foi a integralização da demanda dos pontos de suprimento numa mesma base de

tempo, ao utilizá-lo acoplado aos totalizadores de pulsos (TOTIMP), permitindo o

faturamento de demandas coincidentes integralizadas em 01 hora, ao invés do somatório de

demandas integralizadas em 15 minutos.



22

Ao longo do tempo os RDTD foram incorporando inovações tecnológicas, adaptando-

se às exigências do mercado e mudando a denominação para:

RDMT– Registrador Digital para Média Tensão (menor custo, sem memória massa).

REP– Registrador Eletrônico Programável (saída serial cliente, memória massa maior).

REP-TD – Transdutor Digital elimina necessidade de medidores com emissor de

pulsos.

MEMP – Medidor Eletrônico Memorizador Programável incorpora funções avançadas.

Estes instrumentos registradores evoluíram ao estágio de medidores eletrônicos

digitais, e continuam até hoje sendo utilizados pelas empresas brasileiras, principalmente no

faturamento de consumidores.

No ANEXO A são apresentadas às (Figuras 5 e 6) que indicam respectivamente a

arquitetura básica do RDTD e REP, desenvolvidos pelo fabricante ELO Sistemas Eletrônicos,

e nas (Figuras 7 e 8), as vistas frontais dos atuais medidores eletrônicos nacionais SAGA1000

(fabricante ESB) e ELO2113 (fabricante ELO Sistemas Eletrônicos), obtidos através dos

vários estágios de desenvolvimento do RDTD.



23

3. REGRAS DE MERCADO

O Mercado Atacadista de Energia é regido por um conjunto de regras comerciais,

complementares e integrantes à Convenção de Mercado que associadas aos seus respectivos

procedimentos, estabelecem as bases necessárias para a operação comercial do MAE e

estipulam o processo de contabilização e liquidação1, ou seja, o processo de apuração das

posições comerciais dos agentes do mercado, quanto às receitas ou despesas decorrentes da

comercialização de energia e do pagamento ou recebimento por alguns serviços técnicos

prestados ao sistema.

A formulação algébrica das Regras de Mercado estabelece todos os relacionamentos

entre as variáveis do processo de comercialização da energia no MAE e é apresentada através

de uma divisão em capítulos e seus respectivos apêndices, contendo os principais tópicos

considerados na contabilização do mercado. São doze capítulos descritos a seguir:

a) Capítulo 1 – Definições e Interpretações

b) Capítulo 2 – Provisão dos Dados de entrada

c) Capítulo 3 – Formação do Preço

d) Capítulo 4 – Medição

1 Processo de Contabilização e Liquidação – Conjunto de operações envolvendo a medição, o registro decontratos bilaterais, a contabilização pelo regime de competência, a conciliação, a liquidação financeira domercado de curto prazo, a valoração das energias transacionadas no mercado de curto prazo, bem como ogerenciamento das transferências financeiras entre os Agentes participantes do MAE e o universo de programase métodos utilizados.



24

e) Capítulo 5 – Penalidades

f) Capítulo 6 - Encargos de Serviços do Sistema

g) Capítulo 7 – Mecanismos de Realocação de Energia

h) Capítulo 8 – Alocação do Excedente Financeiro

i) Capítulo 9 – Contabilização

j) Capítulo 10 – Interconectores

k) Capítulo 11 – Encargo de Capacidade

l) Capítulo 12 – Modulação

As Regras do Mercado são fruto de um processo setorial. Elas foram inicialmente

desenvolvidas durante o período em que o mercado era auto-regulado. Desta forma, os

agentes participaram ativamente no processo de elaboração das mesmas, acordando formato e

conteúdo. Após a instituição da Convenção de Mercado, competiu à ANEEL a

regulamentação, definição e aprovação das Regras de Mercado.

Um primeiro esboço com a estrutura e as regras de funcionamento do novo mercado de

energia elétrica surgiu após amplas discussões no âmbito do Projeto RE–SEB, promovido

pelo Ministério de Minas e Energia com o apoio de consultores internacionais, e finalizado

em agosto de 1998. Em seguida se estabeleceu o marco inicial do MAE através da assinatura

do Acordo de Mercado pelos agentes do mercado, um acordo de cunho multilateral,

homologado pela ANEEL através da Resolução nº 18 de janeiro de 1999. No Acordo de

Mercado foi anexado o “Documento Básico para o Estabelecimento das Regras do MAE”

com as principais diretrizes para a elaboração das Regras do Mercado. As Regras do Mercado

foram então aprovadas em fevereiro de 2000 pela Assembléia Geral do MAE, e encaminhadas

a ANEEL para homologação. Dado a importância desta homologação para o funcionamento



25

do futuro Mercado Atacadista de Energia, foi estabelecido um processo de audiência pública,

para permitir a participação de todos os interessados.

O processo de homologação das regras do MAE pela ANEEL resultou então na

Resolução n° 290 de agosto de 2000, que ratificou algumas partes e revogou outras, do

conjunto aprovado pelo MAE em fevereiro de 2000, e estabeleceu as diretrizes para a

implementação gradual das regras. Estas diretrizes estabelecem em três etapas os principais

marcos a serem cumpridos pelo mercado para a implementação das evoluções esperadas até

que seja alcançada a meta final:

a) A primeira etapa caracterizava-se pela definição no âmbito do MAE dos preços

“ex-ante”2 de energia em base mensal ou semanal, e vigência de setembro de 2000

a junho de 2001.

b) A segunda etapa caracterizava-se pelo início da dupla contabilização, com preços

e quantidades calculados “ex-ante” e “ex-post ”3, em base semanal, com vigência

de julho a dezembro de 2001.

c) A terceira etapa caracterizava-se pelo início da definição de preços e quantidades

em intervalos de uma hora, no máximo, com dupla contabilização4, com vigência

a partir de janeiro de 2002.

2 Preço “ex-ante” – Refere-se ao cálculo do preço realizado com valores previstos de carga, afluências e

disponibilidades dos Geradores.3 Preço “ex-post” – Refere-se ao cálculo do preço realizado com valores verificados de carga, afluências edisponibilidade dos Geradores.4 Dupla Contabilização – A dupla contabilização prevê a realização de uma primeira contabilização com preçose volumes no período “ex-ante” e de outra complementar, com preços e volumes do período “ex-post ”. Acontabilização do “ex-ante” considera as declarações de carga pelo lado do consumo, as ofertas dedisponibilidade de geração dos Geradores e os contratos bilaterais registrados no MAE durante este mesmoperíodo. O preço utilizado para valorizar a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo é calculadotambém em base “ex-ante”, através da utilização dos mesmos dados declarados e previstos de consumo edisponibilidade de geração.Para a contabilização “ex-post ” serão considerados os compromissos contratuais resultantes da contabilização“ex-ante”. Na fase “ex-post ”, está prevista a utilização para a formação de preços e contabilização, dos valoresverificados de disponibilidade, incluindo as redeclarações, informadas pelo NOS, e dos volumes verificados de

energia consumida e gerada através da medição do MAE. A Liquidação Financeira será realizada com base nacontabilização “ex-post ”.



26

d) Desde o início da operação do MAE em setembro de 2000, as dificuldades

organizacionais inviabilizaram o cumprimento das metas e prazos fixados da

Resolução n° 290 de 2000, particularmente as associadas às 2ª e 3ª etapas.

A Resolução ANEEL n° 446 de 22 de agosto de 2002 estabeleceu ajustes nas etapas e

no cronograma para implantação das Regras do Mercado de maneira a possibilitar metas mais

factíveis, visando a consolidação e efetiva operacionalização do Mercado Atacadista de

Energia Elétrica – MAE. Esta Resolução revogou a 3ª etapa de implantação das regras do

MAE definida na Resolução ANEEL n° 290/2000 e estabeleceu, entre outras diretrizes, que a

finalização da implantação das regras do MAE ocorra em apenas uma etapa adicional, a ser

efetivada até 1° de janeiro de 2004, caracterizada pelo início da definição de preços e

quantidades em intervalos de uma hora, no máximo, mantida a dupla contabilização. A

finalização da implantação das regras do MAE prevista nesta Resolução nº 446/2002, também

não ocorreu.

A seguir relacionam-se as versões e períodos de vigência das Regras de Mercado,

desde a implantação do MAE:

— Regras de Mercado 2.2b, aprovados pela Resolução ANEEL 395/02 de 24 de

julho de 2002, consideradas para a contabilização de setembro/2000 a junho/2002.

Preços do Mercado de Curto Prazo, calculados mensalmente em base “ex-ante”.

— Regras de Mercado 3.0, aprovados pela Resolução ANEEL n° 445/02 de 22 de

agosto de 2002, consideradas para as contabilizações de julho/2001 a dezembro/2002.

Preços do Mercado de Curto Prazo, calculados semanalmente em base “ex-ante”.

— Regras de Acordo de Racionamento e Anexo V , aprovados pela Resolução

ANEEL n° 447/02 de 23 de agosto de 2002, que estabelecem as condições gerais para

implementação do que dispõe o art. 2° da Lei 10.438 de 26.04.2002, regulamentando o



27

tratamento a ser dado à compra das sobras liquidas contratuais e ao rateio da energia

livre no MAE, considerados na contabilização de abril/2001 a dezembro/2002.

— Regras de Mercado 3.1.a, aprovados pela Resolução ANEEL n° 40 de 30 de

janeiro de 2003 e em conformidade com a resolução n° 150 de 1 de abril de 2003 e o

Despacho n° 94 de 27 de fevereiro de 2003, considerada para as contabilizações de

janeiro/2003 a agosto/2003.

— Regras de Mercado 3.1.b, aprovadas pela Resolução ANEEL n°462 de 9 de

setembro de 2003 e em conformidade com a Resolução n° 377 de 30 de julho de 2003,

válidas para a contabilização a partir de setembro de 2003.

— Regras de Mercado 3.1.c, aprovadas pela Resolução ANEEL n° 577 de 28 de

outubro de 2003, consideradas para a contabilização a partir de novembro/2003.

— Regras de Mercado 3.5, aprovadas pela Resolução ANEEL n ° 688 de 24 de

dezembro de 2003, consideradas para a contabilização a partir de janeiro/2004. Preços

de Mercado de Curto Prazo calculados semanalmente por patamar de carga em base

“ex-ante”.

Os conjuntos completos das versões da Regras de Mercado utilizados na

contabilização do MAE encontram-se disponíveis no site do MAE (http://www.mae.org.br/).



28

3.1 CONTABILIZAÇÕES DAS OPERAÇÕES NO MAE

As relações comerciais entre os agentes participantes do MAE são regidas

predominantemente por contratos de compra e venda de energia, sendo que a liquidação

financeira destes contratos são livremente negociados entre as partes.

Os contratos, bem como os dados de medição dos pontos de consumo e geração, são

registrados no MAE pelas empresas da categoria Produção e Consumo. Isto permite ao MAE

contabilizar as diferenças entre o que foi produzido ou consumido e o que foi contratado. As

diferenças positivas ou negativas são liquidadas ao Preço MAE, determinado atualmente para

cada patamar de carga5 e para cada submercado6.

Como a comercialização de energia no MAE é resultante da diferença entre a energia

contratada, via contratos, e a energia efetivamente produzida ou consumida, as Regras de

Mercado do MAE tratam do chamado “Mercado Residual”, ou “Mercado de Curto Prazo”

conforme ilustra a (Figura 1) a seguir.

5 Patamar de Carga – Período compreendendo determinado numero de horas e caracterizado pela ocorrência devalores similares de carga do sistema elétrico. Para calculo do Preço do MAE, atualmente em base semanal,foram definidos 3 Patamares de Carga diários(Leve, Médio e Pesado) pelo Operador Nacional do Sistema (ONS)que é o Agente responsável pela coordenação e controle da operação do Sistema Interligado. Quando o cálculodo Preço MAE for horário, não será necessária a definição de Patamares de Carga.6 Submercado – São divisões do mercado, correspondentes às áreas do Sistema Interligado Nacional, definidasem função da presença e duração de restrições relevantes de transmissão. Cada submercado é consideradoefetivamente como um mercado independente, sujeito a um Preço MAE diferenciado. Conseqüentemente,qualquer Agente que negocie entre submercados poderá estar exposto ao risco de diferenças de preços.Atualmente o MAE considera quatro Submercados: Norte, Nordeste, Sul e Sudeste/Centro-Oeste.



29

Figura 1 – Energia comercializada no MAE

A (Figura 2) a seguir , apresenta uma visão simplificada dos dados e processos

envolvidos na contabilização do MAE, desde o registro dos dados de medição e contratos, até

a obtenção da chamada “pré-fatura”, compreendendo três etapas principais: processamento

dos dados de entrada, processamento intermediário e processamento final da contabilização.

A seguir, são apresentados brevemente os processos definidos em cada etapa da

contabilização.

A maior parte destas atividades é suportada pelo Sistema de Contabilização e

Liquidação (SINERCOM), acessado através do site do MAE, baseado nas Regras de

Mercado, abrangendo as funcionalidades necessárias para o sucesso das transações de energiaelétrica do MAE.

A partir da inserção das informações do planejamento da operação do ONS, medição e

contratos pelos agentes, o SINERCOM produz os resultados de precificação, contabilização e

pré-faturamento, utilizando cadastro de agentes e sistema elétrico, além de disponibilizar, via

Internet, os resultados em relatórios necessários à tomada de decisão dos agentes de mercado

e à conferencia da contabilização de suas transações no MAE.



30

Figura 2 – Visão geral da contabilização do MAE

3.1.1 Etapa 1 – Processamentos dos Dados de Entrada

A primeira etapa caracteriza-se pelo processamento inicial realizado a partir dos dados

informados pelos agentes referentes às energias contratadas, energias asseguradas e energias

produzidas e consumidas por período de comercialização e também nos dados informados

pelo ONS, necessários para calcular os preços praticados no mercado de curto prazo (preço

MAE).

Os principais dados de entradas de processamento da contabilização são:

3.1.1.1 Energia Assegurada



31

A energia assegurada relativa a cada usina é atribuída pela ANEEL nos contratos de

concessão e constitui também a quantidade de energia que o agente de geração pode estar

comprometido (volumes médios anuais) com contratos de longo prazo.

A modulação de energia assegurada é o processo pelo qual a energia assegurada de

cada usina é discretizada em valores por períodos de comercialização, atualmente valores

semanais patamarizados. O processo de modulação é necessário, pois os valores de energia da

ANEEL são valores anuais médios (MWh/h). Estes montantes anuais são sazonalizados em

valores mensais pelos agentes e convertidos em valores por período de comercialização pela

regra de modulação definida nas Regras de Mercado do MAE.

A determinação da energia assegurada independente da sua geração real e esta

associada com as condições no longo prazo que cada usina pode fornecer ao sistema,

assumindo um critério especifico de risco do não atendimento do mercado (déficit), definido

pela ANEEL, considerados principalmente a variabilidade hidrológica à qual uma usina está

submetida. Nos cálculos das energias asseguradas das usinas são considerados ainda os

valores das manutenções programadas e as taxas de saída forçada. Os valores de energia

assegurada são homologados pela ANEEL (Resoluções ANEEL n ° 268/1998 , n° 453/1998 e

n° 232/1999).

3.1.1.2 Medição

A medição é o processo de apuração das quantidades de produção e consumo de

energia elétrica, que são agrupadas e ajustadas a fim de possibilitar a contabilização da

energia comercializada pelos agentes do MAE no Mercado de Curto Prazo. Os ajustes são

necessários porque no atendimento ao consumo pela produção, que se efetiva pelo sistema de

transmissão, ocorrem perdas elétricas. Assim, o problema consiste em dividir um montante de



32

perdas previamente conhecido entre os produtores e os consumidores do sistema. Uma

solução possível seria um rateio proporcional ao montante de energia gerada ou consumida

por cada agente no intervalo de contabilização. Contudo, esse critério seria insensível à

localização do agente na rede elétrica, isto é, se próximo ou remoto em relação aos centros de

carga e geração, se em uma área importadora ou exportadora. Logo, as perdas não seriam

alocadas aos agentes que efetivamente as causam .

No MAE, as perdas são rateadas entre os agentes de produção e de consumo. Através

do rateio das perdas garante-se que a geração efetiva total do sistema coincida com a carga

total efetiva do sistema. O ponto virtual onde as perdas entre Geradores e Distribuidores se

igualam é denominado Centro de Gravidade (Figura 3) e é neste ponto que são consideradas

as vendas e compras de energia no MAE. A existência deste ponto virtual torna comparável as

medições realizadas em diferentes pontos reais do sistema elétrico.

Figura 3 – Centro de gravidade



33

Até dezembro de 2002, o rateio das perdas entre a geração e consumo foi realizado

dentro de cada submercado. A Resolução ANEEL n° 446 de 22 de agosto de 2002, estabelece

que a partir de 1° de julho de 2003 o rateio seja realizado entre a geração e o consumo de cada

submercado, considerando entretanto os aspectos locacionais que procuram reproduzir

tecnicamente o impacto de cada agente de mercado nas perdas.

A Resolução ANEEL n° 40 de 2003 determinou que a partir de janeiro de 2003, com a

versão 3.1 das Regras de Mercado, as perdas sejam rateadas considerando a geração e

consumo realizado em todos os submercados.

A Figura 4 a seguir, ilustra o processo do rateio de perdas realizado entre a geração e o

consumo em cada submercado. Conforme pode ser visto, metade das perdas é abatida do total

gerado e a outra metade é adicionada ao total consumido.

Figura 4 – Rateio das perdas

Como estas perdas são obtidas pela diferença entre geração e consumo, efetua-se um

balanço para determinar o total das perdas para cada período de comercialização.

Rateio das Perdas

50% somado ao Consumo50% subtraído da Geração97,5

100

95

Geração Total

Consumo Total

Total das Perdas



34

Algebricamente, o fator de perdas7 de geração no processo de rateio, deve ser menor do que a

unidade para expressar o “custo” do gerador ao levar sua energia para o Centro de Gravidade.

Analogamente, para o fator de perdas de consumo, o valor devera ser maior do que a unidade

para expressar o “custo” do agente em levar a energia do Centro de Gravidade para os seus

pontos de medição de consumo. No exemplo esboçado na figura acima, temos um índice de

perdas total igual a 5%, um fator de perdas de geração igual a 0,975 e um fator de perdas de

consumo igual a 1,026.

Maiores explicações e detalhamentos sobre Centro de Gravidade, fatores de perdas,

estão apresentados no site do MAE, endereço http://www.mae.org.br/, Descritivos das Regras

de Mercado 3.1.a - Agregação de dados de medição (capítulo 4 das Regras de Mercado) e no

trabalho “Metodologia de Cálculo dos Fatores de Perda na Rede Básica” abril de 2003.

Atualmente, o registro das quantidades de produção e consumo é realizado pelos

agentes do MAE. Entretanto, encontra-se em fase de implantação o sistema de medição para

aquisição automática das grandezas medidas.

A partir dos valores de medição informados, os totais de geração e consumo de cada

agente no Centro de Gravidade, em cada submercado, são então calculados para serem

utilizados no processo de contabilização da energia comercializada no mercado de curto

prazo.

3.1.1.3 Preço do Mercado de Curto Prazo

7 Fator de Perdas – Fator de ajuste aplicado as parcelas de geração e carga de modo a igualar no centro degravidade os totais gerados e consumidos.



35

O preço do mercado de curto prazo (preço MAE) é utilizado para valorizar a compra e

venda de energia no mercado de curto prazo. Os valores praticados podem ser acompanhados

diariamente através acesso ao site do MAE (http://www.mae.org.br/

).

A formação do preço da energia transacionada no mercado de curto prazo se faz pela

utilização dos dados considerados pelo ONS para otimização da operação do sistema. Em

função da preponderância de usinas hidrelétricas no parque de geração brasileiro, são

utilizados modelos matemáticos para o cálculo do preço MAE, que têm por objetivo encontrar

a solução ótima de equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e o beneficio futuro de

seu armazenamento, medido em termos de economia esperada dos combustíveis das usinas

termelétricas.

A máxima utilização da energia hidrelétrica disponível em cada período é a premissa

mais econômica, do ponto de vista imediato, pois minimiza os custos de combustível. No

entanto, esta premissa resulta em maiores riscos de déficits futuros, por sua vez, a máxima

confiabilidade de fornecimento é obtida conservando o nível dos reservatórios o mais elevado

possível, o que significa utilizar mais geração térmica e, portanto, aumento dos custos de

operação.

Com base nas condições hidrológicas, na demanda, nos preços de combustível, no

custo do déficit, na entrada de novos projetos e na disponibilidade de equipamentos de

geração e transmissão, o modelo de precificação obtém o despacho (geração) ótimo para o

período em estudo, definindo a geração hidráulica e a geração térmica para cada submercado.

Como resultado desse processo são obtidos os Custos Marginais de Operação (CMO) para o

período estudado, para cada patamar de carga e para cada submercado.



36

O processo completo do cálculo do preço do MAE consiste na utilização de uma cadeia

de modelos computacionais NEWAVE–DECOMP8 que produzem como resultado o CMO de

cada submercado respectivamente em base mensal, semanal e horária. A utilização da cadeia

dos modelos de preço esta sendo realizada de maneira gradativa, conforme implementação

das Regras de Mercado.

3.1.1.4 Contratos

Todas as transações de compra e venda de energia elétrica no sistema interligado são

registradas no âmbito do MAE. A comercialização de energia elétrica, em grande parte é feita

através de contratos entre os agentes. Atualmente existem duas formas principais desses

contratos: Contratos Bilaterais Regulados chamados de Contratos Iniciais9 e Contratos

Bilaterais não Regulados chamados simplesmente de Contratos Bilaterais. As demais

transações de energia são feitas através do mercado de curto prazo.

Os Contratos Iniciais foram estabelecidos na Lei n° 9648/98 como instrumento de

transição entre o modelo centralizado e o modelo competitivo e foram homologados pela

ANEEL em valores anuais médios. Estes montantes anuais são sazonalizados pelos agentes

em valores de energia mensal de Contratos Iniciais, para então serem modulados a cada

contabilização.

8 Newave–Decomp – Modelos computacionais desenvolvidos pelo CEPEL, utilizados no cálculo do preçoMAE. As funções dos modelos, downloads dos dados disponíveis e versões de programa são obtidos no site doMAE.9 Contratos Iniciais – Os Contratos Iniciais são contratos de longo prazo, firmados entre os Geradores eDistribuidores, com preços da energia fixados pela ANEEL. Os Contratos Iniciais são definidos e regidos porLeis e Decretos Federais e estão contemplados nas Resoluções ANEEL n° 267/98, n° 451/98, n° 141/99, n°361/00, n° 444/00, n° 447/00, n° 44/01, n° 45/01, n° 173/01 e n° 470/01. esta estabelecida pela Lei n° 9648 de27 de maio de 1998, a redução dos Contratos Iniciais em 25% a cada ano, a partir de janeiro de 2003, ate aextinção dos mesmos, a partir de 2006.



37

A modulação é o processo pelo qual os valores mensais de energia de Contratos

Iniciais são discretizados em valores por período de comercialização (atualmente patamares

semanais).

Os Contratos Bilaterais resultam da negociação entre os agentes, conforme a

legislação/regulamentação vigente, sem a interferência do MAE. Os montantes de energia

destes contratos são registrados no MAE pelo agente vendedor e validado pelo agente

comprador. Podem ser de curto prazo (vigência inferior a 2 anos) ou de longo prazo (vigência

superior a 2 anos).

3.1.2 Etapa 2 – Processamento Intermediário

A segunda etapa caracteriza-se pela realização de processamentos intermediários,

definidos nas Regras de Mercado, realizados sobre os dados resultantes da primeira etapa.

3.1.2.1 Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)10

Este mecanismo realoca a energia das usinas que geraram acima de sua energia

assegurada para as usinas que geraram abaixo, visando compartilhar entre os geradores

participantes os riscos hidrológicos.

10 Realocação de Energia – ato de transferir energia entre os Geradores participantes do MRE, a preço de custo,com o objetivo de compartilhar principalmente o risco hidrológico entre os mesmos.



38

A necessidade de instituição do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE se

verifica principalmente pelas grandes dimensões territoriais do Brasil, em que existem

diferenças hidrológicas significativas entre as regiões, gerando períodos secos e úmidos não

coincidentes. Uma região em período de seca deve armazenar água produzindo abaixo da

média, enquanto que uma região em período de chuva produz acima da média, fazendo com

que existam transferências de energia entre regiões. Outro fator que levou à concepção do

MRE é a existência de varias usinas em cascata, em que o ótimo individual não

necessariamente corresponde ao ótimo global do sistema. Com o despacho centralizado

otimiza-se o uso da água e o seu uso não é decidido pelo proprietário da usina.

O MRE pode ser entendido como um mecanismo que compartilha os riscos financeiros

de venda de energia em longo prazo, associados principalmente ao despacho centralizado e à

otimização pelo ONS do sistema elétrico brasileiro, composto de usinas hidrelétricas e

termelétricas. Também participam do MRE as usinas termelétricas da CCC11 e opcionalmente

as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). O objetivo do MRE é assegurar que todas as usinas

participantes do MRE recebam seus níveis de energia assegurada independentemente de seus

níveis reais de produção de energia, desde que a geração total do MRE não esteja abaixo do

total da energia assegurada do sistema. Em outras palavras, o MRE realoca a energia,

transferindo o excedente daqueles que geraram além de suas energias asseguradas para

aqueles que geraram abaixo.

11 Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) – é um fundo criado para subsidiar os custos do uso decombustíveis fósseis (óleo diesel e carvão, por exemplo) para geração termelétrica nos sistemas interligado eisolado.



39

3.1.2.2 Encargos de Serviços do Sistema (ESS)

Este encargo pago pelos distribuidores-comercializadores é destinado à recuperação

dos custos dos agentes geradores por restrições de operação.

Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS), tratados no Capítulo 6 das Regras de

Mercado, consistem basicamente em valores em R$/MWh a serem pagos pelos distribuidores

e comercializadores, e destinados à recuperação dos custos incorridos pelos agentes geradores

na manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema para o atendimento do consumo

e que não estão incluídos no Preço do Mercado de Curto Prazo. Estes valores são pagos por

todos os agentes de consumo do MAE, proporcionalmente ao consumo medido, contratado ou

não. A forma atual do ESS contempla apenas a cobrança dos pagamentos por restrições de

operação. Estão sendo consideradas para recebimento dos ESS apenas as unidades geradoras

não participantes do MRE (interconectores e usinas termelétricas não pertencentes à Conta de

Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC).

3.1.2.3 Excedente Financeiro

O Excedente Financeiro (EF) ou “Surplus”, resultante da diferença entre o total de

pagamentos e o total de recebimentos ocorridos nos submercados com preços diferentes, é

utilizado para aliviar as exposições negativas ao Preço MAE causadas por alguns tipos de

contratos entre submercados e por alocações de energia entre submercados que possuem este

direito.

O Excedente Financeiro (EF) surge quando ocorre intercâmbio de energia entre

submercados com preços diferentes.



40

A cada hora do dia, sempre haverá pelo menos um submercado importando energia de

outro(s) e pelo menos um submercado exportando energia para outro(s). O submercado que

possui geração maior que seu consumo exporta para outro submercado que possui consumo

maior que a geração e que portanto deve importar energia para atender toda a sua carga.

No MAE, a energia exportada é vendida ao preço do submercado onde foi gerada e é

comprada ao preço do submercado aonde é consumida. Se não existe diferença entre os

submercados, não há sobra financeira, entretanto se os preços entre os submercados são

diferentes, sobrará uma quantia equivalente ao intercâmbio de energia realizado, valorizado

pela diferença do preço entre os submercados. Esta quantia é justamente o Excedente

Financeiro (EF) que não pertence a nenhum agente do mercado porque todos pagaram e

receberam ao preço de seus mercados.

Atualmente, o EF é utilizado para aliviar as exposições de contratos entre submercados

existentes antes da criação do MAE e as exposições de alocações de energia assegurada entre

submercados.

3.1.3 Etapa 3 – Processamento Final da Contabilização

Na terceira etapa do processo de contabilização são efetuados os cálculos finais de

receitas e despesas de todos os agentes no MAE. O resultado deste processo, estabelecido no

Capítulo 9 das Regras de Mercado, define a situação de cada agente, como credor ou devedor

no referido mercado.

Os componentes principais das receitas ou despesas nesta fase de implementação do

MAE, são: exposição ao preço MAE no Mercado de Curto Prazo (diferença entre energia

produzida ou consumida e energia contratada), encargos de Serviços do Sistema, participação

no MRE, e alocações de Excedente Financeiro.



41

Os contratos são contabilizados no submercado em que o comprador estiver

localizado. Conseqüentemente, se o vendedor estiver localizado em outro submercado, ele se

torna vendedor líquido neste submercado, e um comprador líquido no submercado em que o

comprador está localizado.

A contabilização de energia de cada agente é calculada por períodos de

comercialização. Ao final de cada mês, os cálculos de todos os períodos são agregados,

resultando em um valor total para cada agente na pré-fatura, que será posteriormente

liquidado.



42

4. REFLEXOS DA REGULAMENTAÇÃO NO SMF

4.1 DOCUMENTOS BÁSICOS

Os principais documentos, que serviram de referência ao Projeto Medição MAE, são a

seguir relacionados:

— Documento Básico para o Estabelecimento das Regras do MAE.

O título VIII deste documento produzido dentro do projeto RE-SEB / GRUPO

DE MERCADO, estabelece os aspectos gerais do sistema de medição nas diversas

fronteiras G -T, T- D e D - D.

— Padronização da Medição de Faturamento para o Mercado de Energia

Elétrica nas Fronteiras de Transmissão, RE-SEB/Grupo de Mercado, Força

Tarefa D–Medição, 11/12/97.

Estabelece padrões de especificações técnicas e critérios de projeto para os

sistemas de medição para fins de faturamento nas fronteiras de transmissão para o

mercado de energia elétrica. Documento restrito às características técnicas dos

sistemas e equipamentos de medição utilizados na fronteira de transmissão.

— Padronização da Medição de Faturamento para o Mercado de Energia

Elétrica nas Fronteiras de Distribuição, RE-SEB/Grupo de Mercado, Força

Tarefa D–Medição, 10/12/97.



43

Estabelece padrões de especificações técnicas e critérios de projeto para os

sistemas de medição para fins de faturamento nas fronteiras de distribuição para o

mercado de energia elétrica. Documento restrito às características técnicas dos

sistemas e equipamentos de medição utilizados na fronteira de distribuição.

— Sistema de Medição para Faturamento do Mercado Atacadista de Energia –

MAE, RE–SEB/ Grupo de Operação – Força Tarefa Medição, de 30/06/1998.

Estabelece padrões de especificações técnicas e critérios de projetos para os

sistemas de medição, leitura e armazenamento de dados nas fronteiras das empresas

integrantes do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE). Este é um dos

documentos mais importantes do projeto de medição do MAE. Foi utilizado como

referência na elaboração da especificação técnica MAE–ONS e tem o mérito de

integrar a visão da utilização dos equipamentos de medição na contabilização da

compra e venda de energia elétrica .

— Programa de Implantação do Sistema de Medição no MAE, Requisito Mínimo,

Relatório 03/02/2000.

Trabalho desenvolvido por uma empresa de consultoria em conjunto com a

ASMAE. Apresenta a proposta de formação de uma entidade de medição, com

responsabilidade pelos ativos e operação do sistema de medição, com remuneração

pelos serviços prestados e sem fins lucrativos.

— Medição para Faturamento no MAE. Apresentação de Resultados da

Comissão Mista MAE–ONS (30/03/2000) e Medição de Faturamento de Energia

para o MAE e ONS. Apresentação ao COEX (11/05/2000).

Trabalhos desenvolvidos pela comissão mista MAE-ONS apresentando ao

COEX as linhas gerais do projeto de medição para faturamento.



44

— Medição para Faturamento no MAE - Projeto de Medição Aprovado pelo

COEX.

Estabelece as características técnicas gerais, localização, responsabilidades

organizacionais e cronograma para instalação do sistema de medição para faturamento

do MAE. Este documento introduz as seguintes definições: sistema de medição deve

possuir funções de qualidade de energia, medição deve ser feita em tempo real e

estabelece a responsabilidade do conectante quanto a implementação do SMF.

— Especificação Técnica MAE–ONS (Minuta).

Define todas características e arquitetura básica do sistema de medição para

faturamento do MAE. Documento muito criticado pelos agentes de mercado por

possuir a tarja “minuta”.

— Procedimentos de Rede – Módulo 12 - Submódulos 12.1 até 12.6.

Procedimentos que orientam o projeto, a aquisição, a montagem e o

comissionamento das medições de faturamento, estabelecendo as responsabilidades, as

etapas e os prazos de cada agente envolvido na instalação da medição do ponto de

conexão com a rede básica.

— Resolução ANEEL n° 245, de 30/07/1998.

Estabelece os critérios para composição da rede básica dos sistemas elétricos

interligados.


Estabelece a composição da rede básica do sistema elétrico interligado

brasileiro, suas conexões e as respectivas empresas usuárias das instalações.


Estabelece as condições gerais de contratação do acesso, compreendendo o uso

e a conexão, ao sistema de transmissão e distribuição de energia elétrica; O art.18



45

estabelece que os “encargos de conexão aos sistemas de transmissão ou de distribuição

serão de responsabilidade dos usuários”.

— Resoluções ANEEL n° 166 e 167, de 31/05/2000.

Atualizam a composição da rede básica do sistema elétrico interligado

brasileiro, suas conexões e as respectivas empresas usuárias das instalações; define

como fronteira da rede básica, o lado secundário dos transformadores abaixadores

230/138 kV e 230/69 kV e relaciona as instalações de transmissão componentes da

rede básica do SIN. A Resolução n° 167 define as receitas dessas instalações e também

das Demais Instalações da Transmissão (DIT).


Homologa as Regras do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) e fixa

as diretrizes para a sua implantação gradual;


Atualiza os critérios para a composição da Rede Básica do sistema elétrico

interligado. Remete a fronteira da rede básica, para o primário dos transformadores

abaixadores 230/138 kV e 230/69 kV.

— Resoluções ANEEL n°44 e 45, de 01/02/2001.

Homologa os montantes e as tarifas de energia e demanda de potência para os

contratos iniciais de compra e venda de energia elétrica entre os concessionários que

especifica. Define a necessidade de implantação do SMF adequado ao MAE-ONS, nos

pontos de intercâmbio das empresas que especifica.


Altera a resolução ANEEL n° 281 de 01/10/1999. Dentre outras alterações,

introduz o parágrafo 3° no art.18 que passa a vigorar com a seguinte redação “para

unidade consumidora os equipamentos de medição necessários à conexão, serão de



46

responsabilidade técnica e financeira da concessionária ou permissionária onde a

mesma se conecta”.


Fixa as datas limite para a entrada em operação comercial do sistema de

medição de faturamento de energia elétrica e estabelece a responsabilidade pela

respectiva implementação;


Estabelece as condições gerais para a implementação de instalações específicas

de transmissão não integrantes da rede básica e da nova redação ao art. 7° da

Resolução ANEEL n° 433.


Estabelece os procedimentos para prestação de serviços ancilares de geração e

transmissão.

— Resolução Normativa ANEEL n° 63, de 12/05/2004.

Aprova procedimentos para regular a imposição de penalidades aos

concessionários, permissionários, autorizados e demais agentes de instalações e

serviços de energia elétrica, bem como as entidades responsáveis pela operação do

sistema, pela comercialização de energia elétrica e pela gestão de encargos setoriais.

— Resolução Normativa ANEEL n° 67, de 08/06/2004.Estabelece critérios para a composição da rede básica do sistema interligado

nacional. Retorna a fronteira da rede básica para o secundário dos transformadores

abaixadores 230/138 kV e 230/69 kV, bem como estabelece a data limite de

31.12.2004 para entrada em operação dos medidores e a data limite de 30.06.2005 para

entrada em operação dos TPs e TCs, com classe de precisão requerida pela

especificação técnica MAE–ONS.



47


Estabelece os procedimentos para a implantação de reforços nas Demais

Instalações de Transmissão (DIT)1

não integrantes da rede básica e para a expansão

das instalações de âmbito próprio, de interesse sistêmico, das concessionárias ou

permissionárias de distribuição.

O “Documento Básico para o Estabelecimento das Regras do MAE” anteriormente

mencionado define no título VIII – MEDIÇÃO, os seguintes aspectos gerais a serem

contemplados no sistema de medição, os quais são a seguir comentados, à luz das definições

posteriores:

a) O ONS proporá e o MAE aprovará padrões de especificação técnica e de critérios

de projeto para os sistemas de medição, assim como procedimentos para leitura e

armanezamento de dados de medição nas fronteiras da geração e distribuição com

a transmissão, nas fronteiras entre submercados, nas fronteiras internacionais e em

pontos específicos do sistema onde sejam promovidos serviços ancilares.

Na realidade aconteceu um trabalho conjunto a partir da Comissão Mista MAE–

ONS2, implantada em 2001.

b) A propriedade e a responsabilidade dos sistemas de medição terão o seguinte

tratamento, exceto em caso de acordo entre as partes envolvidas homologado pela

ANEEL:

1 Demais Instalações de Transmissão – São instalações de transmissão que não integram a rede básica,conforme definido o art. 4º de Resolução Normativa nº 67 (08/06/2004).2 Comissão Mista MAE – ONS: Até março/2001 o processo de implementação do SMF foi conduzido pelaASMAE. Em abril/2001 no âmbito da comissão mista de gerenciamento do acordo operacional MAE-ONS, foidecidido pela divisão das responsabilidades pelas duas entidades. Ao ONS foi atribuída a responsabilidade decoordenar a implantação do sistema físico de medição para faturamento. Ao MAE a responsabilidade pelaoperacionalidade das diversas funções do SMF, como coleta de dados, cadastramento de conexões, etc. (verANEXO C).



48

- Fronteiras entre geração e transmissão

As responsabilidades pela instalação, a propriedade e os custos de

instalação serão dos agentes de geração.

Critério adotado pela comissão mista MAE–ONS e com validade na

implantação do SMF.

- Fronteiras entre transmissão e distribuição

A responsabilidade pela instalação e a propriedade serão da empresa

onde estiverem instalados os sistemas de medição, cabendo os custos da

instalação à distribuidora suprida.

Critério modificado pela comissão mista MAE–ONS,pois tanto a

responsabilidade quanto a propriedade foram transferidas para o acessante ao

sistema de transmissão, permanecendo os custos da instalação com a

distribuidora suprida.

- Fronteiras entre concessionárias de distribuição


onde estiverem instalados os sistemas de medição, cabendo os custos de

instalação à distribuidora suprida;


responsabilidade quanto a propriedade foram transferidas para o acessante ao

sistema de distribuição, permanecendo os custos da instalação com a

distribuidora suprida.

- Fronteiras entre concessionárias de transmissão:



49

A responsabilidade pela instalação, a propriedade e os custos de

instalação serão da empresa proprietária da subestação onde estiverem

instalados os sistemas de medição;


responsabilidade quanto a propriedade e custos foram transferidas para o

proprietário da linha de transmissão.

- Fronteiras entre transmissão ou distribuição e consumidores livres

A responsabilidade pela instalação e a propriedade serão do

concessionário ou permissionário proprietário do sistema elétrico ao qual a

unidade do consumidor livre estiver conectada. A critério do consumidor ou

do agente comercializador, poderão ser instalados equipamentos adicionais

de propriedade dos mesmos, visando garantir a confiabilidade das

informações necessárias ao faturamento;

Critério mantido pela comissão mista MAE–ONS, com respaldo da

Resolução ANEEL n° 208, de 07/06/2001, art. 18, § 3º.

- Fronteiras entre submercados


onde estiverem instalados sistemas de medição, devendo os custos de

instalação ser rateado por todos os agentes do mercado;

Critério modificado pela comissão mista MAE–ONS, pois tanto a


proprietário da linha de transmissão.



50

- Fronteiras internacionais


onde estiverem instalados os sistemas de medição, devendo os custos de

instalação ser negociado entre as partes;



responsável pela conexão internacional.

c) Os sistemas de medição possibilitarão a comunicação remota de dados, com o

objetivo de viabilizar os procedimentos de faturamento, bem como verificações

eventuais dos valores registrados. As leituras para fins de faturamento serão

disponibilizadas em periodicidade a ser determinada de acordo com as

necessidades do sistema de contabilização e liquidação.

Todas estas orientações foram adotadas e estão contempladas na

especificação técnica MAE–ONS vigente, destacando-se a função de auditoria

lógica que atende às “verificações eventuais dos valores registrados”.

d) O relatório “Medição para Faturamento do MAE. Apresentação de Resultados da

Comissão Mista MAE–ONS, de 30/03/2000”, anteriormente mencionado, analisa

no item responsabilidades organizacionais as seguintes alternativas quanto à

propriedade dos ativos e origens dos recursos:



51

Propriedadedos Ativos

Origemdos Recursos

Empresa proprietáriada subestação

A maioria dos custos seriam assumidospelas empresas de transmissão, que sãoestatais e não são agentes de mercado

Cada agenteconectante

Agente conectante seria responsávelpela medição

ASMAE

Existe a chance de se conseguir umprolongamento da contribuição paraimplantação da ASMAE, que já está

previsto na tarifa

Empresa de mediçãoCada agente pagaria os custos à esta

empresa

A alternativa de atribuir a propriedade dos ativos à empresa proprietária da

subestação (empresas transmissoras), facilitaria bastante o processo de

implementação do SMF, pois utilizaria os recursos já existentes nestas empresas

(TPs, TCs, painéis, canais de comunicação etc.), reduziria a quantidade de agentes

responsáveis, evitaria o compartilhamento de instalações, agilizaria o processo de

adequação dos TPs, TCs e medidores etc. Esta opção não foi aceita pelo COEX,

pelo fato dessas empresas serem predominantemente estatais e não serem agentes

de mercado.

Na apresentação deste relatório ao COEX em 11/05/2000, houve a

definição por parte deste comitê executivo quanto à propriedade, custos de

implantação do SMF, atribuindo esta responsabilidade ao agente conectante

(gerador-distribuidor acessante a rede básica), conforme indicação a seguir:

a) Responsabilidade do conectante, a propriedade pode ser negociadaentre conectante e conectado, nas seguintes situações:



52

- Empresas de geração e de distribuição.

- Empresa de transmissão, para o caso de conexão entre

submercados (proprietária da linha de transmissão).

- Conexão internacional, o responsável pela conexão.

- Consumidor livre – conectante.

b) Procedimentos de Rede e de Mercado prevêem a nomeação de

operadores e mantenedores, além da participação de conectantes e

conectados na manutenção, cada um pagando por seus custos.

Com estas definições do COEX restava apenas a questão da cobertura dos

custos do acessante com o SMF. A partir de questionamentos junto a ANEEL,

efetuados por diversos agentes de mercado, houve manifestação dessa agência

através dos ofícios ANEEL n° 832 e 833/2000, estabelecendo que os

investimentos das empresas com o SMF, poderiam ser considerados quando da

Revisão Tarifária (a partir de 2003 para a maioria das empresas).

4.2 DOCUMENTO DE REFERÊNCIA

Os Sistemas de Medição, que são a base fundamental para as novas atividades

centralizadas de operação e comercialização, ficaram sob revisão profunda, de modo a

acomodar, entre outras, as seguintes mudanças:

a) Criação de novos pontos de medição, com a separação entre geração, transmissão

e distribuição.



53

b) Deslocamento da medição existente para o nível de tensão mais alto possível, de

modo a se aproximar das novas fronteiras definidas (Ex.: fronteira da rede básica:

230kV).

c) Utilização de sistemas de leitura remota de medidores e de comunicação de dados

de leitura e de cadastro, com objetivo de viabilizar os procedimentos de

comercialização e liquidação centralizadas, em base horária ou menor.

d) Mudanças estruturais e organizacionais, que afetam as relações entre os agentes

do setor, como aquisição, propriedade, responsabilidade pela instalação,

manutenção e leitura.

O documento de referência mencionado no item 4.1 “Sistemas de Medição para

Faturamento do Mercado Atacadista de Energia”, de 30/06/1998, estabeleceu os principais

aspectos de definição e requisitos do novo sistema de medição, segundo os seguintes tópicos:

a) Definição dos pontos de medição de fronteiras e dos serviços auxiliares;

b) Aquisição, propriedade e responsabilidade pela operação do sistema de medição;

c) Leitura e comunicação de dados;

d) Calibração e aferição, manutenção e comissionamento;

e) Critérios de implantação, fase transitória e metodologia para a medição virtual;

f) Formação de um Comitê de Medição (COMED), para solucionar exceções e

conflitos relacionados à implantação do novo sistema de medição.

Os principais aspectos que motivaram o maior esforço de trabalho pela Força Tarefa –

Medição, na época da elaboração do documento de referência foram os seguintes:

a) Falta de espaço físico para colocação de novos pontos de medição ou

deslocamento de pontos existentes;



54

b) Falta de informação referente ao sistema de contabilização e liquidação,

necessário à operação do MAE;

c) Falta de uniformidade ou deficiência nos cadastros de dados dos sistemas das

empresas;

d) Investimentos estimados em cerca de R$ 150.000.000,00 para se atingir o novo

sistema de medição, demandaram definições quanto a origem de recursos,

processo de aquisição, propriedade e etapas para implantação.

O objetivo do documento de referência foi de estabelecer padrões de especificações

técnicas e critérios de projetos para os sistemas de medição, leitura e armazenamento de dados

nas fronteiras das empresas integrantes do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE),

nas fronteiras de submercados, nas fronteiras internacionais e em pontos de serviços ancilares,

para fins de faturamento, atendendo as necessidades de seu agente de contabilização e

liquidação.

Os aspectos mais fundamentais dos sistemas de medição, são apresentados neste

documento de referência, com a seguinte seqüência:

a) Definição dos pontos e características específicas do sistema de medição

b) Especificação do sistema de medição

c) Serviços ancilares

d) Comunicação de dados

e) Procedimentos de calibração e manutenção

f) Comissionamento

g) Medição de retaguarda

h) Leitura

i) Comitê de medição e suas responsabilidades



55

j) Critérios para implantação da medição definitiva

k) Critérios para fase de transição da medição

l) Metodologia simplificada para determinação de medição virtual

Pode-se dizer que este documento de referência elaborado dentro do projeto RE–SEB, foi

de fundamental importância no desenvolvimento dos trabalhos posteriores da comissão mista

MAE–ONS e foi o grande balizador da documentação técnica produzida sobre a

implementação do SMF.

4.3 DIFICULDADES DE IMPLANTAÇÃO

Durante o ano 2000, com a perspectiva de início da operação do Mercado Atacadista

de Energia em 01 de setembro de 2000, havia uma inquietação muito grande entre os agentes

quanto a questão de medição, muitos se movimentando para viabilizar a implementação do

SMF até 31 de julho de 2001, conforme 2ª etapa definida na Resolução ANEEL n° 290

(08/2000) e muitos paralisados em função das enormes dúvidas existentes, dentre as quais

destacam-se:

a) rigor da especificação técnica MAE–ONS, estabelecendo dentre outras coisas,

medidores com funções indicadoras de qualidade de energia;

b) inexistência no mercado nacional, fabricantes de medidores com atendimento a

função qualidade de energia e certificação do Instituto Nacional de Metrologia,

Normalização e Qualidade Industrial (INMETRO) para a classe de exatidão 0,2S;

c) necessidade de importação de medidores classe 0,2S;



56

d) necessidade de aquisição de uma grande quantidade de transformadores para

instrumento–TI (TPs e TCs), face exigência classe de precisão 0,3 e exclusividade

do enrolamento secundário;

e) incapacidade dos fabricantes de TI para atender a demanda do mercado;

f) necessidades de elaboração de projetos e realizações de obras em instalações

compartilhadas;

g) disponibilização e financiamento dos canais de comunicação, face exigência de

canais dedicados para leitura e exclusivo para auditoria da ASMAE;

h) insegurança dos agentes quanto ao reconhecimento e remuneração dos

investimentos na implantação do SMF;

i) inexistência de regulamentação especifica sobre medição;

j) a tarja “MINUTA” na especificação técnica MAE–ONS.

Todas estas questões, impediam a fluidez do processo de implementação do SMF.

Com a edição da Resolução ANEEL n° 433 de 10 de novembro de 2000, que redefiniu uma

nova fronteira para a rede básica e alterou a localização do sistema de medição, remetendo-a

para o lado primário (lado 230kV) dos transformadores abaixadores (230/138kV, 230/69kV,

230/13,8kV), a polêmica instalou-se definitivamente entre os agentes do setor, praticamente

paralisando o andamento do processo.

Estas questões foram resolvidas a partir da Deliberação COMAE – 049/2001

(06/12/2001), a qual aprovou a especificação técnica , retirando a incômoda tarja “MINUTA”

e estabeleceu um novo cronograma de implantação do SMF, posteriormente referendado na

Resolução ANEEL n° 344 (06/2002).

Outra questão incômoda aos agentes do setor, foi a certificação dos medidores

adequadas à especificação técnica MAE–ONS. Os medidores disponíveis no mercado que

atendem a esta especificação técnica (Quantum 1000 - Schlumberger , ION 8500 - Power



57

Measurements) são importados, portanto com certificação de modelo, emitidos por

laboratórios internacionais (QEMA, NIST, PTB etc). A legislação brasileira estabelece que

para o faturamento de energia elétrica, os instrumentos de medição devem ter certificação do

INMETRO. Portanto existia a dúvida entre os agentes sobre qual medidor adquirir.

Um marco significativo para a implantação da medição para faturamento do sistema

interligado nacional, foi a emissão da Portaria INMETRO n° 01, de 08/01/2002 que

regulamenta o processo de certificação dos medidores eletrônicos de energia elétrica, junto a

este instituto. Esta portaria define que:

a) Ensaios para certificação dos medidores eletrônicos, sejam realizados tendo como

referências as normas pertinentes editadas pela ABNT tais como: NBR 14519 e

NBR 14520;

b) Os medidores eletrônicos novos, tanto fabricados no Brasil quanto importados,

estarão sujeitos à apreciação técnica de modelo pelo INMETRO;

c) Os medidores eletrônicos já instalados, poderão continuar em serviço, desde que

não excedam os erros máximos admissíveis nas normas brasileiras.

Em seguida a Portaria INMETRO n° 262, de 30/12/2002 estabelece:

a) Até que seja editada a regulamentação metrológica específica, os medidores

eletrônicos de energia elétrica deverão satisfazer a prescrições e requisitos de

ensaio contidas na norma NIE – DIMEL – 036 – Ensaios de Apreciação Técnica

de Modelos de Medidores Eletrônicos de Energia Elétrica;

b) Será admitida, por um período de experiência de 1 ano (30/12/02 à 30/12/03) a

colocação no mercado e/ou em serviço de medidores cujos modelos encontra-se

em processo de aprovação no INMETRO.



58

A Portaria INMETRO nº 149, de 06/08/2004 estende o período de experiência até

31/12/2005.

Todas estas questões da regulamentação, tiveram influencia substancial no processo de

implantação do SMF e afetaram sobremaneira o cumprimento do prazo estabelecido pela

Resolução ANEEL n° 344 (25/06/02).

4.4 CRONOGRAMA DE IMPLANTAÇÃO

Desde a regulamentação do Mercado Atacadista de Energia, através da lei 9.427/96,

iniciaram-se as discussões e formação do grupo de trabalho para analise e definição do

Sistema de Medição de Faturamento do MAE. O primeiro cronograma conhecido estava

associado a criação da Entidade de Medição (ver capítulo 5 e ANEXO B), cujas etapas de

implementação iniciava-se no Projeto AZUL (julho/2000) e finalizava com o Projeto

VERMELHO (setembro/2002).

Outros marcos foram estimados como fases do projeto de implantação do SMF, mas

não foram cumpridos pelos agentes face às dificuldades mencionadas no item anterior 4.3,

destacando-se àquelas impostas pela regulamentação (Resolução n° 433, Portaria INMETRO)

e situações conjunturais do setor elétrico brasileiro, como a alegada falta de recursos das

empresas, principalmente devido ao racionamento de energia ocorrido em 2001.

O próximo e definitivo cronograma, para conhecimento dos agentes do setor, foi

divulgado através Resolução ANEEL n° 344 (25/06/2002), e está sendo utilizado até o

momento como referência pela ANEEL para aplicação de penalidades àqueles que não

cumprirem e não justificarem a não implantação do SMF nos prazos estabelecidos.

A seguir apresentam-se os prazos para implementação da medição pelos agentes,

definidos na Resolução ANEEL n° 344 (06/2002):



59

4.4.1 Implantação da Central de Aquisição no MAE

Entrada em operação comercial até 31 de julho de 2003.

4.4.2 Implantação da Medição pelos Agentes

Primeira Etapa – até 31 de julho de 2003.

a) Local de medição onde exista TP e TC (independente da classe de exatidão) no

lado de baixa tensão, levando em consideração a rede básica descrita na

Resolução ANEEL n° 166/2000 e a rede de distribuição.

O sistema de medição deverá ser instalado com medidor principal de energia,

canal de comunicação e sistema de aquisição de dados, e opcionalmente, o

medidor de qualidade de energia elétrica. Deve-se observar que para os pontos

onde haverá alteração de localização, após 2003, conforme Resolução ANEEL n°

433/2000, deverá ser instalado também o medidor de retaguarda, a exceção de

geração bruta.

b) Local de medição onde não exista TP e TC no lado de baixa tensão levando em

consideração a rede básica descrita na Resolução ANEEL n° 166/2000 e a rede de

distribuição:

- Quando existir TP e TC no lado de alta, o sistema de medição deverá ser

instalado no lado de alta tensão, de acordo com a especificação técnica das

medições para faturamento, incluindo medidores principal e de retaguarda,

canal de comunicação e requisitos de projeto, em conformidade com a

Resolução ANEEL n° 433/2000;



60

- Quando não existir TP e TC no lado de alta, os TP´s e TC´s poderão ser

instalados no lado de baixa tensão , desde que os medidores disponham de

recurso de compensação de perdas. Esta configuração deverá ser analisada e

aprovada pelo ONS e pelo MAE.

Segunda Etapa – até 31 de dezembro de 2004 ou até a revisão tarifária, o que

acontecer por último.

Esta etapa caracterizar-se-á pela implementação completa e definitiva do Sistema de

Medição para Faturamento com a inclusão dos seguintes pontos:

a) Instalação dos medidores de qualidade de energia elétrica;

b) Alteração de localização do sistema de medição para atender a Resolução ANEEL

n° 433/2000, ou a adoção de medidores desde que os medidores disponham de

recurso de compensação de perdas. Esta configuração deverá ser analisada e

aprovada pelo ONS e pelo MAE;

c) Substituição dos medidores que não possuam certificação de modelo aprovado;

d) Substituição dos cabos, nas instalações existentes que não foram adequadas na

Etapa 1, por um cabo multicondutor blindado, conforme item 1.2.3.3 da

Especificação Técnica das Medições para Faturamento – http://www.ons.org.br ou

http://www.mae.org.br .

4.4.3 Implantação de Medição na Fronteira entre Submercados

Para o caso das fronteiras entre submercados, a instalação da medição se dará:

- Até 31 de julho / 2003



61

O sistema de medição deverá ser instalado de forma definitiva com medidor

principal de energia, canal de comunicação e medidor de retaguarda e seus respectivos

transformadores para instrumento.

A Resolução ANEEL nº 344 (25/06/2002) teve como principais méritos, a

definição da transição na instalação da medição nas fronteiras da rede básica,

classificadas na Resolução ANEEL nº 166 e reclassificadas na Resolução ANEEL nº

433, estabelecendo procedimentos de instalação dos medidores nas conexões com e

sem TIs, bem como recuperar a credibilidade dos agentes e retomar o processo de

implantação do SMF, praticamente paralisado a partir da edição da Resolução ANEEL

nº 433 (11/2000).

No segundo semestre de 2003, depois de expirado o prazo estipulado pela

Resolução ANEEL n° 344, em 31/07/2003, foram emitidos pela ANEEL aos agentes

de mercado que não concluíram a implantação do SMF, o Termo de Notificação – TN

n° 091/2003 e Ofício n° 412/2003 – SFE/ANEEL, em 04/09/2003, solicitando a

apresentação de justificativas para o não cumprimento do prazo estabelecido, e

detalhamento de forma cronológica dos motivos e eventos que influíram no atraso,

para julgamento do mérito pela agência reguladora e aplicação de penalidades nos

casos pertinentes.



62

5. ENTIDADE DE MEDIÇÃO

5.1 ANTECEDENTES DO PROJETO

SISTEMA DE ME

Durante o ano 1999, foram realizados diversos trabalhos, que buscavam dar

alinhamentos e guias para definir o nível de precisão dos equipamentos de medição para o

MAE, de acordo com os requerimentos do sistema elétrico brasileiro e às melhores práticas da

indústria a nível mundial, tendo em consideração os relatórios e documentos gerados

anteriormente.

A seguir, apresenta-se um resumo dos esforços mais relevantes a respeito:

a) Antes da criação do Mercado Atacadista de Energia (MAE), se havia constituído o

Grupo de Trabalho de Medição do projeto RE–SEB, o qual preparou um relatório

sobre especificações de sistemas de medição e sinaliza sobre soluções para a

aquisição de dados de medição (agosto/1997);

b) Em janeiro/1999 se criou o Grupo de Trabalho de Medição do MAE, para avaliar

as especificações técnicas do projeto RE–SEB e adaptá-las ao mercado e

desenvolver as regras de mercado para medição.

c) Em março/1999 o ONS integra-se ao Grupo de Trabalho de Medição.

d) Em abril/1999 - Criação da Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de

Energia Elétrica (ASMAE)



63

e) Em junho/1999 – Grupo de Trabalho de Medição conclui o trabalho

“Especificações Técnicas dos Sistemas Físicos de Medição para Faturamento no

Sistema Elétrico Brasileiro”.

f) Em setembro/1999 – A ASMAE contrata o CEPEL para avaliar o trabalho

desenvolvido pelo Grupo de Trabalho de Medição quanto às especificações

técnicas acerca da precisão dos equipamentos de medição

g) Em novembro/1999 – A ASMAE e o CEPEL apresentam ao COEX trabalho

sobre Especificação Técnica do Sistema de Medição

h) Em dezembro/1999 – A ASMAE apresenta ao COEX resultado do estudo sobre

qual classe de exatidão a adotar no MAE, mostrando a relação benefício/custo da

adoção das especificações técnicas de medição recomendadas pelo Grupo de

Trabalho de Medição e referendadas pelo CEPEL e um pré-projeto para a

implantação de medição segundo estas especificações.

i) Em fevereiro/2000 – A ASMAE apresenta ao COEX um projeto para implantação

de um sistema de medição, cuja estrutura seria a de uma empresa nacional de

medição, denominada Entidade de Medição, com responsabilidade pelos ativos e

pela operação do sistema de medição, cuja remuneração seria através dos serviços

prestados, sem fins lucrativos. O processo de implantação dessa entidade está

registrado no relatório “Programa de Implantação do Sistema de Medição no

MAE – Requisito Mínimo – 03/02/2000”, que por considerarmos importante ao

entendimento do processo de implantação do SMF no Brasil, apresentamos um

resumo no ANEXO B.



64

5.2 OBJETIVO E ENFOQUE DO PROJETO

O objetivo do projeto de medição contemplado no relatório supra mencionado, seria

definir e implantar gradualmente um sistema de medição no sistema elétrico brasileiro de

acordo com as melhores práticas, a nível mundial, gerando informações estratégicas e de

gestão que facilitassem o processo de compra e venda de energia no MAE e a operação eletro-

energética. Faria-se uso de todas as capacidades existentes no sistema elétrico brasileiro, no

nível de infra-estrutura tecnológica, manutenção de equipamentos e processos de suporte

(finanças, administração, recursos humanos, etc.). Foi então esboçada essa entidade de

medição contemplando o estágio inicial dos sistemas de medição existentes à época no país e

estruturando os projetos: AZUL, AMARELO e VERMELHO, os quais estão descritos no

ANEXO B.

O estudo de consultoria contratado e desenvolvido em conjunto com a ASMAE,

propondo a estruturação dessa entidade de medição, foi realizado dentro do seguinte contexto:

a) falta de consenso entre os agentes de mercado, com relação a assinatura do

Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão (CCT). O sistema de medição

faz parte da conexão, a não assinatura do CCT impedia as empresas da

responsabilidade da implantação do SMF, atribuída ao acessante pelo novo

modelo do SEB;

b) dificuldades para os agentes de mercado em disponibilizar recursos da ordem de

US$ 175 milhões a serem gastos com as adequações necessárias ao sistema de

medição.

O estudo contido no relatório supra mencionado considerava que o valor de US$ 175

milhões seria 100% financiáveis junto ao BNDES e Eletrobrás e seria pago com as receitas

obtidas com os repasses dos agentes pelos serviços de medição prestados às empresas.



65

A proposta de criação dessa entidade de medição não foi aceita pelo COEX, pelo

temor em se autorizar à criação de mais uma empresa com possibilidade de lucros associados

e prejudicar a modicidade tarifária pretendida no novo modelo.

No nosso entendimento a entidade de medição proposta, teria a vantagem de

centralizar as responsabilidades e ações na condução do processo de implantação do SMF,

poderia conseguir negociações mais favoráveis com os fabricantes na aquisição de TCs, TPs e

medidores e, provavelmente concluir a implantação desse sistema no final de 2002 conforme

o previsto ou em prazo menor que o atual. É muito difícil avaliar se os custos dos serviços

dessa empresa em longo prazo não seriam mais onerosos para os agentes do que àqueles

representados como acessante à rede básica. Acreditamos que a não aceitação dessa proposta,

estava muito associada a mentalidade fortemente corporativa das empresas do setor elétrico

brasileiro, historicamente acostumadas a estruturas verticalizadas.



66

6 SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA O MAE–ONS

6.1 A CLASSE DE EXATIDÃO

A definição da classe de exatidão da medição a ser utilizada foi obtida através da

contratação de estudo pela ASMAE junto ao CEPEL, o qual produziu em novembro de 1999,

um relatório chamado “A Classe de Exatidão da Medição para o MAE”, onde está registrado,

o por que da indicação de uma classe de exatidão elevada para o MAE.

As principais conclusões deste relatório são:

a) A Venda de energia/fornecimento (lado da carga – milhões de medidores classe 2)

é feita com uma incerteza global de medição melhor que o da compra de

energia/suprimento (lado fonte / conexões à rede básica – poucos medidores

classe 0,5).

Os medidores classe 2 apresentam aleatoriamente erros positivos e

negativos conforme gráfico abaixo (Figura 5):



67

Figura 5 – Distribuição de erros nos medidores

Os erros positivos e negativos tendem a se cancelar na soma final das medições

individuais, ou seja os erros individuais são compensados, quando se considera um universo

de 2 ou 3 milhões de medições. Portanto a medição da energia vendida tem uma influência naincerteza muito menor que 2% ou mesmo 0,5%.

Em geral, o ganho de qualidade na medição de grandes blocos de energia, que

corresponde às transações no MAE, compensa os investimentos em curto prazo de tempo.

Supondo-se por exemplo, um ganho na incerteza de 0,3% na mudança da classe 0,5

para a classe 0,2, para uma carga de 300 MW, ter-se-ia em um ano:

0,3% x 300 MW x 720 h x 12 meses x R$ 30,00 = R$ 233.280,00

Este valor, seria mais do que suficiente para pagar o ponto de medição classe 0,2, em

menos de 1 ano.

A incerteza na medição pode ser um risco de transferência indevida de receita entre

agentes.



68

O cálculo da incerteza total de um circuito de medição, é feito através da expressão:

Incerteza = (P2 + C2 + M2)1/2 + S

Onde:

P = Classe de exatidão de cada transformador de potencial

C = Classe de exatidão de cada transformador de corrente

M = Classe de exatidão do medidor

S = Perdas no circuito secundário da medição

Para o conjunto de TP´s , TC´s e medidores existentes no sistema elétrico brasileiro, e

supondo-se a perda máxima de 0,05% (erro máximo admitido para a classe 0,2, segundo o

critério GCOI SCM – 018) no circuito secundário de medição, têm-se as seguintes situações

possíveis:

Tabela 1 – Incerteza da medição

CasoTP

(%)

TC

(%)

Medidor

(%)

Cabos

(%)

Incerteza

(%)1 0.6 0.6 0.5 0.05 1.03

2 0.6 0.6 0.2 0.05 0.92

3 0.3 0.3 0.5 0.05 0.71

4 0.3 0.3 0.2 0.05 0.52

Pode-se observar na Tabela 1 acima, que a menor incerteza na medição é àquela obtida

com o medidor de melhor classe (caso 4). Conseqüentemente, não adotar a classe 0,2 na

medição, pode significar pagar mais pela energia comprada e portanto transferir recursos para

um outro agente.

O balanço correto entre compra e venda necessita do emprego de elevada classe de

exatidão do lado da compra (MAE).



69

6.2 A ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA

A Especificação Técnica – Sistema de Medição Para Faturamento de Energia,

atualmente em vigor para os agentes do MAE, encontra-se disponível nos endereços na

Internet: http://www.ons.org.br e http://www.mae.org.br

Esta versão vigente de Especificação Técnica teve as seguintes versões anteriores:

a) Especificação Técnica dos Sistemas Físicos de Medição para Faturamento no

Sistema Elétrico Brasileiro, editada em 30/06/99;

b) Especificação Técnica MAE–ONS editada em 6/2000, com a tarja “MINUTA”.

Foi elaborada em conjunto pela ASMAE e ONS e aprovada na 18ª Reunião Ordinária

do Conselho de Administração do ONS, realizada em 27 de abril de 2000, sendo retirada do

Anexo 1, submódulo 12.2 (Modulo 12, Procedimentos de Rede – Medição para Faturamento),

passando a ser um documento à parte.

A especificação técnica das medições para faturamento foi, originalmente, feita no

contexto do projeto RE–SEB pelo grupo de trabalho MAE–ONS. Assim, passou por

simplificações de forma a adequá-la a nova realidade existente. A especificação considera

todos os aspectos técnicos necessários a um sistema de medição, com o propósito de lhe dar

robustez, confiabilidade e inviolabilidade. Exige-se uma boa classe de exatidão para o

medidor de energia e para os transformadores de instrumentos (transformadores de potencial e

de corrente); canal de comunicação para leitura remota; medidor de retaguarda, assim como

estabelece critérios mínimos para o projeto do sistema de medição.

Visando aproveitar a infra-estrutura disponibilizada para o processo de aquisição e

transferência dos dados da medição para faturamento e considerando a grande importância de

se dotar o Sistema Interligado Nacional (SIN), de instrumento que permita gerir a qualidade

de energia ao longo de toda a cadeia produtiva geração-transporte-consumo, foi também



70

solicitado aos agentes a implantação de, pelo menos um medidor de qualidade nas instalações

fronteira da rede básica, levando em conta inclusive o arranjo de barramento.

Registra-se que a função qualidade de energia elétrica não é convencional em sistemas

de medição para faturamento. Alguns fabricantes ( Landys&Gyr por exemplo) rejeitam esta

opção e muitos agentes reagiram à sua adoção no SMF brasileiro, sob diversos tipos de

alegação: trata-se de função distinta do faturamento, poucos medidores com essa alternativa

no mercado, custos elevados, falta de regulamentação específica, etc. No caso do Brasil, a

incorporação dessa função à Especificação Técnica MAE-ONS, foi uma exigência da área de

estudo do ONS, por considerar que em outros países, a qualidade de energia faz parte do

faturamento do mercado atacadista de energia, o que certamente iremos praticar num segundo

momento.

A medição de retaguarda1 é outra funcionalidade incorporada pelo sistema de medição

definido pela Especificação Técnica MAE–ONS que gerou muita polêmica entre os agentes

por se considerar que um segundo medidor em série com o principal, não garante a função de

medição de retaguarda (backup), já que ambos os medidores estão sob alimentação dos

mesmos transformadores para instrumentos (TPs e TCs), e ocorrendo uma avaria em um

destes equipamentos, ambos os medidores seriam afetados. Outros países, como a Inglaterra

por exemplo, utilizam como medição de retaguarda, um sistema dual, ou seja, sistema de

medição composto por outro medidor com alimentação de tensão e corrente distinta do

medidor principal. No caso do Brasil, a opção adotada foi àquela possível, pois as empresas

nacionais não teriam como suportar os custos de duplicação de transformadores para

instrumentos, para assegurar uma medição de retaguarda efetiva.

1 Medição de Retaguarda – Função de medição exercida por outro medidor, diferente do medidor principal. Nocaso do Brasil, o medidor de retaguarda é instalado em série com o medidor principal e alimentado pelosmesmos transformadores para instrumentos (TPs e TCs).



71

Ao longo do tempo, foram sendo permitidas excepcionalidades na aplicação da

Especificação Técnica MAE–ONS, visando adequá-la a regulamentação, as dificuldades

verificadas em campo pelos agentes e a necessidade de dar fluidez ao processo de

implantação do SMF, as quais são descritas a seguir:

a) Algoritmo de compensação de perdas.

Recurso disponível em alguns medidores, que permite a reflexão dos

valores medidos a um ponto distinto do local de instalação do medidor (lado de

alta ou baixa tensão do transformador). Necessário o uso desse recurso, a partir da

edição da Resolução ANEEL n°433 (11/2000) que remeteu a fronteira da rede

básica para o lado primário dos transformadores abaixadores (230/138 kV e

230/69 kV). Em conseqüência, a medição nas conexões com a rede básica se daria

em tensões iguais ou superiores a 230 kV. Assim sendo haveria uma elevação do

custo de investimento em transformadores de potencial (TP) e transformadores de

corrente (TC), causada pela alta diferença de preços destes equipamentos com a

elevação da tensão. Haveria uma elevação de custos, também, em conseqüência

de não ser hábito, até hoje, a instalação de medição para faturamento nas conexões

de alta dos transformadores de potência.

Em reunião no âmbito da comissão mista ASMAE–ONS decidiu-se pela

hipótese de se manter a medição de faturamento no lado de baixa tensão,

refletindo-se os valores ao lado de alta tensão, adotando-se algoritmos de

compensação de perdas, internos aos medidores. Estima-se que a economia a

alcançar seria de aproximadamente 600 conexões com a rede básica, pode-se

estimar um potencial de 400 pontos onde poderia ser aplicada a alternativa. Para

as conexões de geração, existia um potencial da mesma ordem de grandeza. O

potencial total de economia estimado seria, então, de R$ 80.000.000,00.



72

O MAE contratou o CEPEL com o objetivo de realizar testes nos

medidores que possuíssem esse recurso e avaliar se a adoção de tais

procedimentos não alteraria a exatidão da medição. Os medidores ZV200M /

Landys&Gyr , Q1000 / Schlumberger e ION8500 / Power Measurements foram

testados e aprovados pelo CEPEL. Os modelos de medidores diferentes desses

testados, o fabricante ou agente deve submeter a análise de adequação em

laboratório e encaminhar para análise e homologação do MAE e ONS.

Há situações em que a reflexão de medidas pode não funcionar

adequadamente. Tais situações, de acordo com os testes efetuados, ocorrem em

instalações com transformadores de 3 enrolamentos. Dessa forma, foi estabelecido

que a utilização do medidor com o recurso de reflexão de medidas, deve ser

previamente analisada e homologada pelo ONS e pelo MAE. O relatório

“Avaliação de Algoritmos em Medidores para Compensação de Perdas de

Transformadores” apresenta o resultado dos testes e análises efetuadas pelo

CEPEL.

b) Compartilhamento do enrolamento secundário nos TI.

Procedimento pleiteado pelos agentes, e aceito pelo ONS em caráter

provisório, em função da necessidade de compartilhamento da medição de

faturamento com as medições operacionais das empresas transmissoras e esse

compartilhamento não por em risco a exatidão da medição para faturamento,

considerando a pequena carga imposta ao secundário dos TI, pelos medidores

eletrônicos atuais.

c) Medidor de retaguarda.

Admitida a instalação do medidor de retaguarda somente na fase definitiva

em dezembro de 2004.



73

Esta Especificação Técnica MAE–ONS define todas as características

técnicas e arquitetura básica do sistema de medição para faturamento do MAE.

Apresenta os aspectos gerais e específicos do sistema de medição (medidores,

transformadores para instrumentos, cabeação secundaria), informações básicas

para o projeto, comunicação de dados, recursos de programação, medição de

retaguarda, e localização dos pontos de medição.

Foi desenvolvida a partir do trabalho efetuado dentro do projeto RE–

SEB/GRUPO DE OPERAÇÃO – FORÇA TAREFA – MEDIÇÃO, publicado em

30/06/1998, intitulado “Sistema de Medição para Faturamento do Mercado

Atacadista de Energia (MAE)”. Este documento, por sua vez, utilizou como

referência, os seguintes trabalhos desenvolvidos dentro do GCOI / Subcomitê de

Manutenção – GTMI:

SCM-015 – “Análise dos Sistemas de Medição de Energia para Fins de

Faturamento nos Pontos de Interligação”;

SCM-018 – “Recomendações para Uniformização dos Sistemas de Medição para

Fins de Faturamento nos Pontos de Interligação”;

SCM-041 – “Uniformização de Critérios para Determinação da Exatidão de

Sistemas de Medição de Energia”.

A Tabela 2 abaixo apresenta a relação dos medidores classe 0,2S, que estão em

conformidade com as especificações técnicas do sistema de medição para faturamento MAE–

ONS :



74

Tabela 2 – Tabela dos medidores classe 0,2S

Fonte: http://www.mae.org.br/implantacao_medicao/medidores/index.jsp

A seguir apresentam-se as principais definições desta especificação técnica quanto as

características dos instrumentos, sistema de medição, e diagramas esquemáticos de

localização dos pontos de medição e arquitetura básica do sistema de medição para

faturamento:

6.2.1 Características dos Instrumentos

a) Transformadores para instrumentos

- Classe de exatidão 0,3

- Enrolamento de medição exclusivo para faturamento

FABRICANTEMODELO / TIPO

MEDIDOR

Power Measurement

ION 7500ION 7600ION 8300ION 8400ION 8500

Sclumberger / ActarisQ 1000SL 7000

Landis&Gyr / SiemensFAG + ZUMAXSYSZV 200M

ELO ELO 2180ESB SAGA 1000

Schneider Schneider

ZIV ZIV

Eletro Industries Nexus 1270



75

b) Medidores

- Classe de Exatidão 0,2S

- Memória de massa de 32 dias, demanda de 5 minutos

- Medição de energia ativa / reativa, nos 04 quadrantes

- Teleleitura em “tempo real”

- Acesso de agentes distintos. Mais de uma porta de comunicação

- Relógio interno com opção de sincronismo externo (GPS)

6.2.2 Características e Recursos do Sistema de Medição

a) Sistema de medição

- Qualidade de energia: um medidor por nível de tensão

Indicadores de Qualidade de Energia

Obrigatórios• Valor da tensão eficaz (RMS) em regime permanente• Variação de tensão de curta duração (VTCD)

Desejáveis• Distorção Harmônica• Cintilação (FLICKER)• Desequilíbrio de Tensão

- Auditoria remota;

- Uso da Internet

- Aquisição parcial da memória de massa

- Admissão de memória de massa externa ao medidor

- Sincronismo numa mesma base de tempo

b) Cabos de fiação secundária

- Multicondutor blindado exclusivo para medição de faturamento

- Perdas de no máximo 0,05%



76

c) Medição de retaguarda

- Obrigatória

6.2.3 Localização dos Pontos de Medição

Para atender a contabilização do Mercado Atacadista de Energia, dos Encargos de Uso

do Sistema de Transmissão e dos Serviços Ancilares, para verificar as capacidades declaradas

de geração e o cumprimento das instruções de despacho, as medições de faturamento devem

ser instaladas nos seguintes pontos:

- conexão com a rede básica;

- conexão com consumidor livre;

- conexão onde existem serviços ancilares;

- conexão entre agentes que fazem parte do MAE;

- interligação internacional ou de submercados;

- geração bruta, por unidade geradora (usinas despachadas pelo ONS);

- geração líquida, por unidade ou grupo de unidades, na conexão;

- conexão de distribuidor ou gerador não agente do MAE.

No ponto de conexão com a rede básica que alimenta mais de um distribuidor ou

consumidor, a medição deve ser individual por alimentador no lado de baixa da transformação

(Figura 6):



77

D1 D2

Medição de D1

Fronteira com a Rede Básica

Tensão=230 kV

Tensão<230 kV

Medição de D2

Figura 6 – Fronteira de distribuidores ou consumidor

No ponto de conexão com a rede básica que alimenta um só distribuidor ou

consumidor, através de vários ramais, se não existir elementos de compensação reativa ou

serviços auxiliares ligados no barramento, nem algum ramal capaz de alimentar consumidor

livre, a medição pode ser global no lado de baixa da transformação (Figura 7). Para qualquer

alteração futura desta condição, a localização da medição deve ser refeita conforme definição

e figura anterior.

Figura 7 – Fronteira de distribuidor único ou consumidor

Medição de D

D D

Tensão=230 kV

Tensão<230 kV

Fronteira com a Rede Básica



78

No ponto de conexão com a rede básica, cuja linha for compartilhada por mais de um

distribuidor ou consumidor livre, a medição deve ser neste ponto e nos pontos de conexão de

cada um (Figura 8):

Figura 8 – Fronteira compartilhada por distribuidores ou consumidor

Nas usinas, cujas máquinas são agrupadas por transformador, a medição deve ser

individual por máquina no lado de baixa da transformação e no ponto de conexão (Figura 9):

Figura 9 – Fronteira de geradores agrupados

Medição de DnMedição de D1

Fronteira Rede Básica

Tensão=230 kV

Tensão<230 kV

D1

Dn

Medição Total

G1

G2

G3

G4

Fronteira com a rede básica/distribuição

medição de G1, G2, G3 e G4

NOTA1: No caso de usinas existentes, amedição por máquina no lado de baixa datransformação pode utilizar ostransformadores para instrumentos (TI) jáinstalados, mas o medidor deve serconforme esta especificação técnica.

ponto de conexão

NOTA2: Nas usinas que não sãodespachadas pelo ONS, a medição dageração bruta por máquina não éobrigatória, apenas a da conexão.



79

NOTA1: No caso de usinas existentes, amedição por máquina no lado de baixa datransformação pode utilizar ostransformadores para instrumentos (TI) jáinstalados, mas o medidor deve serconforme esta especificação técnica.

Medição no ponto de conexão

G1

G2

Gn

Fronteira com a rede básica/distribuiçãoMedição por máquina

NOTA2: Nas usinas que não sãodespachadas pelo ONS, a medição dageração bruta por máquina não éobrigatória, apenas a da conexão.

Em usinas cujas máquinas são conectadas individualmente na rede básica ou na rede

de distribuição, a medição deve ser por máquina no lado de baixa do transformador elevador e

nos pontos de conexão (Figura 10):

Figura 10 – Fronteira de geradores individuais

Em usinas que se conectam a rede básica ou rede de distribuição através de linhas de

transmissão de uso exclusivo, a medição deve ser por máquina no lado de baixa da

transformação e nos pontos de conexão (Figura 11):

Figura 11 – Conexão de geração através de linha de transmissão


medição de G1, G2, Gn

medição nos pontos de conexão

G1

G2

Gn

NOTA: Nas usinas que não sãodespachadas pelo ONS, a mediçãoda geração bruta por máquina não éobrigatória, apenas a da conexão.



80

Em consumidor, a medição deve ser no ponto de conexão com a rede básica ou rede de

distribuição (Figura 12):

Figura 12 – Conexão de consumidor

Nos pontos de conexão entre agentes que fazem parte do MAE, a medição deve

ser instalada no lado do agente conectado (Figura 13):

Figura 13 – Conexão entre agentes do MAE


Consumidor

Medição de Consumidor

Medição de D2

Fronteira com a rede básica

Tensão=

230 kV

Tensão<230 kV

Medição de D1

Sistema de D1

Sistema de D2



81

Nos pontos de conexão de distribuidor ou gerador não agente do MAE (Figura 14):

Figura 14 – Conexão de agentes não participantes do MAE

Os casos diversos dos acima deverão ser analisados e aprovados pelo ONS e pelo MAE.



82

6.2.4 Arquitetura Básica do Sistema de Medição para Faturamento

Figura 15 – Arquitetura básica do SMF

INTERNET

ISP

ISP

Agentes do Mercado

LEGENDA:

CANAIS DE COMUNICAÇÃO EDICADOS - CCD

BD Servidores de Aplicativos

Servidor de WEB

Firewall

Roteador Roteador

Servidor de

Comunicação

CENTRAL DE AQUISIÇÃO DE DADOS NA ASMAE

Para controle, os Agentes podem acessar os medidores por outra porta de comunicação. No caso de falha do canal de

comunicação, o Agente Responsável pela Medição faz a leitura local e envia pela Internet.

SPLITUCR UCR SMF1 SMF2 SMF3 SMF”N”

MP MR MP MR MP MR MP MR

ISP

Agentes Responsáveis

ONS

CCD

MS



83

Coleta de dados de medição, via central de aquisição de dados do agente responsável e

pelo MAE de forma alternativa.

Figura 16 – Arquitetura básica do SMF (forma alternativa)



84

6.3 SISTEMA DE COLETA DE DADOS DE ENERGIA

6.3.1 Concepção Geral

O Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE), é o sistema que faz a aquisição e o

tratamento dos dados dos medidores de energia, instalados nos diversos agentes do mercado

atacadista de energia elétrica para posterior exportação desses dados para o SINERCOM e

para o ONS. Interagem com este sistema, as empresas usuárias, o MAE e o ONS. A Figura 17

apresenta a arquitetura funcional do SCDE.

Figura 17 – Arquitetura funcional do SCDE

A Resolução n° 344/2002 estabeleceu o cronograma para a implantação do Sistema de

Medição para Faturamento – SMF, que é composto de 2 grandes itens:



85

- estação Central de Aquisição de Dados do MAE;

- instalações de medição de todos os agentes, incluindo a conexão e fornecimento

estável de dados ao MAE.

Em cumprimento ao referido cronograma, em 31 de julho de 2003 entrou em operação

comercial a Estação Central de Aquisição de Dados do MAE , que corresponde ao modo de

coleta do SCDE.

6.3.2 Arquitetura Funcional do SCDE

Figura 18 – Módulos do SCDE



86

6.3.2.1 Módulo Medições

As módulas Medições é realizado fora do SCDE e encontra-se localizado nos pontos

de medições dos agentes, sendo constituído de:

— Medidores – equipamento do agente que tem como finalidade a medição do fluxo

de energia elétrica. Existem modelos desses equipamentos que também fazem a coleta

de dados de qualidade de energia elétrica (QEE).

— UCM – Unidade Central de Medição, que centraliza o processo de coleta das

medições do agente. Composta por servidores de comunicação, agendamento de

leituras e registro dos dados lidos em banco de dados. Normalmente utilizada em

agentes que possuem muitos pontos de medição. Na UCM é implantado o software

CLIENT SCDE que permite a transferência via Internet para o SCDE–MAE dos

arquivos xml correspondentes à medição dos agentes.

— Gateway – é um equipamento instalado acoplado aos medidores de energia e um

conversor de protocolo desses medidores, programável e que possibilita a coleta dos

dados dos medidores, e remessa ,dos mesmos, ao SCDE–MAE via Internet.

— File Upload – link existente no SCDE para a entrada de dados de medição pelo

agente, em caso de indisponibilidade temporária da coleta automática. A entrada de

dados de medição, através desta interface, deverá ser submetida aos módulos de

Consistência, Validação, Estimação, Substituição e Cálculos / Mapeamento.

— Protocolo – Conjunto de regras que define um processo de transferência de dados e

de comunicação entre computadores e equipamentos.

— Client SCDE – Software desenvolvido em linguagem JAVA, instalado nos

Gateways e UCM dos agentes, com o objetivo de enviar ao SCDE/MAE, os arquivos

xml gerados nestes ambientes. Este software é disponibilizado pelo MAE às empresas



87

fornecedoras de gateways e agentes possuidores de UCM. Toda a comunicação entre o

Client e o SCDE–MAE utiliza métodos de criptografia que garantem o sigilo e a

segurança dos dados.

— Telecom – Trata da diversidade de conectividades possíveis ao SCDE, respeitando-

se as determinações dos documentos regulatórios e as conexões adicionais admitidas,

tendo por escopo a utilização de meios seguros de acesso, já disponíveis nos agentes,

em sua maioria. Destaca-se a admissão de canais de comunicação tipo Frame Relay

(“FR”) e Virtual Private Network (“VPN”), que visam flexibilizar a conectividade ao

SCDE. O detalhamento da abordagem das telecomunicações para o Sistema de Coleta

de Dados de Energia(SCDE), está disponível no site www.mae.org.br, Implantação da

Medição –Telecomunicações.

6.3.2.2 Módulo Coleta

O módulo Coleta é operado pelo MAE e responsável pela coleta programada de dados

dos medidores. Neste módulo os analistas de medição do MAE efetuam a programação da

coleta no período das 00:00 as 12:00 horas e encontra-se em operação desde 31 de julho de

2003. É composto de duas funções:

a) SCAM – Sistema de Coleta e Aquisição de Medições.

O SCAM realiza a aquisição dos dados dos medidores de energia (ME)

principal e retaguarda de cada ponto de medição utilizando uma das seguintes

maneiras:

- através de uma linha de comunicação dedicada, diretamente dos ME

do agente;



88

- através de uma conexão, via Internet ou linha dedicada, a UCM do

agente, que por sua vez coletou os dados de energia e de QEE

diretamente dos ME.

b) Autenticação

Sistema que autoriza o acesso ao SCDE–MAE de usuários, UCM´s e

gateways.

6.3.2.3 Módulo Cadastro

No módulo Cadastro são armazenadas as informações sobre os ativos do sistema,

destacando-se àquelas referentes a:

a) Usinas, unidades geradoras, UCM´s, gateways, pontos de medição, medidores e

transformadores;

b) Fluxo de solicitações e aprovações;

c) Informações necessárias para coleta;

d) Agentes de medição solicitam cadastro/alteração de dados;

e) Analistas de medição do MAE aprovam/reprovam solicitações.

6.3.2.4 Módulo Relatórios

No módulo Relatórios é possível extrair o resumo de determinadas informações, tais

como:

a) Relatórios de dados cadastrais

b) Resumo das medições coletadas

c) Resumo dos erros nas coletas



89

d) Relatórios referentes aos dados de sua própria empresa

6.3.2.5 Módulo Tratamento

O módulo Tratamento ainda não está disponível para operação no MAE, e será

implantado de forma gradativa. É composto das seguintes funções:

a) Consistência: verifica os dados recebidos após o término da coleta;

b) Validação: seleciona os valores de medição para os pontos de medição que

possuem medidores principal e de retaguarda;

c) Estimação: dados estimados utilizados para complementar as informações

coletadas ou para substituir dados inconsistentes;

d) Ajustes: são permitidas alterações nos dados de medição;

e) Inspeção lógica: é feita a auditoria dos dados coletados dentro do período de

contabilização.

6.3.2.6 Módulo Cálculo e Mapeamento

O módulo Cálculo e Mapeamento ainda não está disponível para operação no MAE e

será também implantado de forma gradativa. É um módulo complementar ao SCDE e terá as

seguintes funcionalidades:

a) Efetua a agregação dos dados de medição com aplicação de fatores de perdas;

b) Substitui a modelagem do sistema elétrico do SINERCOM;

c) A topologia estabelece a dependência entre os pontos de medição;

d) As funções desse módulo são atualmente realizadas pelo SINERCOM.



90

6.3.2.7 Módulo Interfaces

O módulo Interfaces possibilita a comunicação entre sistemas:

a) Interface SCL (De-Para) realiza a transferência dos dados coletados pelo SCDE

para que o SINERCOM os utilize no processo de contabilização. Esta interface

encontra-se implementada e em funcionamento;

b) Interface ONS visa a troca de informações entre o MAE e ONS. Permite ao ONS

acesso ao cadastro de medidores, pontos de medição do SCDE, bem como às

medidas coletadas diariamente pelo sistema. Permite ao MAE, receber as medidas

coletadas pelo sistema de supervisão do ONS para utilização no módulo de

tratamento e acesso a dados cadastrais para perdas locacionais;

c) Fator de Perdas é um sistema em fase de preparação aguardando finalização do

desenvolvimento da metodologia associada.

A seguir, apresenta-se na Figura 19 um diagrama que representa o fluxo macro do

processamento entre os diversos módulos do SCDE:



91

:: OONNSS :: FFPPEERRDDAASS :: SSIINNEERRCCOOMM

Dados de

energia discrepantes

Medidas faltantes

Medidas inconsistentes

Coleta Consistência Valida ão

Coleta normal: Coleta

Auditoria lógica

Ajustes Cálculo e ma eamento

Estima ão

Gerenciamento decadastro

Coleta de auditoria: Coleta

Coleta fora do horário: Coleta

Medidas consistentes:Medida final de energia

Medidas validadas:Medida final de energia

Medidas ajustadas:Medida final de energia

Medidas estimadas:Medida final de energia

Figura 19 – Fluxo macro do SCDE

6.3.3 Medidores interligados ao SCDE

Em função do acompanhamento efetuado pelo MAE e com o objetivo de ter uma visão

do atual estágio de funcionamento deste sistema, apresenta-se a seguir uma tabela com a

estatística de medidores de todos os agentes, interligados ao SCDE–MAE até 31/07/2004:



92

Tabela 3 – Medidores interligados ao SCDE

Total de MedidoresMedidores Cadastrados

no SCDE

Medidores Interligados ao

SCDEEmpresas Medidores Empresas Medidores Empresas Medidores

E

MPRESAS

Qtde Qtde QtdeTotal

%Qtde

Total%

QtdeTotal

%Qtde

Total%

G 77 1925 45 58 1177 61 45 58 905 47

D 33 2728 24 73 1318 48 24 73 1096 40

T 4 12 1 25 6 50 1 25 2 17

TOTAL 114 4665 70 61 2501 54 70 61 2003* 43

G – Geração D – Distribuição T – Transmissão* O total de medidores interligados refere-se à soma do nº máximo de medidores já coletados por

empresa.

% Medidores cadastrados no SCDE em relação ao total de medidores: 54%% Medidores interligados ao SCDE em relação aos medidores cadastrados: 80%% Medidores interligados ao SCDE em relação ao total de medidores: 43%

Fonte: www.mae.org.br

O MAE–ONS esperam que com a aproximação do término do prazo em dezembro de

2004 para conclusão da implementação do SMF, ocorra um incremento substancial no

percentual de 43% de medidores interligados ao SCDE em relação ao total de medidores. O

MAE estabeleceu os seguintes passos com objetivo de dar estabilidade à coleta da medição

via SCDE e agilizar o processo de transferência de dados para o SINERCOM:

a) Melhorar o desempenho da coleta de dados, através do acompanhamento diário

por parte do MAE e agentes;

b) Assinatura pelos agentes de acordo operacional, que são autorizativos ao MAE no

repasse dos dados coletados, diretamente ao SINERCOM;

c) Cadastramento de usuários;

d) Treinamento dos agentes nos módulos cadastro e relatórios;



93

e) Atualização dos Procedimentos de Mercado com a inclusão das regras inerentes

ao SCDE;

f) Liberação de acesso aos agentes;

g) Cadastramento de ativos.

Portanto, é fundamental à normalização da contabilização e liquidação das operações

no MAE, via SINERCOM, o funcionamento adequado e estável do Sistema de Coleta de

Dados de Energia (SCDE). Neste sentido o MAE instituiu a operação assistida, para àqueles

agentes cujo sistema de medição, já apresenta desempenho da coleta, com estabilidade

superior a 70%, por 3 meses. Esta operação foi iniciada no período 12 a 23/04/2004 com

somente dois agentes e a segunda etapa, foi realizada no período 26/04 a 30/08/2004,

contemplando vinte agentes. Os demais agentes passarão a participar da operação assistida de

forma gradativa.

6.4 PROCEDIMENTOS DE REDE, MERCADO E DISTRIBUIÇÃO

6.4.1 Procedimentos de Rede

O módulo 12 – Medição para Faturamento1 dos procedimentos de rede tem o propósito

de difundir a especificação técnica estabelecida pelo ONS das medições para faturamento dos

seguintes pontos:

a) Conexão com a rede básica;

b) Conexão com consumidor livre;

c) Conexão onde existem serviços ancilares;

1 Módulo aprovado na 28ª Reunião Ordinária do Conselho de Administração do ONS em 23/07/2001 e aprovadopela Resolução ANEEL n° 140 (25/03/2002).



94

d) Conexão entre agentes que fazem parte do MAE;

e) Interligação internacional;

f) Interligação entre submercados;

g) Geração bruta, por unidade geradora (usinas despachadas pelo ONS);

h) Geração líquida, por unidade ou grupo de unidades, na conexão.

Este módulo também visa estabelecer os procedimentos e prazos de instalação

(projeto, aprovação de projeto, montagem e comissionamento), manutenção e/ou inspeção,

certificação de padrões de serviço e leitura, que devem ser feitos pelos agentes responsáveis2

por medição e pelo ONS.

O sistema de medição para faturamento fornecerá:

a) Os dados de demanda para apuração dos Encargos de Uso do Sistema de

Transmissão (EUST) no âmbito do ONS;

b) Os dados de geração para a apuração dos Encargos dos Serviços Ancilares no

âmbito do ONS;

c) Os dados para a contabilização e liquidação de energia elétrica e liquidação dos

serviços ancilares no âmbito do MAE;

d) As medições instaladas nas usinas, por máquina, serão utilizadas para verificação

das capacidades declaradas de gerador (Submódulo 16.2 – Certificado da

Capacidade de Geração) e do cumprimento das instruções de despacho;

e) Dados para cálculo de fator de potência no ponto de conexão com a rede básica,

para atender requisitos do Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Transmissão.

2 Agentes responsáveis – agente conectante de distribuição, de geração, de transmissão detentor de interligaçãoentre submercados e agente conectante de interligação internacional.



95

Estes procedimentos são necessários para manter o sistema de medição dentro dos

padrões especificados e garantir, em conseqüência, o controle do processo de contabilização

de energia, no âmbito do MAE, e apuração de demanda, descrito no Submódulo 15.8 –

Apuração Mensal de Serviços e Encargos.

O Módulo 12 – Medição para Faturamento é constituído dos seguintes submódulos:

Submódulo 12.1 – Medição para Faturamento – Visão Geral

Submódulo 12.2 – Instalação de Medição para Faturamento

Submódulo 12.3 – Manutenção de Medição para Faturamento

Submódulo 12.4 – Leitura de Medição para Faturamento

Submódulo 12.5 – Certificação de Padrões de Serviço

Todo este módulo 12 deverá ser revisado, de modo a contemplar a realidade atual do

setor elétrico brasileiro tendo em vistas as mudanças regulatórias ocorridas após sua

aprovação, como por exemplo, as recentes Resoluções Normativas n° 67 e 68, de 08/06/2004,

que tratam respectivamente da composição da rede básica e procedimentos para

implementação de reforços nas Demais Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da

rede básica. Devem ser contempladas também nesta revisão, as sugestões e comentários dos

agentes quanto as possíveis incongruências e não conformidades observadas no módulo 12,

durante este período de vigência.

Este módulo 12 está disponível no endereço na Internet http://www.ons.org.br.

6.4.2 Procedimentos de Mercado

São conjuntos de normas operacionais que definem os requisitos e prazos necessários

ao desenvolvimento das atribuições do MAE, incluindo as estabelecidas nas regras de



96

mercado, descrevendo as relações e as responsabilidades entre os diversos agentes de

mercado, para que as regras do MAE possam ser implementadas.

Os Procedimentos de Mercado (PM) possuem os seguintes processos chaves indicados

na Figura 20.

Figura 20 – Processos Chave

Vinculados diretamente à medição, tem-se processo chave; “Inserir Dados de

Medição”, associado aos seguintes Procedimentos de Mercado – PM:

PM ME.01 – Enviar Dados de Medição

PM ME.02 – Manutenção do Cadastro do Sistema ElétricoPM ME.03 – Modelagem de Contratos Decorrentes do Leilão de Excedentes de

Energia Elétrica

Cada Procedimento de Mercado (PM) está apresentado em documento único e o seu

conjunto define os aspectos funcionais necessários para operacionalização das regras de

mercado.

Toda esta documentação está disponível no site http://www.mae.org.br , onde são

indicados também os PM´s vigentes e aqueles com vigência expirada, considerando as

versões das regras de mercado.

A operação definitiva no MAE do Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE), irá

demandar a elaboração e implementação de novos PM´s, com o objetivo de contemplar:



97

registro de usuários do SCDE, manutenção do cadastro do SCDE, coleta de dados de medição

do SCDE, inserção de dados de medição por contingência no SCDE.

6.4.3 Procedimentos de Distribuição

Os Procedimentos de Distribuição (PD) são documentos regulatórios na forma de

regulamentações, normatizações e padronizações que têm como objetivo possibilitar a

conexão elétrica aos sistemas de distribuição por usuários, garantindo que os indicadores de

desempenho e de qualidade de serviço sejam atingidos de forma clara e transparente,

preservando, dentre outros aspectos, a segurança, a eficiência e a confiabilidade dos sistemas

elétricos.

O objetivo é disciplinar todos os aspectos técnicos relativos ao planejamento de

expansão e à operação das redes de distribuição, bem como à conexão de usuários e também

aos requisitos técnicos da interface com a rede básica, complementando de forma harmônica

os procedimentos de rede dos sistemas de transmissão.

Considerando que a documentação originalmente elaborada pelo RE–SEB para a

regulamentação das distribuidoras é bastante simplificada e que não existem documentos

consolidados para procedimentos relativos a planejamento e operação das distribuidoras, a

exemplo dos documentos existentes no âmbito do GCPS e GCOI, foi necessário elaborar os

Procedimentos de Distribuição em duas etapas:

a) Na primeira etapa foi elaborada uma versão preliminar partindo-se do anexo H do

documento final elaborado pela Coopers&Lybrand , da documentação existente na

ABRADEE e de outros documentos pertinentes. Os documentos desta etapa

foram elaborados pelo CEPEL sob supervisão da ANEEL;



98

b) A segunda etapa, o documento a ser produzido deverá ser amplamente debatido

com agentes do setor elétrico brasileiro envolvidos e posteriormente submetido à

consulta ou a audiência pública para sua consolidação.

Os documentos disponibilizados em Anexos referem-se à primeira etapa (Versão

Preliminar) dos Procedimentos de Distribuição.

Dentre os 08 módulos previstos como Procedimentos de Distribuição, indicamos

aqueles vinculados a medição de energia nas conexões aos sistemas de distribuição:

Módulo 3a/3b – Condições para Conexão

Módulo 5 – Medição

Módulo 8 – Qualidade de energia

A versão preliminar destes documentos está disponível no site

http://www.aneel.gov.br.

Neste ano de 2004, foi realizada a licitação para elaboração das versões definitiva dos

procedimentos de distribuição, sendo vencedor o consórcio PROMON ENGENHARIA /

FUPAI3 / UNIENG4. A formalização da ANEEL para realização dos serviços pelo consórcio

vencedor, encontra-se em fase de assinatura do contrato, havendo a previsão de conclusão dos

trabalhos no período de um ano e meio.

3 FUPAI – Fundação de Pesquisa e Assessoria a Indústria vinculada a Universidade Federal de Engenharia –UNIFEI.4 UNIENG – União de Engenheiros de Minas Gerais.



99

7 O SMF NA COELBA

A COELBA iniciou a implantação do SMF em meados do ano 1999, paralisando o

andamento do processo em face de edição da Resolução ANEEL n° 433 (10/11/00), que

alterou os pontos de conexão com a rede básica, remetendo-os para o primário dos

transformadores 230/69 kV, somente retomando-o após a publicação da Resolução ANEEL

n° 344 (25/06/02).

A empresa possui 126 conexões com a rede básica nas tensões 11,9 kV, 13,8 kV, 69

kV, 138 kV e 230 kV. Estas conexões ocorrem em 23 subestações da transmissora regional

CHESF e em 2 subestações próprias (TOMBA e BRUMADO II) descriminadas no ANEXO

D.

Após processo licitatório com participação de fabricantes nacionais e estrangeiros o

Sistema de Medição para Faturamento (SMF) adquirido pela COELBA, foi àquele

desenvolvido pelo fabricante Schlumberger, o qual utiliza o medidor Quantum 1000(Q1000) e

software aplicativos NOTUS. A opção de aquisição do sistema fornecido por este fabricante,

teve como principais fatores de destaque: atendimento à Especificação Técnica da COELBA

– Sistema Integrado de Telemedição e Supervisão – ET – GEB – 070, a qualificação e o

renome internacional da Schlumberger na área de medição de energia elétrica, a certificação

em laboratórios internacionais do medidor Q1000 (classe 0,2S) o qual inclusive apresenta

precisão além da sua classe (ver ANEXO E), a estrutura de manutenção dessa empresa no



100

Brasil para o medidor e software. O sistema de coleta NOTUS, envolve os Módulos de

Comunicação e Drivers (STD), Módulo de Agendamento de Tarefas (GTC) e Módulo de

Armazenamento de Dados de Coleta (ADC), em computador específico para coleta de dados

de medição, capaz de realizar a coleta dos dados de todos os medidores em um período não

superior a 15 minutos. Estes módulos do sistema permitem a leitura automática, de forma

agendada ou imediata, de todos os pontos de medição, realizando a consistência dos dados

recebidos e armazenando os mesmos em base de dados relacional. Possui também o Módulo

Workstation a ser instalado em estações de trabalho. Este módulo permite, através do acesso à

base de dados, a geração de relatórios de memória de massa, qualidade de suprimento através

da análise dos dados de tensão harmônica, análises com composição de pontos virtuais, além

de exportação de dados em vários formatos incluindo o SINERCOM e integração com o

“CLIENT do MAE”.

Este sistema foi dimensionado para 400 pontos de medição, sendo adequado para

cobertura dos grandes clientes e conexões com a rede básica. A seguir apresentam-se as

principais características do medidor Q1000:

a) Valores Medidos

- Valores com e sem SLC (System Loss Compensation)

- Auto leitura de 80 registros

- Demandas máxima, mínima, projetada

- Valores primários e secundários

- Múltiplos picos

- Valores instantâneos a cada 200 ms

- Memória de massa configurável



101

b) Qualidade de Energia

- Harmônicos de tensão e corrente

- Desbalance e deslocamentos

- Ângulos de fases

- Afundamentos e sobretensões (SAGs e SWELLs)

- Interrupções

- 64 amostras por ciclo

- Eventos de ½ ciclo

- Temperaturas extremas

- Resolução de 16 bits

A implementação do SMF em campo exigiu da COELBA a construção de 13 cabanas

de medição1 em subestações da CHESF, em face de impossibilidade de compartilhamento das

instalações existentes (casas de comando), nas subestações: Bom Jesus da Lapa (BJS),

Barreiras (BRA), Cícero Dantas (CCD), Camaçari II (CMD), Eunápolis (ENP), Irecê, 69 kV e

138 kV (IRE), Itaparica (ITP), Santo Antonio de Jesus (STJ), Modelo Reduzido (MDR),

Mulungu (MLG), Moxotó (MXT), Zebu (ZBU).

Foram necessários investimentos em sistema de comunicação, em face de

disseminação do processo de automação de subestações e a necessidade de sistemas

corporativos. Neste sentido a COELBA realizou contratos corporativos com empresas de

telecomunicações via satélite e telefonia celular de modo a contemplar as funções proteção,

medição e controle. Das 25 subestações onde estão as conexões com a rede básica, em 15

utiliza-se a mídia celular para acesso da COELBA (leitura) e MAE (auditoria). Em 10

1 Cabana de Medição – Construção dentro das subestações, normalmente situada próxima aos pontos deinstalação de TPs e TCs vinculados à medição para faturamento nos terminais de conexão com a rede básica.Neste ambiente com ar condicionado são instalados os painéis, medidores e acessórios de comunicação para osistema de medição.



102

subestações utiliza-se a mídia satélite para acesso aos medidores tanto pela COELBA quanto

pelo MAE.

A seguir apresenta-se uma relação dos custos aproximados com a implantação do

SMF:

• Painéis, medidores, splitter, modens R$2 .500.000,00

• Estações servidoras, softwares/aplicativos R$ 600.000,00

• Projetos, instalação, comissionamento R$ 1.300.000,00

• Construção cabanas de medição / canaletas R$ 500.000,00

• Canais de comunicação, roteadores R$ 500.000,00

• Adaptações, cabos blindados, conectores, etc R$ 100.000,00

• Transporte material R$ 50.000,00

• Mão de obra própria R$ 50.000,00

TOTAL R$ 5.600.000,00

A COELBA está com o SMF instalado com os medidores principal e retaguarda nos

pontos de conexão, interligado ao SCDE–MAE e em processo normal de transferência dos

arquivos de leitura para o MAE.

No ANEXO F apresenta-se a configuração do Sistema de Medição para Faturamento

(SMF) implantado na COELBA.



103

8 O SMF NACIONAL

Neste capítulo apresenta-se um panorama nacional do atual estágio de implantação do

Sistema de Medição para Faturamento (SMF), por região do país.

Os 23 agentes proprietários de usinas térmicas emergenciais vinculadas a

Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) já implantaram completamente

o sistema de medição para faturamento.

No ANEXO G são relacionados os agentes de geração, transmissão, distribuição,

comercialização e conexões internacionais1, por região do país.

Das informações obtidas pelo ONS junto às empresas até 31 de julho de 2004, registra-

se que:

a) 33 agentes já implantaram os seus sistemas de medição;

b) 03 agentes ainda não iniciaram o processo de aquisição do sistema de medição;

c) 45 agentes encontram-se em diferentes estágios de implantação. Desses 45 agentes:

a) Medidores de Energia

- 14 empresas já instalaram totalmente;

- 24 empresas instalaram parcialmente;

1 O total de 104 agentes de geração, transmissão, distribuição aqui mencionados pelo ONS, diverge do total de114 indicados na página 89 – Tabela 3, devido este número incorporar os agentes de geração (10) nãoconsiderados no levantamento do ONS.



104

- 06 empresas somente adquiriram;

- 01 empresa ainda não adquiriu.

b) Transformadores para Instrumentos (TI)

- 13 empresas já instalaram totalmente;

- 27 empresas instalaram parcialmente;

- 05 empresas ainda não adquiriram.

Apresenta-se na seqüência um panorama por Região:

a) Norte e Nordeste (% de implantação do SMF regional)

- 06 agentes finalizaram a implantação (16%);

- 14 agentes em processo de implantação (84%).

b) Sul (% de implantação do SMF regional)


- 12 agentes em processo de implantação (81%);

- 01agentes não iniciou o processo de implantação (17%);

- 03 agentes não disponibilizaram as informações pedidas, mas instalaram

(1%).

c) Sudeste e Centro-Oeste (% de implantação do SMF regional)


- 24 agentes em processo de implantação (91,9%);

- 01 agente não disponibilizou as informações pedidas (0,1%).

Onde:

% de implantação do SMF regional = n° de medidores instalados na regiãon° total de medidores da região



105

O Ofício n° 369/2003 – DR/ANEEL, de 27 de junho de 2003, ratificou os prazos

regulamentares para implantação do SMF, de que trata a Resolução ANEEL n° 344 / 2002.

8.1 SISTEMA GLOBAL DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO

No intuito de se ter uma maior sensibilidade do desenvolvimento da implantação do

SMF, a Tabela 4 abaixo dá um panorama global do SMF, de acordo com o último

mapeamento realizado pelo MAE–ONS e considerando aqueles agentes que entraram em

operação a partir de janeiro/2002.

Tabela 4 – Panorama global do SMF

Região N° Medidores %*

Sistema SE / CO 2.986 56

Sistema N / NE 1.346 25

Sistema S 1.036 19

Total 5.3682 100* Percentual de medidores no sistema da região

De modo geral, pode-se considerar o andamento do processo de implantação do SMF

de razoável para bom, considerando as inúmeras dificuldades enfrentadas pelo setor elétrico

brasileiro no período.

A proximidade do término do prazo em 31.12.2004, definido para a segunda etapa deimplantação do SMF, estabelecido na Resolução n° 344 (25/06/2004) e a possibilidade de

aplicação de penalidades pela ANEEL, fundamentadas na Resolução Normativa ANEEL n°

63 (12.05.2004), espera-se uma maior agilidade dos agentes na conclusão deste processo.

2 Este número de medidores (5.368) diverge do total de medidores interligados ao SCDE, apresentado na Tabela3 - página 89 (4.665), devido ao primeiro representar o número de medidores instalados, principal/retaguarda,informados pelos agentes ao ONS, e o segundo, o número vigente de medidores cadastrados no SCDE–MAE.



106

9 CONSIDERAÇÕES FINAIS / CONCLUSÕES

Dentro do modelo competitivo do setor elétrico brasileiro, a adoção de uma estrutura

centralizada para as contabilizações e liquidações do mercado de curto prazo, e a conseqüente

necessidade de um sistema de medição de faturamento também centralizado, traz consigo,

enormes desafios, dificuldades e necessidade de elevados investimentos para implementação.

Em contrapartida, este sistema centralizado está modernizando a medição do suprimento de

energia elétrica, com regulamentos, procedimentos, normas, padrões, especificações, novas

tecnologias, sistemas de comunicação, softwares - hardwares, equipamentos, instrumentos,

etc. Tudo isto, em uma área do setor elétrico, historicamente carente de atualização

tecnológica. As vantagens advindas deste sistema ainda em fase de implementação, serão

extremamente benéficas aos agentes geradores, distribuidores, consumidores,

comercializadores, importadores–exportadores de energia, pois permitirá aos agentes

vinculados ao MAE, e ao ONS, o conhecimento do perfil de produção e consumo em tempo

real. Certamente, num segundo momento, esta modernização tecnológica, atingirá às diversas

classes de consumo atendidas pelas redes de distribuição, tal como a classe residencial,

industrial, comercial, rural etc, permitindo assim, o correto planejamento da expansão do

Sistema Interligado Nacional (SIN), em face da identificação do perfil de cada agente e o que

representa na carga global do sistema, o que poderá contribuir enormemente no



107

aperfeiçoamento do cálculo das tarifas, principalmente na contribuição das parcelas referentes

ao suprimento (geração e transmissão).

No modelo competitivo, a informação de medição é uma informação de mercado,

portanto, a energia não tem somente valor financeiro, mas também o valor agregado, ou seja,

os serviços que se deve fornecer para conseguir vendê-la. Neste sentido, as empresas

distribuidoras que implementarem modernos sistemas comerciais de medição de faturamento,

que permitam uma relação mais ágil com os seus clientes, como a disponibilização de

informações e dados na Internet, por exemplo, terão maior vantagem competitiva, agilidade

decisória e condições de manutenção do seu mercado cativo.

Observa-se uma tendência de disseminação do uso da Internet, para o trânsito de dados

de medição. Esta alternativa tecnológica, já está inclusive sendo utilizada pelos agentes na

coleta e transferência de dados ao MAE (gateways e Client SCDE–UCM) e como medição

comercial em diversos tipos de consumidores (livres e cativos). A Internet é a maior rodovia

de dados do mundo e o protocolo de comunicação utilizado, o TCP–IP, o mais confiável,

sendo considerado o estado da arte em termos de protocolo de comunicação.

Há de se registrar que dentre as muitas funcionalidades existentes, são funções

extremamente importantes presentes no Sistema de Medição para Faturamento (SMF), e

implementadas no SCDE, a inspeção lógica (auditoria dos dados coletados dentro do período

de contabilização) e a auditoria lógica (auditoria dos dados coletados e parâmetros ajustados

fora do período de contabilização) pois ambas permitem conferir ao MAE e aos participantes

do seu ambiente, grande credibilidade quanto aos dados de medição utilizados no sistema de

contabilização/liquidação (SINERCOM), os quais podem inclusive, serem utilizados para fins

fiscais. Esta funcionalidade é essencial, por exemplo na importação e exportação de energia,

por um agente detentor de conexão internacional.



108

As tecnologias de medição estão hoje bastante avançadas, tanto na área de aquisição

como tratamento dos dados. Pode-se afirmar que a grande dificuldade à disseminação dos

sistemas de medição é a comunicação, considerando-se que em alguns locais onde estão

instalados estes sistemas, não existe canal de comunicação disponível ou tem-se um custo

elevado para implementá-lo. Deve-se registrar entretanto, que a capilaridade cada vez maior

dos sistemas de comunicação, com a utilização das tecnologias de satélite, celular e os

serviços disponibilizados pelos provedores de telecomunicações, quanto aos aspectos das

conexões utilizando o Frame Relay, TCP–IP, TCP–IP VPN Internet, permitirão a

implementação de modernos sistemas de telemedição nas diversas classes de consumo. A

tecnologia chamada PLC (Power Line Communications), que requer a instalação de

equipamentos especializados nas subestações, também viabiliza a implantação desses

sistemas de medição.

A implementação de Sistemas de Medição para Faturamento (SMF) nas fronteiras

geração-transmissão e transmissão-distribuição gera externalidades positivas, pois dissemina a

cultura da medição de faturamento em um número bem maior de agentes que no modelo

anterior e quebra a assimetria de informação para os agentes envolvidos nas diversas etapas

da cadeia produtiva, permitindo identificar o que cada agente representa no processo e

possibilita a utilização de novas formas de comercialização de energia elétrica.

A opção de SMF adotada no Brasil para atender as transações do MAE, e ao ONS,

qual seja, dar responsabilidade aos agentes conectantes à rede básica, de geração e

distribuição, pela implementação do SMF, não foi a mais fácil frente às alternativas analisadas

de criação da entidade de medição e atribuir a responsabilidade–propriedade às empresas

transmissoras, mas entendo que essa opção, permite a participação de um número maior de

agentes, submetidos a especificação técnica, procedimentos e padrões de medição válidos

para todos, e portanto tem-se mais transparência no processo de medição para faturamento.



109

A implementação do SMF é uma tarefa de altíssima complexidade, que se torna ainda

mais complicada, devido às freqüentes mudanças na regulamentação. Entendo que uma

interação permanente entre o MAE, ONS e ANEEL pode minimizar bastante o efeito dessas

mudanças. As reuniões bimensais atualmente realizadas pelo MAE e ONS para

acompanhamento da implantação do SMF, são extremamente benéficas à discussão dos

problemas e encaminhamento das soluções inerentes a área de medição. No futuro próximo,

haverá a necessidade de formalização de um ambiente permanente para discussão das

questões da medição, tipo Comitê de Medição (COMED), conforme inicialmente idealizado

no projeto RE–SEB.

Visando contemplar as mudanças na regulamentação, as modernizações tecnológicas,

aperfeiçoamentos e adequações identificadas pelos agentes, faz-se necessária uma revisão dos

documentos regulatórios como a Especificação Técnica MAE-ONS, Procedimentos de Rede

– Módulo 12.

Para regulamentar as conexões aos sistemas de distribuição, principalmente nos

aspectos de medição de energia elétrica, é necessário destacar a importância dos

Procedimentos de Distribuição, até o momento não disponível aos agentes do setor em caráter

formal.

O Sistema de Medição de Faturamento – SMF, o Sistema de Coleta de Dados de

Energia – SCDE, o Sistema de Contabilização e Liquidação – SINERCOM, certamente

sofrerá ajustamentos ao longo do tempo, considerando-se a necessidade futura de

implementações de estágios mais avançados do mercado atacadista ,como por exemplo à

redução do período de contabilização e o faturamento da qualidade de energia nas conexões

com a rede básica .



110

REFERÊNCIAS

ABREU, J. C.; CAMPOS, A.; SIQUEIRA, I. P. Requisitos de Medição de Energia para oNovo Modelo Competitivo Brasileiro. GPC/07, XV SNPTEE – Seminário Nacional deProdução e Transmissão de Energia Elétrica, 1999, Foz do Iguaçu – Paraná – Brasil.

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DETALHAMENTO da Abordagem de Telecomunicações para o sistema de Coleta deenergia – SCDE. Disponível em: <http://www.mae.org.br>, Implantação da Medição –Comunicação.

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em: <http://www.mae.org.br>MEDEIROS FILHO, Solon de. Medição de Energia Elétrica, 2.ed. Editora Universitária daUFPE.

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PAIXÃO, Ernesto Lindolfo. Memórias do Projeto RE–SEB. A história da concepção danova ordem institucional do setor elétrico brasileiro. Massao Ohno Editor, 2000.



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PROGRAMA de Implantação do Sistema de Medição no MAE. Relatório RequisitoMínimo. Fevereiro de 2000. Disponível em: <http://www.mae.org.br>

REQUISITOS Básicos dos Gateways de Medição para Aplicação no SCDE do MAE.

Disponível em: <http://www.mae.org.br>

REQUISITOS Técnicas para o Sistema de Medição de Qualidade de Energia Integradaao Sistema de Medição para Faturamento. Disponível em: <http://www.ons.org.br> e<http://www.mae.org.br>

SISTEMAS de Medição para Faturamento do Mercado Atacadista de Energia – MAE,RE–SEB/Grupo de Operação, Forca Tarefa – Medição, 30/06/98.

STEUDEL, L. C.; BONAR Jr., J. A.; JOLY Jr., J. M.; PINTO, R. C. O. Sistema de Mediçãovia WEB, 2002, XV Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica – SENDI 2002.

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Baldwin, Thomas & HIRT, Robert & SILVA, Antonio. Selecting the Right Power QualitySolution, ABD Power T&D Compay, Power System Division.

BAKER, Michael. Who Owns the Meter? Metering International, 1998, Director Of UKOperations, Itrans Ltd.

BORENSTEIN, Severin. The Troubles With Electricity Markets and How They DerailedCalifornia’s Electricity Restructuring, June 2001, California, USA.

FERC Ordens 888 on Open Access “Promoting Wholesale Competition Through OpenAccess Non-Discriminatory Transmition Services by Public Utilities and Recovery of Stranded Costs by Public Utilities and Transmition Utilities, April 1996.

GRIBIK, Paul R. & SHIRMOHAMMADI, Dariush & VOJDANI, Ali. TransmitionCongestion Management in Emerging Energy Markets. 1999, Perot Systems Corporation,Los Angeles, California, USA.

LOTERO, R. C. & SANTANA, E. A. A Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro e oGerenciamento Estratégico das Empresas, 1998. Anais do III Congresso Brasileiro de

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OLIVEIRA, Ricardo G. A Estratégia dos Reguladores: Promoção da Aquisição deCompetências. Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, 1999. Rio de Janeiro – RJ

OLIVEIRA R. G & TOLMASQUIM M. T. A Regulação & Os Grupos Contratadores das

Empresas Privatizadas do Setor Elétrico Brasileiro, 1999,Anais do VIII CBE, Rio deJaneiro – RJ.

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SASSI JÚNIOR, Paulo Milton. As Concessionárias de Energia Elétrica Frente ao NovoModelo do Setor Elétrico Brasileiro. Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL,Departamento de Gestão de Mercado - CM, 1999, Campinas, São Paulo, Brasil.

SILVA VINHAES, Élbia A. A nova Regulamentação das Empresas do Setor Elétrico:

Considerações sobre Competição e Contabilidade. SEM/ANEEL, 1999, Brasília – DF.



113

GLOSSÁRIO

AGENTES DE MERCADO: Conforme definido na convenção do MAE, os agentes demercado são agentes participantes do MAE e estão divididos em duas categorias, quais sejam,Produção e Consumo. Todos os agentes de geração, autoprodução, distribuição,comercialização e consumidores livres estão incluídos nestas duas categorias. As empresas detransmissão não participam do MAE. Na categoria de Produção, a participação é obrigatóriapara agentes geradores e interconectores de importação com capacidade instalada ou detransporte igual ou superior a 50 MW. Na categoria Consumo, a participação é obrigatóriapara agentes distribuidores e comercializadores com consumo anual acima de 300 GWh/ano einterconectores de exportação com capacidade de transporte acima de 50MW;

ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica, criada pela Lei n.º 9.427, de 26 de dezembrode 1996;

ASMAE: Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia Elétrica. Sociedadecivil de direito privado, criada em 1999, braço operacional do MAE e empresa autorizada daANEEL. Quando da crise energética vivida no ano de 2001, o Comitê de Revitalização doModelo do Setor Elétrico Brasileiro, no Relatório de Progresso N° 1, propôs a reestruturaçãodo MAE, o que foi feito através da Lei n° 10.433, de 24 de abril de 2002, transformando ainstituição ASMAE em pessoa jurídica de direito privado, com a denominação MAE, eterminando com sua auto–regulamentação;

AUTOPRODUTOR: É a entidade que autorizada pela ANEEL produz, de forma individualou consorciada, energia elétrica para uso próprio, podendo fornecer o excedente àsconcessionárias de energia elétrica e/ou ao mercado de curto prazo;

CCON: Comitê Coordenador de Operações do Norte/Nordeste, órgão colegiado da operaçãodo sistema elétrico, criado pela portaria do Ministério de Minas e Energia, N°. 1008, de 20 desetembro de 1974; extinto em 1997;

CEPEL: Centro de Pesquisa de Energia Elétrica. Empresa do Sistema Eletrobrás;

CLASSE DE EXATIDÃO DO MEDIDOR: A classe de exatidão de um medidor de energiaelétrica é determinada, aferindo-o em todos os valores de correntes compreendidos entre 10%da corrente nominal e a corrente máxima, com fator de potência unitário, sob tensão efreqüência nominais. Se os erros se mantêm dentro da faixa 2%, 0,5% ou 0,2%, então se dizque o medidor é de “Classe 2”, “Classe 0,5” ou “Classe 0,2” respectivamente, e estes númerosrepresentam o “índice de classe” do medidor. MEDEIROS FILHO, SOLON DE, Medição deEnergia Elétrica, página 246;

COEX: Comitê Executivo, formado pelos presidentes de empresas do setor elétrico(conselheiros) representando os agentes da categoria Produção (7 votos) e categoria Consumo(7 votos). Responsável pela definição das questões inerentes à implantação do SMF;



114

COMAE: Conselho do Mercado Atacadista de Energia Elétrica, criado em maio/2001 atravésdas resoluções ANEEL nºs 160, 161 e 162, que dentre outras medidas determinou asubstituição do COEX por este conselho;

COMED: Comitê de Medição idealizado dentro do projeto RE–SEB para ser o fórum dasdiscussões relativas à medição. Seria formado por agentes de mercado e subordinado aoCOEX. Não chegou a ser implementado mas é citado em alguns documentos da época.;

COMERCIALIZAÇÃO: Com a reestruturação do setor elétrico, surgiu a figura docomercializador de energia, responsável pela compra e venda de energia elétrica adistribuidores, geradores ou consumidores livres, com preços livremente negociados entre aspartes. Esta atividade é regulada técnica e não economicamente pela ANEEL;

CONCESSIONÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO: Pessoa jurídica com delegação do poderconcedente para a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica;

CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO: Pessoa jurídica com delegação do poderconcedente para a exploração dos serviços públicos de transmissão de energia elétrica;

CONSUMIDOR CATIVO: Consumidor ao qual só é permitido comprar energia elétrica doconcessionário, autorizado ou permissionário, a cuja rede esteja conectado;

CONSUMIDOR LIVRE: Consumidor que adquire energia elétrica de qualquer fornecedor,conforme legislação e regulamentos específicos;

CONTRATO DE CONEXÃO AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO – CCT: Contratocelebrado entre os usuários e as concessionárias de transmissão, que estabelece os termos econdições para conexão dos usuários à rede básica;

CONTRATO DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO – CPST: Contratocelebrado entre o ONS e as concessionárias de transmissão, que estabelece os termos econdições para prestação de serviços de transmissão de energia elétrica, por umaconcessionária detentora de instalações de transmissão pertencentes à rede básica aosusuários, sob administração e coordenação do ONS , conforme modelo aprovado ANEEL;

CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO – CUST: Contrato celebrado

entre o ONS , as concessionárias de transmissão e os usuários, que estabelece os termos econdições para uso de rede básica por um usuário, incluindo a prestação dos serviços detransmissão pelas concessionárias de transmissão, mediante controle e supervisão do ONS e aprestação pelo ONS dos serviços de coordenação e controle da operação dos sistemaselétricos interligados, conforme modelo aprovado pela ANEEL;

CONTRATOS BILATERAIS: São contratos de compra e venda de energia negociadoslivremente entre duas partes. São firmados entre os agentes sem a participação da ANEEL oudo MAE. Tais contratos são registrados no MAE sem informações de preços, apenas osmontantes contratados, que serão contabilizados, registrados pelos agentes vendedores evalidados pelos agentes compradores;



115

CONTRATOS INICIAIS: Os contratos iniciais são contratos de longo prazo, firmados entregeradores e distribuidores, com preços da energia fixados pela ANEEL. Os contratos iniciaissão definidos e regidos por leis e decretos federais e estão contemplados nas ResoluçõesANEEL n°267/98, n°451/98, n°141/99, n°361/00, n°440/00, n°447/00, n°173/01 e n° 470/01.

Está estabelecida pela Lei n° 9648 de 27 de maio de 1998, a redução dos contratos iniciais em25% a cada ano, a partir de 2003, até a extinção dos mesmos, a partir de 2006;

DEMANDA: Montante, em MW, da potência média integralizada em intervalo de tempo de60 minutos, podendo vir a ser alterado pela emissão de regulamentação superveniente daANEEL;

DISTRIBUIÇÃO: A distribuição é a atividade que permanece regulada técnica eeconomicamente pela ANEEL. Assim como as linhas de transmissão, as redes de distribuiçãodevem conceder liberdade de acesso a todos os agentes de mercado, através do custo do usodo sistema de distribuição, determinados pela ANEEL e administrado pelo Distribuidor;

ELETROBRÁS: Centrais Elétricas Brasileiras S.A . Empresa estatal federal;

ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO: Montantes devidos pelosusuários às concessionárias de transmissão, pela prestação dos serviços de transmissão, e aoONS pelo pagamento dos serviços prestados, calculados em função da tarifa de uso datransmissão da rede básica e demandas dos usuários, conforme definidas pela ANEEL;

ENERGIA: É a potência média consumida no intervalo de 1 mês. A unidade a ser consideradaé o Megawatt–médio ou seja o total do mês em Megawatt–hora dividido pelo número dehoras do mês;

EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA: Bancos de capacitores e reatoresconectados ao sistema através de disjuntor; compensadores síncronos e estáticos, sobconcessão da transmissora e pertencentes à rede básica;

GCOI: Grupo Coordenador para Operação Interligada, órgão colegiado, criado pala Lei n.º5.899, de 05 de julho de 1973, para coordenação da operação dos Sistemas Elétricos dasregiões S/SE/CO; extinto em 1997;

GERAÇÃO: Atividade aberta à competição, não regulada economicamente e todos os

Geradores têm a garantia de livre acesso aos sistemas de transporte de energia elétrica(transmissão e distribuição). Os Geradores podem comercializar sua energia com preçoslivremente negociados. Os montantes de energia elétrica gerados são determinados pelo ONS;

INSTALAÇÕES DA REDE BÁSICA: São as instalações e os equipamentos de transmissão edemais instalações inerentes à prestação de serviços de transmissão de energia na rede básica,tais como os sistemas de medição, operação, proteção, comando, controle e telecomunicações,definidos segundo regras e condições estabelecidas pela ANEEL;

INSTALAÇÕES DE CONEXÃO: São aquelas dedicadas ao atendimento de um ou maisusuários, com a finalidade de interligar suas instalações à rede básica;



116

INTERCONECTORES: Caracteriza-se como interconector o agente que detém autorizaçãopara importar e/ou exportar energia elétrica de e/ou para o Sistema Interligado;

MAE: Mercado Atacadista de Energia Elétrica. Ambiente virtual, criado pela lei n°

9.648(27/05/98) e pelo Decreto n° 2.655 (02/07/98), como um mercado auto-regulado,instituído por um contrato de adesão multilateral (Acordo de Mercado), com a finalidade deviabilizar as transações de energia elétrica por meio de contratos bilaterais e do mercado decurto prazo, promovendo a livre concorrência e a ampla competição entre as empresas queexecutam os serviços de energia elétrica no sistema interligado nacional. O MAE iniciou suasoperações em 01 de setembro de 2000, seguindo os preceitos legais da Resolução 290/2000da ANEEL;

MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: “A medição de energia elétrica é empregada, naprática, para possibilitar à entidade fornecedora o faturamento adequado da quantidade deenergia elétrica consumida por cada usuário, dentro de uma tarifa estabelecida. O medidor

hoje empregado é do tipo indução por sua simplicidade, robustez, exatidão e desempenho aolongo dos anos”. (MEDEIROS FILHO, Sólon de, Medição de Energia Elétrica, 2ª ed., página167);

MEDIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA: Instrumento destinado a medir a energia elétricaatravés da integração da potência em relação ao tempo;

MEDIDOR ELETROMECÂNICO: “É o medidor tipo indução, que tem o conjugado motororiginado no disco em função do fenômeno da interação eletromagnética e que é empregadoem corrente alternada para medir a energia elétrica absorvida por uma carga. É constituídoessencialmente por bobina de tensão (Bp), bobina de corrente (Bc), núcleo de lâminas dematerial ferromagnético (normalmente ferrosilício) conjugado móvel ou rotor constituído dedisco de alumínio, de alta condutibilidade, com grau de liberdade de girar em torno do seueixo de suspensão e registrar, num mostrador, a energia elétrica consumida e imã permanentepara produzir o conjugado frenador ou de amortecimento sobre o disco”. (MEDEIROSFILHO, Sólon de, Medição de Energia Elétrica, 2ª ed., páginas 168 e 169);

MEDIDOR ELETRÔNICO DE ENERGIA ELÉTRICA: Medidor estático no qual a correntee a tensão agem sobre elementos de estado sólido (componentes eletrônicos) para produziruma informação de saída proporcional à quantidade de energia elétrica produzida. NORMAABNT, PROJETO 03.013.01–025;

MERCADO DE CURTO PRAZO: Segmento do MAE onde é transacionadas a energiaelétrica não contratada bilateralmente, as eventuais sobras de contratos bilaterais de comprade energia firmados pelos agentes da categoria Consumo e as insuficiências em relação aoscontratos bilaterais de venda de energia elétrica de responsabilidade dos agentes da categoriade Produção;

NORMAS DO GCOI e do CCON: Regras técnicas e comerciais aplicáveis às geradoras,distribuidoras e transmissoras de energia elétrica, estabelecidas pelo GCOI e pelo CCON.Essas normas perderam sua validade após a entrada em vigor dos Procedimentos de Rede;

ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico, pessoa jurídica de direito privativo, sem fimlucrativo, constituído sob a forma de Associação Civil que, conforme disposto na Lei n.º



117

9.648, de 27 de maio de 1998 e sua regulamentação, autorizada da ANEEL medianteResolução n.º 351, de 11 de novembro de 1998, é responsável pela coordenação, supervisão econtrole da operação da geração e transmissão de energia elétrica no sistema interligado,integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e consumidores;

PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO: Documentos regulatórios na forma deregulamentações, normatizações e padronizações que têm como objetivo possibilitar aconexão elétrica aos sistemas de distribuição por usuários, garantindo que os indicadoresdesempenho ou de qualidade de serviço sejam atingidos de forma clara e transparente,preservando, dentre outros aspectos, a segurança, a eficiência e a confiabilidade dos sistemaselétricos;

PROCEDIMENTOS DE MERCADO: Conjuntos de normas operacionais que definem osrequisitos e prazos necessários ao desenvolvimento das atribuições do MAE, incluindo asestabelecidas nas Regras de Mercado, descrevendo as relações e as responsabilidades entre os

diversos agentes de mercado, para que as regras do MAE possam ser implementadas;

PROCEDIMENTOS DE REDE: Documento elaborado pelo ONS, com a participação dosagentes e aprovado pela ANEEL, que estabelece os procedimentos e os requisitos técnicospara o planejamento, a implantação, o uso e a operação do sistema de transmissão, aspenalidades pelo descumprimento dos compromissos assumidos pelos respectivos usuários dosistema de transmissão, bem como as responsabilidades do ONS e de todas as concessionáriasde transmissão;

PRODUTOR INDEPENDENTE: Pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio querecebam concessão ou autorização do poder concedente para produzir energia elétricadestinada ao comércio de toda ou parte da produção, por sua conta e risco;

REDE BÁSICA: Sistema elétrico interligado constituído pelas linhas de transmissão,barramentos, transformadores de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230kV ou instalações em tensão inferior, quando especificamente definidas pela ANEEL;

RE–SEB: Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro, iniciado em agosto de 1996,conduzido sobre a coordenação da Secretaria de Energia do Ministério de Minas e Energia,responsável pela concepção do novo modelo, implementado no período de governo dopresidente Fernando Henrique Cardoso (1995–2002), no qual foi indicada a conveniência da

criação da ANEEL, ONS e MAE. Concluído em agosto de 1998, tendo definido todo oarcabouço conceitual e institucional do setor elétrico do Brasil;

SERVIÇOS ANCILARES: Serviços prestados mediante a utilização de equipamentos ouinstalações do sistema interligado que possibilitam viabilizar a operação do sistema nospadrões de qualidade, segurança e confiabilidade exigida. São exemplos de serviços ancilares,a compensação reativa e a capacidade de recomposição do sistema;

SINERCOM: Sistema de contabilização e liquidação, baseados na regras de mercado, queproduz os resultados de precificação, contabilização e pré-faturamento das transações deenergia elétrica do MAE;



118

SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO (SMF): Sistema de medição de âmbitonacional, composto por medidores eletrônicos, canais de comunicação, centrais de coleta dedados (hardware/software) e transferência de arquivos, referentes às leituras dos valores deenergia/demanda registrados nas conexões com a rede básica;

SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES: É o conjunto de equipamentos e demais meios,públicos ou privados, necessários à prestação de serviços de telecomunicações, utilizadopara interligação de centros de operação;

SISTEMA DE TRANSMISSÃO: São as instalações e os equipamentos de transmissãoconsiderados integrantes da rede básica, bem como as conexões e demais instalações detransmissão pertencentes a uma concessionária de transmissão;

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN: Instalações responsáveis pelo suprimentode energia elétrica a todas as regiões do país eletricamente interligadas. Apenas cerca de 2%

da capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora do SIN, em pequenossistemas isolados localizados principalmente na região amazônica;

SOBRECARGA: Operação de um equipamento com carregamento acima da sua capacidadenominal;

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL – TP: “É um transformador para instrumento cujoenrolamento primário é ligado em derivação com um circuito elétrico e cujo enrolamentosecundário se destina a alimentar bobinas de potencial de instrumentos elétricos de medição ,controle ou proteção. Na pratica é considerado um “redutor de tensão”, pois a tensão no seucircuito secundário é normalmente menor que a tensão no seu enrolamentoprimário”.(MEDEIROS FILHO, Sólon de. Medição de Energia Elétrica, página 29);

TRANSFORMADOR DE CORRENTE – TC: “É um transformador para instrumento cujoenrolamento primário é ligado em série em um circuito elétrico e cujo enrolamento secundáriose destina a alimentar bobinas de correntes de instrumentos elétricos de medição, controle ouproteção. Na prática é considerado um “redutor de corrente”, pois a corrente que percorre oseu circuito secundário é normalmente menor que a corrente que percorre o seu enrolamentoprimário”. (MEDEIROS FILHO, Sólon de. Medição de Energia Elétrica, página 29);

TRANSFORMADOR PARA INSTRUMENTOS – TI: Os transformadores para instrumento

são equipamentos elétricos projetados e construídos especificamente para alimentareminstrumentos elétricos de medição, controle ou proteção. Os dois tipos de transformadorespara instrumentos são TP e TC;

TRANSMISSÃO: As linhas de transmissão constituem vias de uso aberto e podem serutilizadas por qualquer agente, com a devida remuneração ao proprietário através do custo deuso do sistema de transmissão determinado pela ANEEL e administrado pelo ONS;

USUÁRIO: Todos os agentes conectados ao sistema de transmissão que venham a fazer usoda rede básica.



119

ANEXO A – Descrição Sucinta do RDTD

Registrador Digital para Tarifação Diferenciada (RDTD), Figura 1. São associados a

medidores de energia com emissor de pulsos (Wh/pulsos) e medidores de tensão (V 2h) e

corrente (I2h) com emissor de pulsos. Anteriormente foram designados de MRMD – Medidor

Registrador Memorizador Digital mas, abandonada esta denominação face sua impropriedade

pois são apenas registradores e não medidores.

Figura 1 – Registrador Digital para Tarifação Diferenciada (RDTD)



120

O RDTD é um equipamento eletrônico autônomo com capacidade de captar, registrar e

manter disponíveis as informações necessárias para o acompanhamento do consumo de

energia elétrica e possibilitar a aplicação de tarifas diferenciadas, conforme a Figura 2 a

seguir:

Figura 2 – Composição do RDTD em Blocos



121

Painel

Contém um mostrador (Figura 3) com 8 dígitos, sendo os dois dígitos mais a esquerda

utilizados para identificar a função e os 6 restantes para representação das grandezas listadas a

seguir:

01 – data (dia, mês e ano)

02 – horário (hora,minuto e segundo)

Grandezas do Canal 1 – Energia/Demanda Ativa

03 – totalizador

04 – totalizador na ponta úmida

05 – totalizador na ponta seca

06 – totalizador no período reservado úmido

07 – totalizador no período reservado seco

08 – totalizador fora da ponta úmida

09 - totalizador fora da ponta seca

10 – demanda máxima na ponta úmida

11 - demanda máxima na ponta seca

12 - demanda máxima no período reservado úmido

13 - demanda máxima no período reservado seco

14 – demanda máxima fora da ponta úmida

15 - demanda máxima fora da ponta seca

16 - demanda no último intervalo

17 - demanda acumulada na ponta úmida

18 – demanda acumulada na ponta seca

19 – demanda acumulada no período reservado úmido



122

20 – demanda acumulada no período reservado seco

21 – demanda acumula da fora da ponta úmida

22 – demanda acumulada fora da ponta seca

23 – número de reposição de demanda

Grandezas do Canal 2 – Energia/Demanda Reativa

24 – totalizador

25 – totalizador na ponta úmida

26 – totalizador na ponta seca

27 – totalizador no período reservado úmido

28 – totalizador no período reservado seco

29 – totalizador fora da ponta úmida

30 – totalizador fora da ponta seca

Grandezas do Canal 3 – V2h ou I2h

31 – totalizador

Outras Informações

32 – estado da bateria

33 – número do equipamento

Figura 3 - Mostrador



123

Alem do mostrador, acima descrito,o painel apresenta 4 leds indicativos de ponta, fora

de ponta, período seco e úmido. Existe ainda um conector óptico e uma chave de reposição de

demanda do painel.

Unidade Central de Processamento

Utiliza um microprocessador alimentado por uma só fonte e tem a função de gerenciar

as tarefas do sistema.

A base de tempo para o relógio do sistema (R) é formada pela rede (60Hz) e na sua

ausência por oscilador a cristal,alimentado por bateria .

A unidade de processamento utiliza memória de programa em 8k bytes de EPROM

que contém o sistema operacional e 2k bytes de RAM para o armazenamento de parâmetros,

ocorrências, calendários e variáveis de uso geral.

Memória de Massa

O equipamento dispõe de uma memória de massa de estado sólido, de 64k bytes de

RAM, não volátil a bateria, capaz de armazenar as informações lidas durante uma operação de

37 dias,com intervalos de tempo de gravação de 5 minutos, lendo 3 canais, a uma taxa de até

1.500 pulsos por canal, em cada intervalo de gravação.

Além dos dados recebidos por canal, na memória de massa é gravado:

- o número do RDTD

- o número da versão de programa

- o relatório de faltas de energia, tentativas de escritas e defeitos de memória

Interface com o Sistema Elétrico

A interface com o sistema elétrico no qual são feitas as medidas contém 3 canais de

entrada e permite o uso de contatos secos ou de estado sólido. Está interconectada a uma



124

régua padronizada onde também existem os sinais de entrada e saída de sincronismos e as

saídas para o usuário indicativas da mudança dos segmentos horo-sazonais.

Alimentação

O RDTD é alimentado por corrente alterada externa com freqüência de 60Hz em dois

grupos: 100V, 115V e 127V ou 200V e 254V, tendo, graças à bateria interna, a capacidade de

armazenar dados da memória de massa por um tempo de 100 horas, na falta de energia.

Pode também ser alimentado por uma bateria externa de 12V DC.

Conector RDTD/ Leitor

O conector para interconexão do LEITOR – PROGRAMADOR ao RDTD esta

localizado na parte frontal da caixa, sendo padronizado e admitindo uma só posição de

acoplamento.

Leitor/Programador

O leitor/programador Figura 4-A é, fundamentalmente, o elo de comunicação entre o

RDTD e o centro de processamento de dados da concessionária, quer seja diretamente,quer

seja através de um Analisador de Demanda. Com ele, pode-se ler ou programar o RDTD.

Suas funções básicas são:

- ler os dados registrados no RDTD e gravá-los em fita cassete;

- servir como meio para programação dos parâmetros do RDTD;



125

- comunicar-se, opcionalmente, com equipamentos de processamentos de dados para

transferir-lhes os dados lidos no RDTD.

Figura 4-A – Leitor/Programador

Analisador de Demanda

Trata-se de um microcomputador Figura 4-B, que realiza a leitura e interpretação dos

dados gravados em fita cassete segundo um formato definido pelo PROJETO; apresenta

vídeo,impressora e capacidade de comunicação com unidades de fita de ½ polegada,ou

diretamente com o computador através de interface serial RS-232.

Alguns fabricantes fornecem o analisador de demanda com linguagem de alto nível –

BASIC, permitindo assim a realização de programas pelo próprio usuário.



126

Este analisador juntamente com o RDTD constitui para concessionária, usuários e

órgãos do governo – DNAEE e ELETROBRÁS – uma importante ferramenta que, além de

possibilitar a aplicação das tarifações diferenciadas, permite a analise estatística do consumo

de energia.

Figura 4-B – Analisador de Demanda



127

Figura 5 – Arquitetura RDTD URE.501 / MPADesenvolvida pela ELO Sistemas Eletrônicos



128

Figura 6 – Arquitetura básica do REP

As Figuras 7 e 8 a seguir, apresentam as vistas frontais dos atuais medidores eletrônicos

nacionais, SAGA 1000 (fabricante ESB) e ELO 2113 (fabricante ELO Sistemas Eletrônicos),

obtidos através de vários estágios de desenvolvimento e incorporação de inovações

tecnológicas ao projeto original do RDTD.



129

Figura 7 – Medidor SAGA 1000



130

Figura 8 – Medidor ELO 2113



131

Pontos de Medição, com medidor, TP/TC, dentro da especificação de precisão, dados de mediçãocoletados

Pontos de Medição, com medidor, TC/TP, dentro da especificação de precisão, dados de mediçãocoletados, e não chegam a ASMAE

Pontos de Medição, com medidor, TC/TP, dentro da especificação de precisão, dados de mediçãonão coletadosPontos de Medição, com medidor, TC/TP, fora da especificação de precisão, dados de mediçãocoletados

Pontos de Medição, sem medidor Todos os Agentes, com comunicação via E-Mail com ASMAE

Agências regionais com comunicação direta com ASMAE

Comunicação por E- Mail /Manual Comunicação .Automática/Manual

Comunicação Automática

ASMAE

Ag.1 Ag.2

Ag.3 Ag.4

Ag.21

Ag.61 Ag.57

Ag 42. Ag.36 ...

Área Medi ção

Área Medi ção

Legenda:

Ag. xx

ASMAE

Ag.1 Ag.2

Ag.3

Ag.4

Ag.21

Ag.61 Ag.57

Ag 42. Ag.36 . . .

ANEXO B – Programa de Implantação do Sistema de Medição no MAE

VISÃO GLOBAL DO PROJETO DE MEDIÇÃO

O objetivo do projeto de medição é definir e implantar gradualmente um sistema de

medição no sistema elétrico brasileiro, através de estados intermediários, onde cada um destes

estados agrega valor em todos os seus componentes para alcançar essa meta.



132

•Instalação de

100% dos pontos

de medição com

TIs 0.3

•Instalação de50% dos

medidores 0.2com mediçãoautomática

horária e enviodiário

•Instalação de50% dos pontos

de medição com

TIs 0.3

•Instalação de

10% dos pontos

de medição comTIs 0.3

•Instalação de 10% dosmedidores 0.2 com

medição automáticahorária e envio diário

jul/00 jan/01 abr/01 jul/01 ago/01 out/01 abr/02 set/02

•Implantação dainfraestrutura de

comunicação paraviabilizar o envio a

cada meia hora,gerando

info. estratégicaspara o MAE

• Instalação de 100%dos medidores 0.2

com mediçãóautomática

e envio a cada meiahora, gerando

informaçõesestratégicas ao MAE

•Todos os pontos deMedição com Medidor• Controle de Dados deMedição por Ponto deMedição, período horário(normalizado) e envioquinzenal de dados

•Contabilização e•Liquidação do MAE,através do Sistema deContabilização e Liquid.

Cronograma

O projeto de Medição tem a duração total de aproximadamente 3 anos, com alguns

produtos importantes no decorrer de sua implantação. Os mais importantes estão destacados

na figura abaixo:

Considerações sobre a Área de Medição



133

§ A Área de Medição é a única que controla os dados de medição

§ A Área de Medição processa os dados de Medição, e gera informações de controle, gestão

e estratégia para todos os participantes do Sistema Elétrico Brasileiro

§ A Área de Medição faz uso de todos os recursos existentes no Setor Elétrico Brasileiro

(equipamentos, capacitação técnica, etc), principalmente nas empresas de transmissão

Experiências

Esse projeto foi concebido utilizando experiências similares ocorridas em outras partes

do mundo, em algumas empresas tais como :

§ ISO New England - USA

§ UK-DCS - UK

§ ISO Meter Co - USA

§ ISO Central Pacific - USA

§ ISO California - USA

§ CAMMESA - Argentina

§ OMEL – Espanha

Capacidades do Negócio

Para criação de uma Entidade de Medição com identidade própria, é básico

desenvolver uma série de competências que lhe darão vida própria desde seu início no Projeto

Azul. Estas competências estão representadas graficamente a seguir:



134

ESTRATÉGIA

•Visão e Missão•Posicionamentodesejado nomercado•Produtos eserviços•Estratégia deterceirização•Estruturas ediretrizesoperacionais

ORGANIZAÇÃO

•Equipes•Tarefas•Papéis

APLICATIVOS

•Pacotes•Sistemas/Componentes•Dados

CULTURA

•Comportamento• Valores

•Normas• Motivação

EQUIPAMENTOS

•Localizações•Equipamentos demedição• Instalações

TI

•Redes•Comunicação•Hardware•Software

COMPETÊNCIA

•Competênciascentrais•Atitudes•Habilidades•Conhecimento

PERFORMANCE

•Estratégico•Financero•Operacinal•Humano

PROCESSOS

•Atividades•Tarefas

•Fluxo de Trabalho•Regras e Exceções

Para assegurar a total consistência de todas as competências da Entidade de Medição

através dos diferentes estágios, é necessário definir um plano de transição, que defina as

características específicas de cada competência que assegure um desenvolvimento gradual da

tal Entidade.

A seguir se apresenta este plano de transição por competência e estágio:

COMPONENTES ATUAL AZUL AMARELO VERMELHO

ESTRATÉGIACriação de uma área

de medição Sem alterações

§ Padronização dosmedidores de acordocom especificações de

precisão§ Terceirização de

serviçosadministrativos e decampo

§ Criação de uma Áreade Medição

§ Obtenção de dadosestratégicos para osagentes

Padronização dos TIsde acordo com

especificações deprecisão

ORGANIZAÇÃO

Funções deMedição exercida

com definições nãomuito claras

Início das funções

da área de Medição

Adição de funções decoordenação das atividades

de medição e

administrativas à área deMedição, consolidando aformação da Área de

Medição

Sem alterações



135

COMPONENTES ATUAL AZUL AMARELO VERMELHO

CULTURA

Foco em coleta dedados de medição junto aos agentes

para processamentono Sistema deContabilização e

Liquidação

Foco em gerênciade processos de

medição

Foco em gerência de

processos de mediçãoSem alterações

COMPETÊNCIAS

Conhecimento deprocessos dos

agentes

Estimativa everificação dos

dados de medição

§ Verificação de dadosde medição

§ Gerência de serviçosadministrativos etécnicos

Sem alterações

PERFORMANCEAusência demedidores dedesempenho

Verificação dedados de medição

§ Relatórios§ Acompanhamento dos

líderes para sedimentara apuração do

desempenho

Sem alterações

PROCESSOS

Reconciliação deIntercâmbio é

realizadamensalmente por

agente

§ Reconciliaçãode Intercâmbioé realizadamensalmentepor agente

§ Verificação daqualidade dosdados demedição

§ Terceirização dosprocessos de execuçãoem campo eadministrativas

§ Coordenação deatividadesterceirizadas

Sem alterações

APLICATIVOS

Aplicativo paraconsolidar os dados

de medição totaispor mês e por

agente

Aplicativo paraformatação eestimativa de

valores de mediçãopor ponto demedição e

normalizado emperíodo horário

Aplicativos para:

§ Tratamento de dados

de Qualidade deEnergia§ Gerência de Contratos§ Serviços de campo§ Administrativos

Sem alterações

EQUIPAMENTOS

Ausência de padrãodos equipamentos

de mediçãoatualmenteinstalados

Sem alterações

Medidores instalados deacordo com especificaçõesde precisão e comunicação

TC/TPs instaladosde acordo com

especificações deprecisão

INFRA-ESTRUT.TI

§ Cada agentepossuitecnologiaespecífica demedição

§ Infra-estruturaTécnica deMedição nãoopera sob omesmo padrão

Sem alterações

§ Medidores comcomunicação às

regionais, ecomunicação destas à

ASMAE e área demedição

§ Disponibilização dedados de medição ao

Sistema deContabilização e

Liquidação§ Envio de dados on-

line para ASMAE eárea de medição

Sem alterações



136

É importante assegurar que desde o Projeto Azul se tenha em mente a configuração

final da Entidade de Medição objetivo para assim criar um plano de transição viável e

gradual.

PROJETO AZUL_______________________________________________________

Visa otimizar a implantação do Sistema de Contabilização e Liquidação, garantindo a

coleta dos dados de medição de todos os pontos, normaliza o período de medição, estima

pontos de intercâmbio sem medição, e controla a recepção dos dados de todos os agentes por

ponto e medição, iniciando a estruturação de uma entidade de medição.

- Premissas

§ A conversão do Projeto do Sistema de Contabilização e Liquidação será em 1 de julho

de 2000 no ASMAE;

§ Os procedimentos acordados pelo mercado, em relação a normalização, estimativa de

leituras perdidas e estimativa de pontos sem medição devem estar prontos e aprovados

até abril de 2000;

§ O processo de Normalização e Estimativa deve ser automatizado, dado o imenso

volume de dados projetado (2250 pontos, 24 leituras por dia, a serem enviadas a cada

15 dias);

§ O processo de Normalização e Estimativa deve ser desenvolvido / mantido de forma

centralizada;

§ O processamento de dados de Normalização e Estimativa vai ser feito de forma

descentralizada pelos agentes;



137

•Recebimento eControle dosDados de Mediçãopor ponto• Verificação dosDados de Mediçãopor ponto

•Balanço doSistema•Processamentodos DadosMedidos• Preparação dosDados deLiquidação• Cálculo daLiquidação

CONTAB E LIQUIDAGENTES

MEDIÇÃO

ASMAE

•Dados deMedição comperiodicidade

fixa•Edição dosDados deMedição noformato doEnergyeXchange•Estimativade Pontoscom medidorsem leitura• Carga diretano Energy

Exchange

Procedimentosacordados de

Mercado

Controle dedados de

medição porponto

Desenvolvimento Centralizado e Produção Descentralizada

§ A obtenção de Status Atual / Status do Equipamento de Medição deve estar pronta em

fevereiro de 2000.

- Processos

Os processos de medição abordados no projeto azul estão representados pela figura

acima e são os seguintes:

§ Coleta de Dados – leitura dos medidores em períodos variados e usando

procedimentos distintos;

§ Normalização, Validação e Formatação dos dados – edição dos dados de

medição de forma a normalizar as leituras para períodos horários, estimativa

dos pontos sem medição (com medidor e sem medição) de acordo a regras de

mercado estabelecidas e aprovadas e formatação dos dados seguindo o padrão

Sistema de Contabilização e Liquidação;



138

GerenteÁrea de Medição

Grupo deEngenharia de Medição

Análise de Dados

Analista deDados

1

1 2

2

Engenheiro deMedição

TOTAL: 4

§ Envio de Dados – disponibilização dos dados por ponto de medição, para serem

coletados pelo Sistema de Contabilização e Liquidação via Portal na WEB;

§ Recebimento e Controle dos dados – recebe, verifica qualidade e totalidade dos

dados de medição por ponto de medição, e reporta problemas ao agente

responsável e à área de medição da ASMAE;

§ Processamento dos dados de medição – processa os dados recebidos pelo

Sistema de Contabilização e Liquidação via WEB, e gera o balanço financeiro

do Mercado Atacadista de Energia Elétrica.

- Modelo Organizacional

A Área de Medição da ASMAE é composta, inicialmente, por quatro pessoas,

conforme representado na figura a seguir.

A principal responsabilidade dessa área é a de manter a qualidade e totalidade dos

dados processados pelo Sistema de Contabilização e Liquidação através de:

Gerente (1) – coordena as atividades de Análise de Dados e de Engenharia de

Medição, entrando em contato com os responsáveis pela medição

nos agentes em casos de sucessivos problemas ou necessidades de

mudanças de procedimentos



139

Analistas de Dados (2) – responsáveis por garantir que informações de todos os

pontos de medição sejam enviados para processamento

no Sistema de Contabilização e Liquidação, e identificar

pontos sem informação, para que sejam devidamente

estimados pelo agente responsável.

Engenheiro de Medição (1) – responsável por todas as informações referentes a

equipamentos de medição / ativos do mercado,

incluindo estado dos equipamentos,

necessidade de manutenção, etc

- Papéis e Responsabilidades

§ Agentes

» Leitura dos medidores

» Normalização dos dados de medição a uma base horária

» Estimativa dos pontos com medidor sem medição - de acordo a regras definidas

» Formatação dos dados de medição para o formato Do Sistema de Contabilização e

Liquidação

» Envio dos dados de medição no portal do Sistema de Contabilização e Liquidação

§ Área de Medição

» Recepção dos arquivos de medição dos agentes através de File upload

» Controle dos dados recebidos por ponto de medição

§ ASMAE

» Processamento dos dados de medição

» Preparação dos dados de liquidação

» Contabilização



140

Firewalls

Internet

ISP

ISP

ISP

ISP 1

ISP 2 Servidores

de Web Servidores

de Aplicativos

Roteadores

ONS /CBLC

TRANSFER NCIA DE ARQUIVOS PELA INTERNET

Agentes

ASMAE

DADOS DE MEDIÇ O

DADOS DE MEDIÇ O TRANSMITIDOS QUINZENALMENTE

(LEITURAS COM INTERVALO DE 1 HORA CALCULADOS)

DADOS DE MERCADO

Medidores

ONS

Servidores de Aplicativos

DADOS DE MERCADO

- Arquitetura Técnica

*ISP – Provedor de Internet

A Arquitetura Técnica de Medição no projeto Azul requer a conexão dos agentes a

Internet para disponibilização dos arquivos de medição para importação pelo Sistema de

Contabilização e Liquidação.

Não é contemplada nenhuma alteração de comunicação entre medidores/agentes e

ASMAE nesse estágio do projeto.

Contempla também uma base de dados de medição, usada para análise dos dados,

já que estes só são processados pelo Sistema de Contabilização e Liquidação se estiverem

completos (todos os pontos de medição e todos os intervalos).



141

PROJETO AMARELO__________________________________________________

Visa padronizar todos os pontos de medição com medidores que atendem as

especificações de precisão estabelecidas e de comunicação às regionais, bem como destas à

ASMAE. Os dados de cada medidor são transmitidos diretamente às regionais, sem

intervenção dos agentes, em período horário. Além disso, é nessa fase que entra em atividade

a Entidade de Medição, responsável pela verificação dos dados, qualidade da informação,

manutenção e certificação dos equipamentos.

- Premissas

§ Depois da reestruturação do setor elétrico brasileiro e da desverticalização das

empresas, há possibilidade da utilização da capacidade de manutenção e dos sistemas

de telecomunicações das empresas de transmissão.

§ Distribuidores possuem medidores 0.5 em estoque estratégico que podem ser usados

na fase 1 do projeto Amarelo.

§ Todos os pontos terão medidores com precisão de 0,2% e instalações de

comunicações.

§ Período de medição: 15 minutos, envio de dados de medição: 30 minutos.

§

Política Backup de Medição: aplica-se a 100% dos pontos.

§ Inclui Qualidade de energia.

§ Todos os atuais equipamentos de medição baseados nas especificações serão

adquiridos dos Agentes, pela Entidade de Medição, pressupondo-se 70 % do preço

comercial.

§ As atividades de Manutenção serão terceirizadas aos Agentes e Regionais. A Área de

Medição administrará contrato e níveis de serviço.



142

§ As atividades de Telecomunicações serão terceirizadas às Regionais e a Área de

Medição administrará contrato e serviços.

§ Os processos de negócio de Suporte ao negócio (Finanças, Administração, Recursos

Humanos, Jurídico e Tecnologia da Informação) serão terceirizados e a Área de

Medição administrará contratos e serviços.

§ A abordagem de implantação do Amarelo inclui 3 sub-projetos:

Amarelo 1: instalação de medidores nos pontos sem medição (sem medidor backup).

Amarelo 2: instalação de medidores (com backup) com precisão de 0,2 em todos

os pontos de medição com informação de Qualidade de Energia.

Segundo classificação ABC de implantação:

» A: 225 pontos (10%);

» B: 900 pontos (40%);

» C: 1.125 pontos (50%);

» Os critérios serão: Número de agentes envolvidos no ponto e Volume

no ponto.

Amarelo 3: Melhoria da infra-estrutura de comunicação para possibilitar envio de

dados a cada 30 minutos.

§ Base de estimação de Manufatura/Instalação de equipamentos, baseada em

informações de fornecedores:

» Medidor / manufatura : 34/dia (2.050 medidores/60 dias)

» Medidor / Instalação: 30/dia

» TI / Manufatura: 5 / dia (540 TIs/120 dias)

» TI / Instalação: 3 / dia (56 TIs/mês)

§

Todos os componentes da solução Azul e Amarela agregam valor para a solução

Vermelha



143

§ Serviços a serem oferecidos pela Área de Medição:

» Instalação de Equipamento de Medição

» Aquisição/Validação/Estimativa/Edição de Dados de Medição

» Certificação de Equipamento de Medição

» Auditoria de Instalações de Medição

» Manutenção Corretiva e Preventiva

» Certificação de Equipamentos

» Comunicações e Definições Padrão

» Gerência do Catálogo de Fornecedores de Serviços

» Gerência do Catálogo de Fornecedores

» Gerência de Contratos

» Gerência de Telecomunicações

»

As informações gerenciais adicionais geradas pela Área de Medição compreendemalgumas informações gerenciais importantes para que os Agentes

comercializem/façam propostas e operem melhor no mercado

O projeto amarelo prevê a instalação de medidores de acordo com as especificações

de precisão estabelecidas pelo projeto (0.2) e comunicações em todos os pontos de

medição de interesse do mercado. Para isso, se planejou uma implantação dividida em três

sub-projetos, como segue:

Sub-Projeto Amarelo 1

§ Instalação de medidores (sem backup) nos pontos sem equipamento de medição.

§ Os medidores serão tomados por empréstimos dos estoques das distribuidoras -

mediante devolução no sub-projeto Amarelo 2.



144

§ A precisão desses medidores (0.5) não segue as especificações. A precisão total do

ponto de medição pode variar de 5% a 10%, devido à utilização de Transformadores

de Proteção. (I).

§ Há o risco de danificação dos medidores por sobrecorrentes durante condições de

curto-circuito, por conta disto, estamos estimando uma verba adicional para a

substituição de 10 % dos medidores. (II).

§ Leitura manual de medidores quinzenal.

(I) - NBR 6856 (Norma Brasileira para Transformadores de Corrente) - item 5.2.5 (TC

para Medição) e 5.2.6 (TC para Proteção)(II) - C. Russell Mason

Engineering Planning and Development Section - General Electric CompanyThe Art and Science of Protective RelayingPág. 124


§ Instalação de medidores de acordo com especificações (0.2) em todos os pontos de

medição, e respectivos backups.

§ Instalação de TC/TPs nos pontos de medição que não tinham medição até o sub-

projeto Amarelo 1.

§ Infra-estrutura de comunicação dos medidores à Área de Medição para envio de dados

uma vez ao dia.

§

Dados de medição horários.

§ Dados de Qualidade de Energia.


§ Infra-estrutura de comunicação dos medidores à Área de Medição para o envio de

dados a cada 30 minutos



145

- Processos

A figura seguinte descreve o mapa de processos definido para a Entidade de

Medição ao fim do projeto Amarelo, separado em dois grandes grupos:

§ Processos de Negócios Essenciais:

» Desde Aquisição de Dados de Medição até Contabilização, Liquidação e

geração de informação de Controle de Gestão

» Desde a criação de Ordens de Serviço até Atualização de Inventário de

Equipamentos

» Certificação/Auditoria de equipamentos, gerência/execução de

padrões/projetos

§ Processos de Suporte:

» Finanças

» RH

» Tecnologia de Informação

» Jurídico

» Administração



146

Aquisição/Comunicação de Dados Execução de

Suporte/Operações

Aquisição de Dados de Medição

Validação/EstimativaDados de Medição

Registro de Dados de Medição

Gerência de

Telecomunicações

Processamento de Dados de Medição

Contabilização/ Liquidação

Execução de Ordem de Serviço

Execução de Projeto

Execução deCertificação/

Auditoria

Finanças & Administração

RecursosHumanos

Jurídico

Tecnologiada Informação REGIONAL

ASMAE REGIONAIS/TERCEIROS

Terceirizar

ÁREA DE MEDIÇÃO Realizar Internamente

Terceirizar

Gerência de Dados de Medição/ Operações

Gerência deOrdens de Serviço

Gerência do

Relacionamentocom Contratados Gerência de Serviços de Suporte

Gerência & Análise de Dados

Tendências/Ofertasdo Mercado

Gerência de Certificação/

Auditoria

Gerência deInventáriode

Medidores

Pedido deOrdem de Serviço

Gerência de Projeto

Outros Serviços

Gerência dePadrões

Gerência de Intercâmbios

Aquisição deDados de Medição

Validação/EstimativaDados de Medição

Registro deDados de Medição

ProcessamentoDados Medição

Análise & Gerênciade Dados

Tendências/Ofertasdo Mercado

Contabilização/ Liquidação

Pedido deOrdem de Serviço

Execução deOrdem de Serviço

Gerência deOrdem de Serviço

Gerência deCertificação/

Auditoria

Gerênciade Projeto

Outros Serviços

Processos de Negócio Essenciais

Finanças &

Administração

RecursosHumanos

Jurídico

Tecnologiada Informação

Processos deSuporte ao Negócio

Execução deCertificação/

Auditoria

Execuçãode Projeto

Gerência deTelecomunicações

Gerência dePadrões

Gerência deInventário

de Medidores

Projeto : Implantação de Equipamento de Medição

Os processos acima foram agrupados de acordo com as funções e a

possibilidade de serem executados pela Entidade ou terceirizado a uma Entidade do

Mercado ou outro parceiro capaz de executar esses processos, sem aumentar a

estrutura da Entidade de Medição.



147

Executivode Medição

(1)

Especialistaem Contratos

( 4 )

Analistade Dados

( 2 )

Administração deContratos & Serviços

( 1 )

Grupo deEngenhariade Medição

( 1 )

Análisede Dados

( 1 )

Total = 18

Especialista emEquipamentos

de Medição( 7 )

Engenheirode Medição

( 1 )


O Modelo Organizacional da Entidade de Medição é composto por 18 pessoas,

conforme ilustrado a seguir:


§ Dos dados de medição diretamente dos medidores

§ Verificação dos dados de medição

§ Formatação dos dados de medição para o formato Do Sistema de Contabilização e

Liquidação

§ Comunicação com os medidores

§

Gerência das operações de telecomunicações

§ Envio dos dados de medição para a ASMAE e área de medição

Regional/Terceiros

§ Execução de ordens de serviços

§ Execução de certificação/auditoria dos pontos de medição

§ Execução de projetos de campo



148

§ Funções administrativas,

§ financeiras e de sistemas

Área de Medição

§ Verificação dos dados de medição recebidos pelo Sistema de Contabilização e

Liquidação

§ Gerência de contratos

§ Gerência de relacionamentos e aplicação de penalidades em casos de não prestação de

serviços ou de má qualidade

§ Gerência de projetos de instalação/remoção de equipamentos no campo

§ Gerência de Ordens de serviços

§ Gerência de ativos

§ Gerência de Certificação / Auditoria dos pontos de medição

§ Gerência dos serviços de suporte (administrativo, financeiro, sistemas)

§ Análise de dados do mercado

ASMAE

• Estimativa dos pontos com medidor e sem medição de acordo a regras definidas

• Processamento dos dados de medição

• Preparação dos dados de liquidação

• Contabilização

• Disponibilização dos dados de medição no portal do Sistema de Contabilização e

Liquidação



149

Gerência de Dados deMedição/Operações

Execução deSuporte/Operações

REGIONAL

Qualidade

daEnergia

Gerênciade

Contratos

Gerênciade

Projetos

Serviçosde

Suporte

ManutençãodePlantas

Coleta &Registro de

Dadosde Medição

EnergyExchange

Gerência deIntercâmbios

FirewallsInternet

ISP

ISP 1

ISP 2 Servidores

de WebServidores

de Aplicativos

Roteadores

Regionais

ASMAE

ÁREA DE MEDIÇÃO

DADOSDE MEDIÇÃO

DADOS DEMERCADO

DADOSDE MEDIÇÃO

PARA ANÁLISETRANSFERÊNCIA DE ARQUIVOSBATCH (via CONNECT-DIRECT)

Agentes

Medidores

DADOS DE MEDIÇÃOTRANSMITIDOS CADA 30 MINUTOS

(LEITURAS COM INTERVALO DE 30 MINUTOS)

DADOS DE MEDIÇÃOTRANSMITIDOS CONTINUAMENTE

Servidor

de Aplicativ os

Rede Pública

ou Privada

LINK DEDICADO(COM REDUNDÂNCIA)

Servidor de

Comun.

ON S

Projeto Piloto

Servidor DADOSPWR QLTY

- Aplicativos

O projeto Amarelo contempla a Entidade de Medição, com processos definidos e

aplicativos necessários para suportá-los, conforme ilustrado abaixo:




150

Projeto Amarelo Projeto Vermelho

•A Área de mediçãoserá proprietária detodos os medidores eTP/TC’s adquiridospara instalação nospontos sem mediçãoe de todos osmedidoresadquiridos para

substituição•A Área de mediçãocomprará dosagentes todo orestante demedidores instaladosque estiverem dentroda especificação

•A Área demedição seráproprietária detodos os TP/TC’sadquiridos parasubstituição• A Área demedição comprarádos agentes todo o

restante deTC/TP’s instaladosque estiveremdentro daespecificação

Situação Atual eprojeto Azul

• Medidores eTC/TP’s pertencem100% aos agentes domercado

Futuro

• Os novos agentesparticipantes domercado deverãorealizar oinvestimentonecessário paraatender o padrãode precisão,comunicação e

power quality dosequipamentos demediçãoespecificados pelaárea de medição• Estesequipamentosdeverão serauditados eentregues para aárea de medição

A Arquitetura Técnica de Medição no projeto Amarelo prevê todos os pontos de

medição conectados às Regionais, e essas respectivamente a ASMAE e ONS. Os

medidores têm capacidade de leitura a cada 30 minutos, período de coleta e envio dos

dados pelas Regionais.

- Propriedades de Ativos de Medição

A seguir apresentamos a proposta com respeito à propriedade de Ativos Fixos

através das diferentes etapas do projeto:

PROJETO VERMELHO_________________________________________________

Prevê a padronização dos equipamentos dos pontos de medição , se completa através da

instalação de TCs / TPs que atendem às especificações de precisão , sob período de medição

muito curto.



151

- Premissas

• Todos os de implantação ABC inclui:

» A: 108 pontos(10%)

» B: 432 pontos(40%)

» C: 540 pontos (50%)

• Base de estimação de Manufatura/Instalação de equipamentos, baseada em informação

de 5 fornecedores

•

TI / Manufatura: 5 / dia (540 TIs/120 dias)

• TI / Instalação: 3 / dia (56 TIs/mês)

- Processos

Os processos estabelecidos para a Entidade de Medição no projeto Amarelo não

sofrem alterações para o projeto Vermelho.


O Modelo Organizacional estabelecido para a Entidade de Medição no projeto

Amarelo não sofre alterações para o projeto Vermelho.


Os Papéis e Responsabilidades estabelecidos para as entidades do MAE no projeto

Amarelo não sofrem alterações para o projeto Vermelho.

- Aplicativos

O Modelo de Aplicativos estabelecido para a Entidade de Medição no projetoAmarelo não sofre alterações para o projeto Vermelho.



152


A Arquitetura Técnica estabelecida para a Entidade de Medição no projeto

Amarelo não sofre alterações para o projeto Vermelho.

- Modelo Financeiro Consolidado

O modelo financeiro foi concebido visando a análise das diversas opções de

implantação do projeto a partir de uma solução básica (menor investimento e menor

benefício) e comparando os benefícios técnicos e econômicos de cada opção ou

componente adicional.

O modelo financeiro está baseado também em uma estimativa bastante

conservadora tanto do lado de custos e investimentos (número de pontos de medição sem

equipamentos ou fora de precisão), como no lado da estimativa de benefícios para os

agentes do mercado.

- Componentes para análise de opções:

Custo do Projeto Básico: ......................................................... US$ 66 Milhões

§ 100 % Medidores classe 0.2S

§ TC/TPs classe 0.3 nos pontos onde não havia medição

§ Comunicação diária

Componentes adicionais:

§ Medidores Backup..........................................................US$ 8 Milhões

§ Medidores com Qualidade de Energia ..........................US$ 2 Milhões

§ Comunicação 1 hora, ou menos.....................................US$ 1 Milhões

§ 100 % TP/TCs classe 0.3................................................US$ 98 Milhões

*** Total *** ................................................................... ........US$ 175 Milhões



153

- Premissas do módulo financeiro

• Investimento 100% financiado;

• Taxa de desconto: 12%;

• Taxa interna de retorno: 12%;

• Valor presente líquido ao final de 10 anos: zero (sem lucro);

A análise financeira e avaliação econômica completa dessas opções, estão

registradas no relatório “Programa de Implantação do Sistema de Medição no MAE –

Requisito Mínimo, 03/fevereiro/2000”.



154

ANEXO C – Acordo Operacional ONS – ASMAE

ACORDO OPERACIONAL

A Resolução n°. 290, de 3 de agosto de 2000, da Agência Nacional de Energia Elétrica

(ANEEL), estabeleceu que para o pleno funcionamento do mercado seria necessário que o

Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e a Administradora de Serviços do Mercado

Atacadista de Energia (ASMAE), firmassem um Acordo Operacional estabelecendo uma base

harmoniosa para regular as atividades e procedimentos comuns entre estas duas entidades.

O Acordo Operacional celebrado, então, pelo ONS e pela ASMAE, tem o objetivo de

estabelecer a integração, a cooperação e a instituição de normas de comportamento, buscando

atingir a otimização e a eficiência através da competição no Setor Elétrico Brasileiro.

Esse Acordo assinado em 01 de setembro de 2000 tem validade de 30 anos e é

gerenciado por uma Comissão Mista constituída pelos presidentes e por representantes das

duas instituições.

Nele estão descritos os direitos e deveres de cada entidade nas atividades comuns, as

formas de comunicação e de intercâmbio de informações, as sistemáticas para a validação das

metodologias e dos modelos computacionais, as responsabilidades de cada parte na

implantação do sistema de medição e o processo de compatibilização dos Procedimentos de

Rede com os Procedimentos de Mercado.

ADITIVO AO ACORDO OPERACIONAL

Em maio de 2001, durante reunião da Comissão Mista, foi atribuída ao ONS aresponsabilidade de coordenar a implantação do sistema físico de medição para faturamento.

Foi então elaborado um Termo Aditivo ao Acordo Operacional, o qual foi consolidado

em reunião realizada entre o ONS e a ASMAE no dia 23 de agosto de 2001 com o

estabelecimento das responsabilidades de cada entidade na implantação e no gerenciamento

do Sistema de Medição para Faturamento, sendo o mesmo submetido ao processo de

aprovação dos Conselhos do ONS e da ASMAE.



155

ADITIVO AO ACORDO OPERACIONAL ASMAE –ONS

Protocolo de Entendimento para a Gestão da Implantação do Sistema de

Medição para Faturamento

A gestão para implantação do sistema de medição para faturamento, incluindo a

necessidade de equipamentos tanto para a contabilização no âmbito do MAE, quanto para

apuração dos Encargos do Uso do Sistema de Transmissão, será regido por este Acordo

Operacional, seguindo os seguintes preceitos:

I. A definição das Especificações Técnicas dos Sistemas de medição será feita em

comum acordo entre a ASMAE e o ONS; todas as suas revisões deverão, também, ser

feitas de forma conjunta pelos ONS e ASMAE;

II. A definição da localização dos pontos de medição referentes às conexões com a Rede

Básica e às usinas despachadas centralizadamente (conexão e geração bruta), será

definida em comum acordo entre a ASMAE e o ONS;

III. A definição de localização dos demais pontos de medição será definida pela ASMAEcom o acompanhamento do ONS;

IV. O gerenciamento da adequação e instalação dos sistemas de medição será feito pelo

ONS, com acompanhamento da ASMAE;

V. O gerenciamento da instalação dos sistemas de comunicação para atender ao sistema

de medição será feito pela ASMAE, com acompanhamento do ONS;

VI. O gerenciamento da manutenção, tanto preventiva quanto corretiva, dos sistemas de

medição será feito pelo ONS, com acompanhamento da ASMAE;

VII. O gerenciamento da auditoria física dos sistemas de medição será feito pelo ONS, com

acompanhamento da ASMAE;

VIII. O gerenciamento da Certificação de Padrões de Serviço para manutenção dos sistemas

de medição será feito pelo ONS, com acompanhamento da ASMAE;

IX. A coleta e o gerenciamento dos dados de medição serão de responsabilidade da

ASMAE, cabendo a esta a disponibilização das informações aos agentes envolvidos,

bem como ao ONS;

X. A coleta dos dados de Qualidade de Energia Elétrica, utilizando a mesma infra-

estrutura do sistema de medição, será de responsabilidade da ASMAE, cabendo a esta



156

a disponibilização das informações ao ONS. Eventuais custos adicionais serão de

responsabilidade do ONS;

XI. O gerenciamento da auditoria lógica dos sistemas de medição, que compreende a

leitura, direta do medidor, dos valores de memória da massa, bem como dos

parâmetros de programação, será feito pela ASMAE com acompanhamento do ONS;

XII. O gerenciamento das informações de cadastro dos sistemas de medição será de

responsabilidade da ASMAE, cabendo a esta a disponibilização das informações aos

agentes envolvidos, bem como ao ONS;

XIII. Toda e qualquer revisão do Módulo 12 dos Procedimentos de Rede (Medição), terá

participação da ASMAE;

XIV. Toda e qualquer revisão dos Procedimentos de Mercado de medição terá participação

do ONS

XV. Os membros do MAE, bem como as empresas de transmissão envolvidas nas

conexões de transmissão entre submercados e/ou com consumidores livres, serão

responsáveis pela adequada implantação, operação e manutenção dos seus

equipamentos, observando os padrões e procedimentos estabelecidos nos

Procedimentos de Rede, nos Procedimentos de Mercado e em regulamentos emitidos

pela Comissão Mista ASMAE-ONS;

XVI. Os equipamentos de medição deverão ser revisados, calibrados e auditados de acordo

com os Procedimentos de Rede e de Mercado. Da mesma forma, os canais de

comunicação de dados deverão ser auditados de acordo com os Procedimentos de

Rede e de Mercado;

XVII. As dúvidas decorrentes da aplicação de todos os itens acima, após o esgotamento dos

procedimentos pertinentes à sua solução, deverão ser levadas à Comissão Mista MAE-

ONS para deliberação. Caso não haja consenso, as dúvidas serão submetidas àmediação da ANEEL.



157

ANEXO D – Conexões da COELBA com a rede básica

SE B. JESUS DA LAPA230/69kV

SE BARREIRAS230/69kV e 230/138kV

SE CAMAÇARI II230/69kV

Alimentadores 69 kV Alimentadores 69 kV Alimentadores 230 Kv

BJS02C1 BRA02V3 CMD04C1

BJS02C2 BRA02V4 CMD04C2

BJS02M1 BRA02V5

BJS02M2 BRA02V6 Alimentadores 69 kV

BJS02M3 CMD02F1

BJS02M4 Alimentadores 138 kV CMD02F2

BJS02M5 BRA03C1

BJS02M6

SE CATU230/69/13,8 kV

SE CÍCERO DANTAS230/69kV

SE COTEGIPE230/69kV

Alimentadores 69 kV Alimentadores 69 kV Alimentadores 69 kV

CTU02V1 CCD02M1 CTG02L1

CTU02V2 CTG02L2

CTU02V3 CTG02L3

CTU02V4 CTG02L7

CTU02V5 CTG02L8

CTU02V6 CTG02C1CTG02C2

Alimentadores 13,8 kV CTG02C5

CTU01Y1 CTG02C6

CTU01Y2 CTG02C9

CTU01Y4 CTG02J2

CTU01Y5 CTG02J3

CTG02J4

SE EUNAPOLIS138/69/13,8 kV

SE FUNIL138/69/13,8 kV

SE GOV.MANGABEIRA230/69kV


ENP03V1 FNL03J1 GVM02V1



FNL03J4 GVM02V6

FNL03P2 GVM02V7

GVM02V8

Alimentadores 13,8 kV

FNL01T4



158

SE IRECE II138/69kV

SE ITAPARICA230/69kV

SE JACARACANGA230/69kV


IRE03N1 ITP02C1 JCR02J1JCR02J2

Alimentadores 69 kV JCR02J7

IRE02J1 JCR02J8

IRE02J2

IRE02J3

IRE02J4

SE JAGUARARI230/69/13,8 kV

SE JUAZEIROI II230/69kV

SE MATATU230/69/11,9 kV

Alimentadores 13,8 kV Alimentadores 69 kV Alimentadores 69 kV

JGR01R1 JZD02C1 MTT02V1

JZD02C2 MTT02V2

JZD02C3 MTT02V3

JZD02C6 MTT02V4

JZD02C7 MTT02V5

JZD02C8 MTT02V6

MTT02V7

SE MODELO REDUZIDO230/69 kV

SE MOXOTO230/69 kV Alimentadores 11,9kV

Alimentadores 13,8 kV Alimentadores 13,8 kV MTT01N1 - MTT01L1

MDR01Y4 MXT01Y3 MTT01N2 - MTT01L2

MDR01Y1 MXT01Y4 MTT01N3 - MTT01L3

MXT01Y6 MTT01N4 - MTT01L4

MXT01Y2 MTT01N5 - MTT01L5

MTT01N6 - MTT01L6

SE MULUNGU230/69/13,8kV

SE OLINDINA230/69/13,8kV

SE PITUAÇU230/69kV

Alimentadores 69 kV Alimentadores 13,8 kV Alimentadores 69 kV

MLU02J2 OLD01Y1 PTU02J1

PTU02J2Alimentadores 13,8 kV PTU02J3

MLU01J1 PTU02J4

MLU01J3 PTU02J6

MLU01J5 PTU02J7

PTU02J8

PTU02J9

PTU02V1



159

SE STO.ANTONIO DE JESUS230/69kV

SE SENHOR DO BONFIM230/69kV

SE ZEBU230/69/13,8kV


STJ02J4 SNB02V1 ZBU02V4 STJ02J6 SNB02V2

SNB02V3 Alimentadores 13,8 kV

SNB02V5 ZBU01C2

SNB02V6

SE´S COELBA

SE BRUMADO II230/69kV

SE TOMBA230/69kV

Primário Transformador 230 kV Secundário Transformador 230 kV

BDD 04T1 TMB 04T1

BDD 04T2 TMB 04T2

TMB 04T3



160

ANEXO E – Medidor classe 0,2 – Precisão além da classe

Fonte: http://www.actaris.com/

-0,10

-0,05

0,00

0,05

0,10

0,05 0,06 0,1 0,2 0,5 1 2 5 10 15 20

Unity pf Lagging pf

Current (A)

E r r o r %

CCuurrvvaa ddee PPrreecciissããoo Quuaannttuumm



161

ANEXO F – Topologia do Sistema de Medição para Faturamento (SMF) – COELBA

TOPOLOGIA SISTEMA TELECOMUNICAÇÕES TOPOLOGIA SISTEMA TELECOMUNICAÇÕES

PARA MEDIÇÃO DA REDE BÁSICA PARA MEDIÇÃO DA REDE BÁSICA

BRASILSAT

Network Terminal 1 1

SE 1

Network Terminal 1 1

SE 10

GUARATIBA GUARATIBA

CIRCUITO FRAME RELAY 64/16 KBPS

SÃO PAULO

SUBESTAÇÕES Funil Olindina Cicero Dantas Modelo Reduzido

Moxoto

Mulungu Itaparica Zebu Matatu Cotegipe

SEDE COELBA SALVADOR

SUBESTAÇÕESPituaçu Jacaracanga Catu Camaçari Tomba Gov . Mangabeira Sto. Antonio Jesus Eunápolis

Brumado II B. J. da Lapa Barreiras Irecê Senhor do Bonfim Juazeiro Jaguarari

SE 1

SE 16

SISTEMA CELULAR

INTERNET

MODEM

COELBA/GA/GAT/GTET

UCM

COELBANET

FW

SWITCH2950

CISCO

Cisco

805

Cisco805

switch

CIRCUITO FRAME RELAY 64/16 KBPS

M.Serial

....... MAE

COELBA

MAE

COELBA



162

ANEXO G – Empresas por categoria

Empresas – Região Sul Categoria

AES – SUL DAES – URUGUAIANA GARAUCÁRIA GBRASCAN GCEEE D e GCELESC DCGTEE GCIEN CICONV. RIVERA CICONV. URUGUAIANA CICOPEL D, G e TDONA FRANCISCA GELETROSUL TMACHADINHO GPETROBRÁS (CANOAS) GQUEBRA QUEIXO GRGE DTRACTEBEL G

Empresas – Regiões Norte e Nordeste Categoria

CEAL DCELB DCELPA D e GCELPE DCELTINS DCEMAR DCEPISA DCHESF D , G e T

COELBA D e GCOELCE DCOSERN DELETRONORTE D , G e TENERGIPE DFAFEN GGUARANIANA CMITAPEBI (IGE) GLAJEADO GMPX TERMOCEARÁ GSAELPA DTERMOBAHIA GTERMOFORTALEZA GTERMOPERNAMBUCO G



163

Empresas – Região Sudeste e Centro Oeste Categoria

AES - TIETÊ GCAIUÁ DCAT-LEO G

CBA (Piraju) GCDSA GCEB D e GCELG D e GCEM (Cana Brava) GCEMAT DCEMIG D e GCENF DCERJ D e GCESC (STA CLARA) GCESP G

CFLCL (CATAGUAZES) DCJE DCLFSC (SANTA CRUZ) D e GCNEE DCPEE DCPFL D e GCPM (Sobragi) GCSN CCSPE DCTEEP T

DME DDUKE ENERGY GEBE (BANDEIRANTE) DEEB (BRAGANTINA) DEEVP DEL PASO (Macaé Merchant) GELEKTRO DELETROPAULO DEMAE GENRON CMENERSUL D e G

ESCELSA D e GFURNAS D, G e TGUAPORÉ GIBIRITERMO (Ibirité) GITIQUIRA GJUIZ DE FORA GLIGHT D e GPIRATININGA DQUEIROZ GALVÃO (Jauru) GNORTE FLUMINENSE GROSAL GSFE (ELETROBOLT) GTERMORIO GTRADENER CM



164

Termelétricas Emergenciais - CBEE Categoria

ARUANÃ GBRASYMPE G

BREITENER GCGE GCOCAL GCUMMINS (SETE LAGOAS) GDESTILARIA JB GENGEBRA (DAIA) GENGUIA GEN BA GENGUIA GEN CE GENGUIA GEN PI GGEBRA GGIASA G

ITAENGA GNE GENERATION GPARNAMIRIM GPETROLINA GPIE - RP GTEP GTERMOCABO GTERMO GCS GUTE BAHIA I G

WILLIAM ARJONA (4 e 5 Unidades) G

Categorias:

D – Distribuição G – Geração T – TransmissãoC – Consumidor CI – Conexão Internacional CM – Comercializador



CHAGAS, Eduardo Henrique Conceição. A medição de energia elétrica no ambiente

competitivo do setor elétrico brasileiro, contemplando as relações geração-transmissão e

transmissão-distribuição. 2004. 165 f. il. Dissertação (Mestrado em Regulação da Indústriade Energia) . UNIFACS, Universidade Salvador.

Autorizo a reprodução [parcial ou total] deste trabalhopara fins de comutação bibliográfica.

Salvador, 22 de dezembro de 2004.

Eduardo Henrique Conceição Chagas

Documents

Disserta%C3%A7%C3%A3o Eduardo Chagas2004