PROPOSTA DE CONTABILIZAÇÃO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO À DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA.

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CURSO SUPERIOR DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
BRUNO VIEIRA MELOS 
 
 
 
 
 
PROPOSTA DE CONTABILIZAÇÃO DOS 
INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 
À DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. 
 
 
 
 
 
 
Caxias do Sul 
2018
 
 BRUNO VIEIRA MELOS 
 
 
 
PROPOSTA DE CONTABILIZAÇÃO DOS 
INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 
À DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. 
 
 
 
 
Trabalho apresentado para o Curso de 
Engenharia Elétrica, do Centro 
Universitário Uniftec como parte dos 
requisitos para avaliação da unidade 
curricular de Trabalho de Conclusão de 
Curso - TCC. 
 
 
 
 
 
Orientador (a): Prof.º Me Leandro Fernandes. 
 
 
 
 
 
 
 
Caxias do Sul 
2018 
 
 
 
 
PROPOSTA DE CONTABILIZAÇÃO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE DE 
SERVIÇO À DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. 
 
 
Bruno Vieira Melos 
Autor 
brunovmelos@gmail.com 
 
Leandro Fernandes 
Orientador (a): Prof. Me. 
leandrofernandes@acad.ftec.com.br 
 
 
Resumo: Uma parcela das interrupções de energia no sistema elétrico é efetuada de maneira 
programada. Porque não estimular sua ocorrência em períodos com pouca demanda energética, 
mitigando o impacto sobre os usuários do serviço? Neste trabalho é realizado estudo e apresentada 
proposta que visa a redução do impacto das interrupções programadas aos consumidores, através do 
fomento da transferência de fração dos desligamentos programados para momentos do dia onde a 
demanda elétrica é reduzida, posto vazio, respeitando o interesse da coletividade. Como incentivo à 
aderência das distribuidoras, fora definido fator aos indicadores de continuidade individuais, gerados 
quando da ocorrência de interrupções internas programadas e que compõem os resultados referentes 
a qualidade de serviço das distribuidoras de energia: qualidade do fornecimento de energia medida 
pelo órgão regulador do setor elétrico brasileiro. Além de apresentar o conteúdo necessário à 
percepção do tema, os princípios que modelaram o fator e as possíveis regras de controle, estima-se 
o impacto da proposta no indicador de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora 
(DEC), e, por fim, expõem-se os resultados de uma consulta pública local. Caso a proposta vigorasse 
em 2016, e todas as interrupções se deslocassem ao posto vazio, representaria uma depreciação de 
6,9% do DEC anual da concessão analisada, ao passo que criaria uma política de incentivo às obras 
programadas, extremamente necessárias a operação, manutenção, ampliação, fiabilidade e atualidade 
do sistema de distribuição. 
 
 
Palavras-chave: Desligamento programado. Indicadores de continuidade. Qualidade 
de serviço. Consulta pública. 
 
 
 
 
PROPOSAL FOR ACCOUNTING OF CONTINUITY INDICATORS FOR THE 
DISTRIBUTION OF ELECTRICAL ENERGY. 
 
 
Bruno Vieira Melos 
Author 
brunovmelos@gmail.com 
 
Leandro Fernandes 
Advisor teacher 
leandrofernandes@ftec.com.br 
 
 
Abstract: The parcel of the power interruptions in the electrical system is performed in a programmed 
manner. Why not stimulate it’s occurrence in periods with low energy demand, mitigating the impact on 
users of the service? In this work, a study and proposal is presented that aims to reduce the impact of 
programmed interruptions to consumers by encouraging the transfer of fraction of scheduled shutdowns 
to moments of the day when the electric demand is reduced, empty, respecting the interest of the 
community. As an incentive to the distributors adherence, a factor was defined as the individual 
continuity indicators, generated when scheduled internal interruptions occurred and which make up the 
results referring to the quality of service of energy distributors: quality of power supply measured by the 
sector regulator brazilian electric. In addition to presenting the necessary content to the perception of 
the theme, the principles that shaped the factor and the possible control rules, the impact of the proposal 
is estimated in the indicator of Equivalent Duration of Interruption per Consumer Unit (DEC), and, finally, 
the results of a local public consultation are presented. If the proposal were in force in 2016, and all 
interruptions would be transferred to the empty station, it would represent a depreciation of only 6.9% 
of the annual DEC of the concession analyzed, while creating a policy to encourage the planned works, 
maintenance, expansion, reliability and timeliness of the distribution system. 
 
Key-words: Scheduled shutdown. Indicators of continuity. Quality of service. Public 
consultation. 
 
 
LISTA DE GRÁFICOS 
 
 
Gráfico 1 - Diagrama de carga .................................................................................. 31 
Gráfico 2 - Composição do fornecimento .................................................................. 37 
Gráfico 3 - Proporções da parcela A e B ................................................................... 42 
Gráfico 4 - Comparação das modalidades tarifárias (Valores R$) ............................ 50 
Gráfico 5 - Evolução da tarifa residencial B1 (Valores R$/MWh) .............................. 51 
Gráfico 6 - Comparação da tarifa residencial (Valores R$/MWh) .............................. 52 
Gráfico 7 - Comparação da tarifa industrial (Valores R$/MWh)................................. 53 
Gráfico 8 - Indicador de desempenho global de continuidade (DGC) - 2017 ............ 76 
Gráfico 9 - Histórico de CHI (2016/2017) .................................................................. 85 
Gráfico 10 - Percentual de tipos de interrupção (2016/2017) .................................... 86 
Gráfico 11 - DEC Programado/DEC Emergencial ..................................................... 87 
Gráfico 12 – DIC médio/Causa de interrupção (horas) ............................................. 88 
Gráfico 13 - CHI / Causas ......................................................................................... 90 
Gráfico 14 - Início e término das interrupções programadas ..................................... 92 
Gráfico 15 - Início e término das interrupções emergenciais .................................... 93 
Gráfico 16 - Nível de qualidade ótimo ....................................................................... 96 
Gráfico 17 - Histórico do IASC - RGE ..................................................................... 110 
Gráfico 18 – Consumo residencial Copel (Sul)........................................................ 121 
Gráfico 19 - Consumo residencial Elektro (Sudeste) ............................................... 121 
Gráfico 20 - Consumo residencial Celg (Centro) ..................................................... 122 
Gráfico 21 - Consumo residencial Cemar (Nordeste) .............................................. 123 
Gráfico 22 - Consumo residencial Ame (Norte) ....................................................... 123 
Gráfico 23 -Curva de demanda estimada BT rural (0-200kWh) .............................. 124 
Gráfico 24 - Setor industrial ..................................................................................... 126 
Gráfico 25 – Setor comercial ................................................................................... 126 
Gráfico 27 - Diagrama de carga Tapera 1 ............................................................... 131 
Gráfico 28 - Diagrama de carga crescente Tapera 1 .............................................. 132 
Gráfico 29 - Variação dos fatores ............................................................................ 135 
Gráfico 30 - Diagrama de carga anualizado ............................................................ 142 
Gráfico 31 - Curva de carga - Nordeste .................................................................. 143 
Gráfico 32 - Curva de carga - Norte ........................................................................ 144 
 
Gráfico 33 - Curva de carga - Sudeste/Centro-oeste ..............................................144 
Gráfico 34 - Curva de carga - Sul ............................................................................ 145 
Gráfico 35 - Curva de carga - SIN ........................................................................... 146 
Gráfico 36 - Pesquisa residencial (1º questão) ....................................................... 157 
Gráfico 37 - Pesquisa residencial (2º questão) ....................................................... 157 
Gráfico 38 - Pesquisa residencial (5º questão) ....................................................... 159 
Gráfico 39 - Pesquisa residencial (4º questão) ....................................................... 160 
Gráfico 40 - Pesquisa residencial (6º questão) ....................................................... 160 
Gráfico 41 - Pesquisa residencial (7º questão) ....................................................... 161 
Gráfico 42 - Pesquisa residencial (12º questão) ..................................................... 161 
Gráfico 43 - Pesquisa residencial (11º questão) ..................................................... 162 
Gráfico 44 - Pesquisa residencial (8º questão) ....................................................... 163 
Gráfico 45 - Pesquisa residencial (9º questão) ....................................................... 163 
Gráfico 46 - Pesquisa residencial (10º questão) ..................................................... 164 
Gráfico 47 - Pesquisa residencial (13º questão) ..................................................... 165 
Gráfico 48 - Pesquisa residencial (14º questão) ..................................................... 166 
Gráfico 49 - Pesquisa residencial (15º questão) ..................................................... 166 
Gráfico 50 - Pesquisa residencial (16º questão) ..................................................... 167 
Gráfico 51 - Pesquisa residencial (17º questão) ..................................................... 167 
Gráfico 52 - Pesquisa residencial (18º questão) .................................................... 168 
Gráfico 53 - Pesquisa residencial (19º questão) ..................................................... 169 
Gráfico 54 - Pesquisa residencial (20º questão) ..................................................... 169 
Gráfico 55 - Pesquisa residencial (21º questão) ..................................................... 170 
Gráfico 56 - Pesquisa residencial (22º questão) ..................................................... 171 
Gráfico 57 - Pesquisa residencial (23º questão) ..................................................... 171 
Gráfico 58 - Pesquisa residencial (24º questão) ..................................................... 172 
Gráfico 59 - Pesquisa residencial (23º questão) ..................................................... 172 
Gráfico 60 - Recebimento de respostas .................................................................. 173 
 
 
LISTA DE ILUSTRAÇÕES 
 
 
Figura 1 - Governança do setor elétrico brasileiro ..................................................... 20 
Figura 2 - Estrutura do modelo institucional do setor elétrico brasileiro .................... 21 
Figura 3 - Representação gráfica do erro .................................................................. 34 
Figura 4 - Fator de contribuição ................................................................................ 35 
Figura 5 - Comparativo entre a tarifa branca e a tarifa convencional ........................ 47 
Figura 6 - Conjunto elétrico ....................................................................................... 60 
Figura 7 - Avaria no sistema ...................................................................................... 82 
Figura 8 - Regime permanente ................................................................................ 101 
Figura 9 - Loadbuster .............................................................................................. 106 
Figura 10 - Selo IASC ............................................................................................. 109 
Figura 11 - Reajuste tarifário ................................................................................... 114 
Figura 12 - Influência do DIC................................................................................... 128 
Figura 13 - Fluxograma ........................................................................................... 139 
Figura 14 - Distribuição das UCs ............................................................................. 158 
 
 
LISTA DE QUADROS 
 
 
Quadro 1 - Comparação de ambiente livre e regulado .............................................. 26 
Quadro 2 - Classes de consumidores ....................................................................... 27 
Quadro 3 - Grupos de consumidores ........................................................................ 29 
Quadro 4 - Tarifa de Energia ..................................................................................... 38 
Quadro 5 - Tarifa de uso do sistema de distribuição ................................................. 39 
Quadro 6 - Descontos aplicáveis a irrigação ............................................................. 40 
Quadro 7 - Descontos tarifários ................................................................................. 40 
Quadro 8 - Comparação entre as modalidades tarifárias .......................................... 45 
Quadro 9 - Alternativas tarifária ................................................................................. 45 
Quadro 10 - Bandeiras tarifárias ............................................................................... 54 
Quadro 11 - Comparação da prática nacional e internacional................................... 58 
Quadro 12 - Agrupamento e fracionamento de conjuntos ......................................... 60 
Quadro 13 - Lista de fatos geradores ........................................................................ 77 
Quadro 14 - Avisos de interrupções programadas .................................................... 79 
Quadro 15 - Metodologia do IASC .......................................................................... 107 
Quadro 16 - Ganhadores do prêmio IASC .............................................................. 109 
Quadro 17 - Indicadores técnicos e comerciais do Fator X ..................................... 112 
Quadro 18 - Uso político do setor elétrico ............................................................... 117 
Quadro 19 - Síntese do fator ................................................................................... 134 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
 
Tabela 1 - Unidades consumidoras e consumo mensal ............................................ 28 
Tabela 2 - Início do horário de ponta ......................................................................... 44 
Tabela 3 - Tarifas aplicadas ...................................................................................... 48 
Tabela 4 - Indicadores coletivos e limites (11 países) ............................................... 55 
Tabela 5 - Indicadores individuais e limites (13 países) ............................................ 56 
Tabela 6 - Política de incentivo via tarifa (13 países) ................................................ 56 
Tabela 7 - Atributos físico/elétricos (RGE-2014) ....................................................... 61 
Tabela 8 - Indicadores Individuais de Continuidade de serviço de energia ............... 64 
Tabela 9 - Indicadores coletivos de continuidade de serviço de energia .................. 66 
Tabela 10 – Limites de compensação financeira ...................................................... 69 
Tabela 11 - Limites de continuidade urbanos (≤1kV) ................................................ 71 
Tabela 12 - Tolerância dos indicadores em relação a tensão (%)............................. 73Tabela 13 - Tolerância dos indicadores em relação a localização (%) ...................... 73 
Tabela 14 - Componentes do TMAE ......................................................................... 80 
Tabela 15 - Tempo médios de atendimento emergencial ......................................... 82 
Tabela 16 - Custos médios das interrupções de consumidores (US$/MWh) ............ 95 
Tabela 17 - Custo de atividades (US) ....................................................................... 98 
Tabela 19 - Nível de critério de avaliação NCA para ambientes externos .............. 100 
Tabela 20 - Simulação de contingência .................................................................. 102 
Tabela 24 - Posto de carga ..................................................................................... 147 
Tabela 25 - Classificação do CV ............................................................................. 150 
Tabela 26 - Fator ..................................................................................................... 151 
Tabela 27 - Impacto no DEC ................................................................................... 154 
Tabela 28 - Indicadores urbanos individuais de continuidade ................................. 158 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
 
 
ABRADEE: Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica 
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica 
ANP: Agência Nacional do Petróleo 
CCE: Contrato de Compra e Venda de Energia 
CCEE: Câmera Comercializadora de Energia Elétrica 
CI: Custo de Interrupção 
CMSE: Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico 
CNAE: Classificação Nacional de Atividades Econômicas 
CNPE: Conselho Nacional de Política Energética 
DAP: Disposição a Pagar 
DEC: Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora 
DIT: Demais Instalações de Transmissão 
DICRI: Duração da Interrupção Individual ocorrida em dia crítico por Unidade 
Consumidores 
DMIC: Duração Máxima de Interrupção Individual por Unidade Consumidores 
DNAEE: Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica 
EPE: Empresa de Pesquisa Energética 
EUSD: Encargo de Uso do Sistema de Distribuição 
FEC: Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora 
HP: Horário de Ponta 
LM: Linha Morta 
LV: Linha Viva 
MME: Ministério de Minas e Energia 
MT: Média Tensão 
NQO: Nível Ótimo de Qualidade 
NR: Norma Regulamentadora 
ONS: Operador Nacional do Sistema 
PLD: Preço de Liquidação de Diferenças 
PRODIST: Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional 
PRORET: Procedimentos de Regulação Tarifária 
 
QEE: Qualidade de Energia Elétrica 
RGE: Rio Grande Energia S.A. 
RN: Resolução Normativa 
SA: Solicitação de Atendimento 
SED: Subestação de Distribuição 
SIN: Sistema Interligado Nacional 
STF: Superior Tribunal Federal 
SUDENE: Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste 
TE: Tarifa de Energia 
TUSD: Tarifa de Uso de Sistema de Distribuição 
UC: Unidade Consumidora 
US: Unidade de Serviço 
WTP: Willingness to pay (disposição à pagar) 
 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO 12 
1.1 OBJETIVOS GERAIS 14 
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 14 
1.3 JUSTIFICATIVA 14 
2 ANTECEDENTES BIBLIOGRÁFICOS 16 
2.1 O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO E A DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 16 
2.2 USUÁRIO DE SERVIÇO PÚBLICO 23 
2.3 DIAGRAMA DE CARGA 30 
2.4 ESTRUTURA TARIFÁRIA 36 
2.5 CONTINUIDADE DE FORNECIMENTO 54 
2.6 INTERRUPÇÕES DE FORNECIMENTO 77 
2.7 INTERVENÇÕES ELÉTRICAS 96 
2.8 IASC 107 
2.9 FATOR X 111 
2.10 ATUALIZAÇÕES NORMATIVAS 115 
2.11 EVENTO 29 119 
3 MATERIAIS E MÉTODOS 127 
3.1 CONSTRUÇÃO DO FATOR 127 
3.1.1 Posto horossazonal 129 
3.1.2 Fator 130 
3.1.3 Regras para aplicação 136 
3.2 ESTUDO DE ADERÊNCIA 141 
3.2.1 Aplicação do Fator 141 
3.2.2 Compensações e o Impacto no DEC 153 
3.2.3 Consulta pública 156 
4 CONSIDERAÇÕES FINAIS 175 
REFERÊNCIAS 182 
 
12 
 
1 INTRODUÇÃO 
 
 
Com o intuito de manter padrões satisfatórios, a Agência Nacional de Energia 
Elétrica (ANEEL), órgão regulador do setor elétrico brasileiro, define regras e metas 
para os indicadores de continuidade relativos ao serviço de distribuição de energia 
prestado pelas concessionárias e permissionárias. No módulo 8 dos Procedimentos 
de Redes de Distribuição (PRODIST), estão definidos esses indicadores, separados 
em dois grupos principais, a saber, indicadores de duração e frequência de 
interrupções de energia, determinados tanto em nível individual quanto a nível de 
conjunto de unidades consumidoras. 
Atualmente, a ANEEL, para aplicação de compensações e penalizações não 
diferencia as interrupções emergenciais das programadas, tampouco o cálculo é 
sensível ao posto horossazonal relativo a suas curvas de carga. À primeira vista, como 
ambas são interrupções de fornecimento, deveriam ser tratadas de igual forma pelo 
viés do consumidor, certo? Há numerosos motivos que podem sustentar o oposto. 
Primeiramente as interrupções programadas são precedidas de aviso prévio, 
possibilitando que o cliente tome medidas mitigadoras e diminua o custo de 
interrupção. Em segundo lugar há de se observar as causas que as motivam. As 
interrupções programadas possuem quatro causas principais: para ampliação, para 
melhoria, para correção e para manutenção preventiva do sistema de distribuição. 
Esses fatos geradores são indispensáveis tanto para preservar e melhorar os 
indicadores de Qualidade de Energia Elétrica (QEE), quanto para infraestrutura 
nacional. Isso porque o quesito ampliação diz respeito também à conexão de novos 
clientes, item não gerenciável pela concessionária. 
Para Hage e Delgado [1], “Onerar os indicadores com interrupções 
programadas na rede pode induzir a restrições nas ações de manutenção preventiva, 
resultando em risco de aumento da taxa de defeito, no longo prazo”. Por outro lado, 
não considerá-las pode ser um sinal contrário a um programa eficiente de 
intervenções na rede. 
Ante um olhar empreendedor, somado ao custo Brasil, sua burocratização, o 
“preço” da energia e a continuidade de serviço inferior em horário comercial, as 
empresas ainda têm de suportar os prazos de obras programadas. Inúmeras variáveis 
13 
 
e etapas modelam esses prazos, retardando a infraestrutura nacional, inclusive os 
indicadores de continuidade de serviço. Para manter limites mensais satisfatórios a 
concessionária atualmente pode postergar suas obras em determinado conjunto, 
obviamente se estiverem dentro dos prazos estipulados pela ANEEL. 
No setor elétrico não há ainda como contabilizar o número de clientes que 
estão ativamente drenando o sistema [1]. O único parâmetro acessível é o diagrama 
de carga dos consumidores. Nesse sentido pode-se pensar que as intervenções não 
seriam aplicadas em períodos de significativo consumo, quando os clientes mais 
drenam energia elétrica. No entanto com a regulamentação atual a distribuidora 
programa suas obras considerando os prazos e não necessariamente o horário da 
descontinuidade. Os motivos existentes que incentivam a observância do horário na 
programação das interrupções são a preservação da imagem da empresa e a queda 
de faturamento da energia não distribuída. Contudo, ambos os motivos não são 
suficientes, haja vista a aderência da execução de obras em horário comercial, 
penalizando as indústrias, comércios e demais prestadores de serviço. 
Melhorias e manutenções preventivas buscam evitar ocorrências 
emergenciais no sistema, que trazem prejuízos e inconvenientes à todos os 
envolvidos, além de possuírem um custo e duração da interrupção inferior às 
intervenções emergenciais. Portanto, é indispensável o estudo pela ANEEL, 
distribuidoras e acadêmicos, de propostas para o aperfeiçoamento do modelo de 
contabilização dos indicadores de continuidade, buscando ampliar a harmonia entre 
os indicadores e as intervenções necessárias para garantir a adequadaoperação do 
sistema. 
Para o cliente, contudo, nem sempre um bom indicador de continuidade 
representa sua satisfação. Faz-se necessária a segregação das causas das 
interrupções, em destaque as ocasionadas em eventos programados, na tentativa de 
fomentar essas obras de extrema relevância para o sistema, através da flexibilização 
do cálculo de composição dos indicadores de continuidade. Mais que isso, explorar 
essa flexibilização para minimizar o impacto das interrupções programadas aos 
consumidores, beneficiando a relação cliente/distribuidora. 
O intuito desse trabalho foi a criação de um fator que flexibilize a 
contabilização do DIC, em desligamentos programados, apreciando a curva de carga 
dos conjuntos de unidades consumidoras. A acumulação desse “DIC flexibilizado” vai 
14 
 
compor os “DECs” a montante. Conforme a hora do dia é aplicado um fator que 
mantêm, reduz ou aumenta a contabilização das interrupções programadas em 
consonância à variação do diagrama de carga do conjunto elétrico. Com essa 
logística, da mesma forma, varia-se o custo de interrupção ao longo do dia. 
Cidades inteligentes não se constroem somente a partir de novas tecnologias. 
Políticas e regulamentações inteligentes reinventam as interações sociais e diminuem 
o impacto das descontinuidades. Essa proposta visa a aplicação de uma política de 
incentivo às obras programadas na tentativa de aumentar a confiabilidade do sistema 
de distribuição ao passo que reduz, a priori, o impacto dessas intervenções elétricas. 
 
1.1 OBJETIVOS GERAIS 
 
Propor alteração da contabilização dos indicadores de continuidade em 
interrupções internas, programadas pela concessionária, incentivando essas obras e 
o interesse social. 
 
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
 
a) Expor os conceitos necessários para a percepção do tema; 
b) Compreender o método de contabilização/compensação relacionado a 
descontinuidade de serviço e os limites que regulam o setor elétrico 
brasileiro. 
c) Elaborar um fator horossazonal: 
a. Delinear as regras para sua aplicação; 
b. Aplicar aos dados coletados e analisar o seu impacto no DEC; 
c. Levantar as suas vantagens e desvantagens; e 
d) Consulta pública; 
 
1.3 JUSTIFICATIVA 
 
O setor de distribuição de energia elétrica possui extensa e aprofundada 
legislação regulamentadora, no entanto, por mais detalhada que seja ainda carece de 
importantes aprimoramentos. A busca de uma superior desgeneralização das causas 
15 
 
das interrupções de energia elétrica para a composição dos indicadores de 
continuidade e suas respectivas compensações e transgressões é uma delas. Se os 
fatos geradores, o grau de gerenciamento pela distribuidora, o sistema de 
comunicação e os benefícios nas intervenções são diferentes em eventos 
programados e não programados, porque tratar ambos de igual forma? 
A compensação financeira aos consumidores não varia de maneira 
horossazonal, ou seja, independentemente do horário da interrupção o consumidor 
será ressarcido no mesmo volume para mesma interrupção. Talvez por isso na 
concessão estudada praticamente todas interrupções programadas se estendem em 
horário comercial, depreciando a QEE nesses períodos. Nesse sentido não deve-se 
depreciar a imagem da distribuidora, afinal é uma empresa em busca de lucro e 
estabilidade, sem antes questionar a ausência de uma regulação contrária a essas 
práticas. 
Nas obras programadas recomenda-se uma atualização frequente em prol da 
redução dos prazos. Conectar um cliente, corrigir o nível de tensão, substituir um poste 
com elevada corrosão, criar circuitos alternativos de suprimento são ações urgentes, 
que a espera causa riscos e prejuízos a sociedade. Se a eficiência luta por horas de 
antecipação de entrega das obras, o que dizer de uma distribuidora que posterga uma 
a execução de intervenções para manter indicadores mensais, trimestrais e até 
mesmo anuais? Apenas que trata-se de uma empresa que sabe beneficiar-se da regra 
do jogo. 
Auxiliar o poder regulatório a aperfeiçoar a relação cliente/distribuidora, 
tornando os esforços delas e de suas empreiteiras mais eficiente, melhorando o 
custo/benefício dos serviços prestados, além de mitigar o impacto das interrupções 
aos consumidores, são os objetivos desse projeto e do tripé almejado pela ANEEL: 
qualidade de serviço/produto, modicidade tarifária e lucratividade das 
concessionárias/permissionárias. Soma-se a ele o interesse social. 
 
 
 
16 
 
2 ANTECEDENTES BIBLIOGRÁFICOS 
 
 
2.1 O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO E A DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 
 
A energia elétrica passa por diversos cabos, empresas e níveis de tensão até 
chegar em nossas residências. Geradores, transmissoras e distribuidoras são agentes 
do setor elétrico que possuem legislações e concessões específicas. Cerca de 97% 
da capacidade de geração do Brasil está interconectada eletricamente por meio de 
redes de transmissão, o chamado Sistema Interligado Nacional (SIN) [2]. 
As unidades geradoras fornecem potência em função da corrente. Exemplo 
disso é a central conectada com maior potência instalada, Itaipu Binacional [3]: suas 
20 máquinas possuem tensão nominal de 18 kV. As linhas de transmissão, por outro 
lado, empregam elevados níveis de tensão para transportar grandes fluxos de 
potência, minimizando as perdas técnicas e a seção transversal dos condutores. No 
SIN se destacam as malhas de transmissão de 230 e 500 kV. 
Os agentes de distribuição de energia elétrica interligam as linhas de 
transmissão com seus elevados níveis de tensão aos consumidores finais. Operam 
com diversos níveis de potencial elétrico classificados em dois grupos: tensão primária 
e secundária. Segundo o art. 2º da Resolução Normativa (RN) nº 414 [4], a primeira 
se refere às linhas com tensões nominais iguais ou superiores a 2,3 kV, e a segunda 
à valores padronizados inferiores a 2,3 kV. 
 
O setor elétrico brasileiro tem suas diretrizes básicas definidas no documento 
Proposta do Modelo Institucional do Setor Elétrico (Resolução nº 005 do 
Conselho Nacional de Política Energética - CNPE), que estabelece: 
a) a prevalência do conceito de serviço público para a produção e 
distribuição de energia elétrica aos consumidores não-livres; 
b) a modicidade tarifária; 
c) a restauração do planejamento na expansão do sistema; 
d) a transparência no processo de licitação, permitindo a contestação 
pública, por técnica e preço, das obras licitadas para o atendimento da 
demanda por energia elétrica; 
e) a mitigação de riscos sistêmicos no abastecimento; 
f) a operação coordenada e centralizada necessária e inerente ao sistema 
17 
 
hidrotérmico brasileiro; 
g) o processo de licitação da concessão do serviço público de geração, 
priorizando a menor tarifa pela energia gerada; e 
h) a universalização do acesso e do uso dos serviços de eletricidade [5]. 
 
Em 1996 o governo federal implantou o Projeto de Reestruturação do Setor 
Elétrico Brasileiro, sob coordenação do Ministério de Minas e Energia e consultoria da 
firma inglesa Coopers & Lybrand [6]. O objetivo era estimular o investimento no setor 
elétrico e assegurar a expansão da oferta de energia no país, haja vista a debilitada 
situação financeira do Estado, sem recursos para subsidiar grandes investimentos. 
Dentre as principais mudanças destacou-se a privatização de muitas estatais e a 
desverticalização das empresas. Em suma o modelo atual se baseia em: 
 
a) Competição nos segmentos de geração e comercialização de 
energia elétrica; a criação de um instrumental regulatório para a 
defesa da concorrência nos segmentos competitivos. 
b) Desintegração vertical, tarifas de uso da rede não 
discriminatórias, garantia do livre acesso nos sistemas de 
transporte (transmissão e distribuição); 
c) Desenvolvimento de mecanismos de incentivos nos segmentos 
que permanecem como monopólio natural incluindo, ainda, 
mecanismos de regulação técnicada rede de transmissão [7]. 
 
Com as privatizações passou a ser extremamente necessária uma agência 
que preservasse os interesses de três categorias de agentes: governo, empresa e 
consumidor. Para equilibrar esses interesses e garantir a sustentabilidade do setor, 
era necessária a atuação de um agente de Estado, e não de governo, que fosse 
mantido ao longo dos vários mandatos que atravessam contratos de décadas de 
duração e proporcionasse continuidade às políticas desse mesmo Estado [8]. A 
Agência nacional de Energia Elétrica (ANEEL), órgão responsável pela padronização 
e normatização do setor, foi criada em 1996, após a privatização da Light do Rio e 
Escelsa [7]. Constantemente atualiza e pondera sobre os diversos temas pertinentes 
que o envolve, estando entre as principais atividades desta agência: 
 
a) regular a geração (produção), transmissão, distribuição e 
comercialização de energia elétrica; 
18 
 
a) fiscalizar, diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais, as 
concessões, as permissões e os serviços de energia elétrica; 
b) implementar as políticas e diretrizes do governo federal relativas à 
exploração da energia elétrica e ao aproveitamento dos potenciais 
hidráulicos; 
c) estabelecer tarifas; 
d) dirimir as divergências, na esfera administrativa, entre os agentes e entre 
esses agentes e os consumidores, e 
e) promover as atividades de outorgas de concessão, permissão e 
autorização de empreendimentos e serviços de energia elétrica, por 
delegação do Governo Federal [9]. 
 
O Ministério de Minas e Energia (MME) é quem articula as estratégias 
governamentais com a ANEEL, de modo que ela, com o auxílio do Operador Nacional 
do Sistema Elétrico (ONS) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
(CCEE), regula e fiscaliza os agentes do setor. 
 
O ONS é uma entidade de natureza privada, encarregada da definição dos 
procedimentos e operações voltados para otimização dos despachos de 
energia no território nacional. Os critérios usados para operação do SIN são: 
a) a otimização do uso de recursos eletroenergéticos para o atendimento 
aos requisitos de carga, considerando as condições técnicas e 
econômicas para o despacho das usinas; 
b) as necessidades de energia dos agentes; 
c) os mecanismos de segurança operativas, podendo incluir curvas de 
aversão ao risco de déficit de energia; 
d) as restrições de transmissão; 
e) o custo do déficit de energia; e 
f) as interligações internacionais [10]; 
 
A CCEE tem por finalidade viabilizar a comercialização de energia elétrica de 
curto, médio e longo prazos no SIN. Dentre seus atributos estão a promoção de leilões 
de compra e venda de energia, manter o registro dos contratos celebrados no 
ambiente livre e regulado, apuração do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), 
além de apurar os descumprimentos de limites de contratação e outras infrações e 
aplicar as respectivas penalidades [11]. 
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), presidido pelo Ministro 
19 
 
de Estado de Minas e Energia, é órgão de assessoramento do Presidente da 
República para formulação de políticas e diretrizes de energia [12]. A Empresa de 
Pesquisa Energética - EPE presta serviços, segundo o Art. 2º da Lei 10.847 [13], na 
área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor 
energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão 
mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras. 
 
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) tem a função de 
acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do 
suprimento eletroenergético em todo o território nacional. [...] Conforme o 
decreto 5.175, de 9 de agosto de 2004, será presidido pelo Ministro de Estado 
de Minas e Energia e terá a seguinte composição: quatro integrantes do 
MME, e os titulares da ANEEL, Agência Nacional do Petróleo - ANP, CCEE, 
EPE e ONS [14]. 
 
 Na 
Figura 1 é possível observar essas relações hierárquicas das instituições que 
administram o setor elétrico brasileiro. Na base estão os agentes, sendo a Eletrobrás 
a maior companhia do setor elétrico da América Latina, de capital aberto, que tem 
como acionista majoritário o governo federal [15]. Está em destaque por atuar 
praticamente em todas as áreas, da geração à comercialização. 
20 
 
Figura 1 - Governança do setor elétrico brasileiro 
 
Fonte: [2]; 
 
Os agentes de distribuição, também conhecidos como distribuidoras são 
representados pelas concessionárias e permissionárias. Diferentemente de outros 
prestadores de serviço, não conseguem de modo eficiente manter a livre concorrência 
na mesma área de atuação, classificando um monopólio natural. 
 
Um monopólio natural ocorre quando os investimentos necessários para a 
produção do serviço apresentam custos altos e relativamente fixos, o que 
21 
 
torna os custos totais de longo prazo decrescentes à medida que a produção 
aumenta. Em indústrias com estas características, um único produtor será 
capaz de produzir a um custo menor do que se houvesse dois produtores no 
mercado, situação esta, que cria um monopólio natural. [...]. Além disso, a 
concorrência em tais setores causaria inconveniências para os consumidores 
(externalidade negativa) por causa da necessidade de duplicação de 
instalações, como linhas de transmissão e redes de distribuição instaladas de 
forma paralela, por exemplo [16]. 
 
Para Hage e Delgado [1], o paradigma calçado na teoria econômica permitiu 
reconhecer que alguns casos o domínio do mercado por uma única empresa não seria 
somente aceitável, mas também a forma socialmente mais viável, desde que os 
preços e condições sejam regulados pelo poder público. Por esse motivo, o governo 
dividiu o território nacional em áreas de concessão, permitindo, de forma contratual, 
que empresas privadas e estatais explorem os serviços de transmissão e distribuição 
de energia elétrica. Na Figura 2 representa-se o modelo de estruturação do setor 
elétrico brasileiro. 
 
Figura 2 - Estrutura do modelo institucional do setor elétrico brasileiro 
 
Fonte: Adaptado [17]; 
 
 
 
22 
 
Quando se fala de mercado competitivo não se refere a sua plena concepção. 
Quando o despacho de geração é centralizado nas mãos do ONS, obtém-se 
segurança de suprimento, modicidade tarifária, e redução de perdas de transporte de 
energia, entretanto retira-se dos produtores a escolha de “quando produzir”. O mesmo 
pode-se concluir quanto ao sistema de comercialização: nem todos os consumidores 
são livres para escolherem de “quem comprar”. Há concessões, permissões, 
autorizações e regulações que limitam a competividade, ainda que tentem assegurar 
o custo benefício ao cliente. 
O contrato firmado com essas empresas deve ser seguido minuciosamente 
para que não sofram penalidades, sendo a mais grave a perda da concessão. As 
principais cláusulas firmadas nele, de acordo com o contrato de concessão da 
distribuidora RGE [18], se referem a itens relacionados com proteção dos clientes, 
deveres e lucratividade da concessionária, além de delimitações de normatização, 
fiscalização, penalização e qualidade de produto/serviço. Obviamente que a descrição 
da área e o prazo de concessão também são itens devidamente caracterizados. Os 
contratos recentes priorizam também: 
 
...o atendimento abrangente do mercado, sem que haja qualquer exclusão 
das populações de baixa renda e das áreas de menor densidade 
populacional. Prevê ainda o incentivo à implantação de medidas de combate 
ao desperdício de energia e de ações relacionadas às pesquisas voltadas 
para o setor elétrico [19]. 
 
De acordo com o Art. 35º da lei 8987/95, extingue-se a concessão por: 
a) advento do termo contratual; 
b) encampação; 
c) caducidade; 
d) rescisão; 
e) anulação; ou 
f) falência ou extinção da empresa concessionária e falecimento ouincapacidade do titular, no caso de empresa individual [20]. 
Considerando que o contrato em questão fora outorgado, partindo do 
pressuposto que o poder concedente não opte por encampar os serviços e que se 
está distante do término de vigência ou falência, a distribuidora só perderá a 
23 
 
concessão se descumprir as suas cláusulas e súmulas. Por esse motivo elas 
defendem, ou pelo menos deveriam, níveis adequados de qualidade de produto e 
serviço, e sabendo que o cliente está amparado pela grande maioria das 
subcláusulas, satisfazê-lo também é uma prioridade, senão a maior. 
Inicialmente os contratos previam apenas a observância da regulação vigente, 
o que foi posteriormente melhorado através da adoção de outros parâmetros de 
controle e incentivo [21]. “O arcabouço legal e institucional do setor elétrico cada dia 
torna-se mais vasto e complexo” [11]. O domínio da distribuição por conter monopólios 
e estar em contato com a maior fatia de consumidores, além de deter a malha mais 
expressiva, é um dos campos com maior peso regulatório. Se por um lado é complexa 
sua compreensão, por outro transmite confiabilidade, segurança, eficiência e 
principalmente qualidade do produto e serviço prestados. 
 
2.2 USUÁRIO DE SERVIÇO PÚBLICO 
 
O fornecimento de energia elétrica é um serviço público, tanto no âmbito da 
produção quanto transporte. Como mencionado anteriormente, o Poder Público 
presta esse serviço direta ou indiretamente por meio de concessões ou permissões. 
Todavia, isso não isenta o poder concedente de responsabilidade, haja vista a 
permanência da titularidade do serviço, devendo responder solidariamente. 
Dito isso, se faz necessária a distinção de consumidor e usuário de serviço 
público. Para o jurista Antônio Amaral [22]: 
 
A relação jurídica entre concessionária e usuário não pode ser equiparada à 
existente entre duas pessoas privadas, que atuam na defesa de seus 
interesses específicos. O serviço público, cujo exercício é atribuído à 
concessionária, continua na titularidade e sob a responsabilidade do poder 
concedente. Perante a relação de consumo, diversamente, o Poder Público 
atua como “protetor” da parte considerada hipossuficiente, que, em regra, é 
o consumidor. [...]. Considerar o usuário como consumidor do serviço público 
a ele prestado pela concessionária talvez seja possível sob a ótica 
econômica. Mas sob a ótica jurídica o usuário de serviço público e o 
consumidor estão em situações distintas. [...] A Constituição trata dos dois 
assuntos em dispositivos diferentes: a concessão, basicamente no art. 175; 
a proteção ao consumidor, nos arts. 5º, XXXII, e 170, V. O art. 27 da Emenda 
24 
 
Constitucional nº 19/98 determinou que o Congresso Nacional deverá 
elaborar “lei de defesa do usuário de serviços públicos”. Isso equivale ao 
reconhecimento implícito de que essa defesa é juridicamente diversa da 
“defesa do consumidor”, já regulada pela Lei 8.078/90. Saliente-se que essa 
lei devia ter sido elaborada pelo Congresso Nacional no prazo de 120 (cento 
e vinte) dias, a partir de junho de 1998. 
 
De acordo com Rocha [23], por não existir ainda uma legislação vigente 
acerca é comum o colegiado aplicar sanções considerando o disposto no Código de 
Defesa do Consumidor. Embora em muito se assemelhe, ocorre que em diversos 
casos é necessário considerar o interesse da coletividade. O artigo 6º, § 3º da lei 
8987/95 [20] é um exemplo clássico. 
Finalmente, passado praticamente duas décadas, o congresso nacional 
sanciona a lei nº 13.460, de 26 de junho de 2017, que começa a vigorar 
gradativamente a partir de junho de 2018. Esta Lei estabelece normas básicas para 
participação, proteção e defesa dos direitos do usuário dos serviços públicos 
prestados direta ou indiretamente pela administração pública [24]. 
Os serviços públicos e o atendimento do usuário serão realizados de forma 
adequada, observados os princípios da regularidade, continuidade, efetividade, 
segurança, atualidade, generalidade, transparência e cortesia [24]. Ela ainda define 
usuário sendo toda pessoa física ou jurídica que se beneficia ou utiliza, efetiva ou 
potencialmente, de serviço público. Perceba que o usuário não se limita aos titulares 
das unidades consumidoras, divergindo do conceito de consumidor. Exposto isso, e 
sabendo que a maioria das normas fixadas pelo regulador modelam a relação entre 
distribuidora e consumidor, atesta-se para fins de interpretação a equivalência de 
ambos, ainda que não o seja literalmente. 
Para tanto, o consumidor de energia elétrica, de acordo com a ANEEL [4], é 
uma pessoa física ou jurídica, de direito público ou privado, legalmente representada, 
que solicite o fornecimento, a contratação de energia ou o uso do sistema elétrico 
[contrato de conexão e uso] à distribuidora. Os consumidores podem ser classificados 
conforme adquirem energia elétrica: 
 
 
 
http://legislacao.planalto.gov.br/legisla/legislacao.nsf/Viw_Identificacao/lei%2013.460-2017?OpenDocument
25 
 
a. consumidor especial: agente da CCEE, da categoria de 
comercialização, que adquire energia elétrica proveniente de 
empreendimentos de geração enquadrados no § 5º do art. 26 da Lei no 
9.427, de 26 de dezembro de 1996, para UC ou UCs reunidas por 
comunhão de interesses de fato ou de direito cuja carga seja maior ou 
igual a 500 kW e que não satisfaçam, individualmente, os requisitos 
dispostos nos arts. 15 e 16 da Lei no 9.074, de 1995; 
b) consumidor livre: agente da CCEE, da categoria de comercialização, 
que adquire energia elétrica no ambiente de contratação livre para UCS 
que satisfaçam, individualmente, os requisitos dispostos nos arts. 15 e 
16 da Lei no 9.074, de 1995; e 
c) consumidor potencialmente livre: aquele cuja as UCs satisfazem, 
individualmente, os requisitos dispostos nos arts. 15 e 16 da Lei no 
9.074, de 1995, porém não adquirem energia elétrica no ambiente de 
contratação livre [4]. 
 
O consumidor cativo ou não-livre é aquele que adquire energia elétrica em 
ambiente de contratação regulado. Os consumidores potencialmente livres também 
compõem esse grupo. A Distribuidora é o fornecedor compulsório, com tarifa regulada, 
isonômica para uma mesma classe, sendo o preço o resultante de um mix de contratos 
de energia de longo prazo [25]. 
 
Outra característica interessante da energia elétrica decorre da 
impossibilidade de direcionar a energia gerada de um produtor para um 
consumidor específico, como frequentemente ocorre em mercados de outras 
commodities. [...] Consequentemente a indisponibilidade técnica de algum 
gerador de grande porte pode afetar o sistema inteiro, não somente aqueles 
consumidores que por ventura tenham com ele adquirido energia [17]. 
 
No Quadro 1 compara-se ambos os ambientes de contratação. Note que os 
consumidores no ambiente livre necessitam firmar contratos de conexão e demanda. 
Independentemente do ambiente a distribuidora local é a responsável pela qualidade 
de fornecimento e atendimento emergencial. 
 
 
 
26 
 
Quadro 1 - Comparação de ambiente livre e regulado 
 
Ambiente de 
Contratação Livre 
Ambiente de 
Contratação Regulado 
Quem faz a conexão com a 
rede elétrica? 
Concessionária local 
Com quem são celebrados 
os contratos? 
Concessionária local e 
supridor de energia 
Concessionária local 
Tipo de contrato? 
Conexão e uso da rede de 
distribuição e de compra e 
venda de energia com o 
supridor de energia 
Contrato de fornecimento 
com a concessionária local 
O que é contratado? 
Demanda com a 
concessionária local e 
energia com o supridor de 
energia 
Demanda com a 
concessionária local 
O que tem preço regulado? 
Conexão e uso de rede 
(R$/kW) 
Demanda (R$/kW) e energia 
(R$/kWh) 
O que é livremente 
negociável? 
Preço da energia e 
condições comerciais de 
pagamento 
Nada 
Qual o responsável pela 
qualidade de fornecimento e 
atendimento emergencial?Concessionária local 
Fonte: Adaptado [26]; 
 
A distribuidora deve cadastrar os consumidores com a classe e subclasse 
correspondente, conforme o Quadro 2. Se houver mais de uma atividade na mesma 
unidade consumidora (UC), sua classificação deve corresponder àquela que 
apresentar a maior carga instalada. Todavia o consumidor pode solicitar medição em 
separado, desde que viável tecnicamente [4]. 
 
 
 
27 
 
Quadro 2 - Classes de consumidores 
Classe Subclasse 
Residencial 
Residencial 
Residencial baixa renda 
 Residencial baixa renda indígena 
Residencial baixa renda quilombola 
Residencial baixa renda benefício de prestação continuada da 
assistência social (BPC) 
Residencial baixa renda multifamiliar 
Industrial 
Atividade industrial, conforme definido na Classificação Nacional de 
Atividades Econômicas (CNAE), assim como o transporte de 
matéria-prima, insumo ou produto resultante do seu processamento, 
caracterizado como atividade de suporte e sem fim econômico 
próprio, desde que realizado de forma integrada fisicamente à UC 
industrial 
Comercial 
Comercial 
Serviços de transporte, exceto tração elétrica 
Serviços de comunicações e telecomunicações 
Associação e entidades filantrópicas 
Templos religiosos 
Administração condominial 
Iluminação em rodovias 
Semáforos, radares e câmeras de monitoramento de trânsito 
Outros serviços e outras atividades 
Rural 
Agropecuária rural 
Agropecuária urbana 
Residencial rural 
Cooperativa de eletrificação rural 
Agroindustrial 
Serviço público de irrigação rural 
Escola agrotécnica 
Aquicultura 
 
 
 
28 
 
Classe Subclasse 
Poder Público 
Poder público federal 
Poder público estadual ou distrital 
Poder público municipal 
Serviço Público 
Tração elétrica 
Água, esgoto e saneamento 
Consumo Próprio - 
Iluminação Pública - 
Fonte: Adaptado [4]; 
 
A classe consumo próprio é destinada ao consumo de energia elétrica das 
instalações de propriedade da distribuidora. Na Tabela 1 são apresentadas as 
proporções de consumidores e de consumo de energia para a distribuidora RGE, 
conforme o último reajuste tarifário. 
 
Tabela 1 - Unidades consumidoras e consumo mensal 
Classe de 
Consumo 
Nº de Unidades 
Consumidoras1 
Consumo de 
Energia (MWh) 
Participação no 
Consumo (%) 
Residencial 1.188.379 208.583 25,1% 
Industrial 13.474 317.357 38,2% 
Comercial 101.551 110.007 13,2% 
Rural 137.061 65.789 7,9% 
Iluminação Pública 318 25.515 3,1% 
Poder Público 11.684 14.257 1,7% 
Serviço Público 2.171 19.946 2,4% 
Demais classes 156 68.828 8,3% 
Total 1.454.794 830.282 100% 
Fonte: [27]; 
 
 Observando-se as classes de consumo, para aplicação das tarifas, os 
consumidores são classificados segundo a tensão de fornecimento [28]. No Quadro 
3, estão dispostos os subgrupos. 
 
29 
 
Quadro 3 - Grupos de consumidores 
Grupo Subgrupo 
Tensão de 
Fornecimento 
(kV) 
A 
A1 >= 230 
A2 88 a 138 
A3 69 
A3a 30 a 44 
A4 2,3 a 25 
AS 
< 2,3 
B 
B1 (Residencial) 
B2 (Rural) 
B3 (Demais classes) 
B4 (Iluminação Pública) 
Fonte: Adaptado [4]; 
 
A distribuidora deve ainda cadastrar as UCs onde pessoas utilizem 
equipamentos elétricos essenciais à sobrevivência humana, após solicitação 
expressa do titular da UC, mediante comprovação médica [4]. Existem serviços ou 
atividades rotuladas como essenciais, conforme o artigo 11 da REN nº 414: 
 
... são considerados serviços essenciais aqueles cuja interrupção coloque em 
perigo iminente a sobrevivência, a saúde ou a segurança da população. 
Classificam-se como serviços ou atividades essenciais: 
a) tratamento e abastecimento de água; produção e distribuição de energia 
elétrica, gás e combustíveis; 
b) assistência médica e hospitalar; 
c) unidades hospitalares, institutos médico-legais, centros de hemodiálise 
e de armazenamento de sangue, centros de produção, armazenamento 
e distribuição de vacinas e soros antídotos; 
d) funerários; 
e) unidade operacional de transporte coletivo; 
f) captação e tratamento de esgoto e de lixo; 
g) unidade operacional de serviço público de telecomunicações; 
h) guarda, uso e controle de substâncias radioativas, equipamentos e 
materiais nucleares; 
30 
 
i) processamento de dados ligados a serviços essenciais; 
j) centro de controle público de tráfego aéreo, marítimo e urbano; 
k) instalações que atendam a sistema rodoferroviário e metroviário; 
l) unidade operacional de segurança pública, tais como, polícia militar, 
polícia civil e corpo de bombeiros; 
m) câmaras de compensação bancária e unidades do Banco Central do 
Brasil; e 
n) instalações de aduana [4]. 
 
 
2.3 DIAGRAMA DE CARGA 
 
 
Pelas características físicas próprias do processo de geração e o consumo 
de energia (circuitos eletrodinâmicos, para os quais o balanço energético 
liquido é sempre nulo), diferentemente de mercados essencialmente 
econômicos, não há a possibilidade de haver desequilíbrios entre oferta e 
demanda. Esses eventuais desequilíbrios, se houver, irão acarretar o colapso 
de todo sistema, uma vez que tudo o que é consumido deve ser gerado 
instantaneamente, de forma inexorável [17]. 
 
A previsão do consumo é crucial para manter o funcionamento adequado do 
sistema. Antever a carga auxilia a ONS nos despachos das centrais geradoras, e por 
consequência manter a Qualidade de Energia Elétrica (QEE). Do mesmo modo são 
imprescindíveis esses prognósticos de consumo ao planejamento e expansão do SIN, 
evitando investimentos imprudentes ou atrasados. Há inúmeros métodos numéricos e 
modelos matemáticos empregados nessa difícil tarefa. Associar essas estimativas ou 
aferições de consumo em convenções temporais é o papel dos diagramas de carga. 
Segundo Barbosa [29], diagrama de carga é a modulação da energia 
consumida no tempo através de uma função que traduz a variação desse consumo 
ao longo das horas do dia e dos dias do ano. No Gráfico 1 é possível averiguar um 
exemplo de diagrama de carga. 
31 
 
 
Gráfico 1 - Diagrama de carga 
 
Fonte: [29]; 
 
Nesse gráfico identifica-se ilustrações no corpo do diagrama que sinalizam as 
cargas típicas que drenam energia no decorrer das horas do dia. O perfil de consumo 
varia conforme a cultura e costumes locais, clima e temperatura da região, radiação 
solar, eventos sociais e datas comemorativas, aspectos econômicos, dias da semana, 
e evidentemente, as tarifas praticadas, dentre outros fatores. Particularidades também 
são perceptíveis quando atenta-se para a localidade das cargas. 
 
Nos bairros centrais da zona urbana tem-se, em geral densidade de carga 
elevada, com consumidores constituídos por escritórios e lojas comerciais, 
tendo período de funcionamento bem definido e hábitos de consumo comuns 
a todos eles. Além disso, tal zona geralmente está toda edificada sendo raro 
o surgimento de novos consumidores, do que resulta o crescimento de carga 
apenas vegetativo, isto é, devido ao surgimento de novos equipamentos 
elétricos. Já nos bairros periféricos, tem-se densidade de carga menor, com 
predomínio de consumidores residências, podendo existir, ainda, 
32 
 
consumidores comerciais e industriais. Finalmente, a zona rural caracteriza-
se por densidade de carga baixa, consumidores residências e agroindustriais, 
com hábitos de consumo bastante diferentes dos demais [30]. 
 
Chama-se de cava, depressão ou vazio o período em que a função atinge 
seus valores mínimos, onde os clientes exigem menos do sistema. O pico, crista ou 
ponta de carga são expressões que designam o trecho em que a função atinge seus 
pontos máximos ou, em outras palavras, onde ocorre o maior consumo. Tanto o pico 
quanto a cava de demanda podem ocorrer sempre em determinado horário do dia ou 
da semana, como também pode alterar-se no caso de cargas que não possuam uma 
rotina de operação bem definida [26]. Na maioria dos casos o diagrama é periódico, 
pelo menos em períodossemanais. Esse dado decorre do perfil típico de labor 
adotado por inúmeros setores. 
Parâmetros ajudam a caracterizar o diagrama de carga com o intuito de 
auxiliar a gestão de energia. Em conformidade com Matos [31], o Fator de Vazio (𝐹0) 
exprime o quão significativa a cava do diagrama com relação ao pico de consumo. Em 
suma é a razão entre a potência mínima (𝑃𝑀𝑖𝑛) e a potência máxima (𝑃𝑀𝑎𝑥), conforme 
a Equação 1. 
 
𝐹0 =
𝑃𝑀𝑖𝑛
𝑃𝑀𝑎𝑥
 (1) 
 
Esse índice pode variar entre 0 e 1: na primeira situação há consumo nulo em 
determinado momento e na segunda ocorre um consumo constante, sendo a potência 
mínima e máxima iguais. Há também o Fator de Carga (𝐹𝑐), na Equação 2, formado 
pela simples razão da potência média (𝑃𝑀𝑒𝑑) e potência máxima (𝑃𝑀𝑎𝑥). 
 
𝐹𝑐 =
𝑃𝑀𝑒𝑑
𝑃𝑀𝑎𝑥
 (2) 
 
Esse indicador retrata o percentual de utilização do sistema. Pode ser 
considerado como 𝑃𝑀𝑎𝑥 a ponta do diagrama ou a potência nominal instalada, 
geralmente valores rentes, sendo a última mais empregada na caracterização de 
regimes de funcionamento de máquinas e equipamentos elétricos. Consta ainda o 
33 
 
Fator de Utilização de Ponta (𝐹ℎ), Equação 3. 
 
𝐹ℎ = 𝐹𝑐 ∗ 𝑇 (3) 
 
Onde 𝑇 é período a ser analisado, sendo que para esse estudo será utilizado 
o número de horas do dia. Segundo Paiva [32], corresponde ao número de horas 
necessárias para fornecer a mesma energia se o diagrama de carga tivesse uma 
forma retangular com um valor de potência (constante) igual à ponta. Quanto mais 
próxima a função de uma constante, maior será o fator de utilização do sistema e por 
consequência a eficiência dos investimentos. 
Todo diagrama que represente a média de determinado período possui um 
erro associado. Discorre Campos [33]: “... as médias são sempre traiçoeiras, tanto que 
no meio acadêmico sobre o assunto comenta-se, em tom de brincadeira, “que é 
agradável a temperatura média que desfruta um indivíduo com a cabeça no freezer e 
o pé no inferno”. 
Controlar e observar esse erro é de suma importância para qualquer 
indagação acerca da curva característica. Ele pode ser obtido para cada instante pela 
variação máxima e mínima em relação à média averiguada [17]. Na Figura 3 tem-se a 
discrepância entre duas funções, a média em preto e o consumo de um dia qualquer 
em vermelho. 
34 
 
 
Figura 3 - Representação gráfica do erro 
 
Fonte: [17]; 
 
Outra prerrogativa que deve ser examinada quando analisamos mais de um 
cliente é a relação entre a curva particular de consumo e o respectivo diagrama da 
subestação supridora. Neste caso deve-se antes normalizar as curvas dividindo pela 
máxima potência. Nem sempre determinada classe ou unidade consumidora (UC) 
segue o perfil típico de consumo. Mais uma vez é necessário ter cuidado com as 
generalizações. Os diagramas de carga, Figura 4, representam essa divergência de 
demandas conforme as horas do dia, no eixo horizontal. 
 
35 
 
Figura 4 - Fator de contribuição 
 
Fonte: Adaptado [17]; 
 
Consoante a Hage, Ferraz e Delgado [17], há o Fator de Contribuição, obtido 
pela razão entre 𝐷𝑗(𝑇𝑀) e 𝐷𝑗𝑀𝐴𝑋, demanda do consumidor 𝑗 no horário de máxima 
demanda da rede (𝑇𝑀) e demanda máxima do consumidor 𝑗, respectivamente. Esse 
indicador deve ser utilizado com cautela, pois pode gerar falsas interpretações quando 
existir mais de uma ponta no sistema. Em síntese, mostra a porcentagem de demanda 
do consumidor em determinado instante da curva. É pertinente lembrar que o menor 
valor de demanda de um consumidor pode ser representativo no diagrama da rede no 
instante em que ocorre. 
36 
 
Um aspecto econômico que deve ser observado em interrupções de 
fornecimento de longa duração é a Energia Não Distribuída (END), que corresponde 
a energia não fornecida para os consumidores durante o evento. Pode ser mensurada 
conforme a Equação 4. O fator de demanda (𝐹𝐷𝑒𝑚) corresponde a razão da demanda 
máxima e a potência instalada [34]. Onde 𝑃(𝑖) é a potência instalada e 𝑡(𝑖) a duração 
da descontinuidade de fornecimento de energia elétrica. 
 
𝐸𝑁𝐷 = ∑ 𝑃(𝑖) ∗ 𝑡(𝑖) ∗ 𝐹𝐶 ∗ 𝐹𝐷𝑒𝑚
𝑁
𝐼=1
 (4) 
 
 
2.4 ESTRUTURA TARIFÁRIA 
 
O serviço público (pelo menos aquele realizado por concessionário ou 
permissionário de serviço público) é remunerado, fundamentalmente, por um valor 
controlado pelo titular, i.e., por tarifa, inserida no contexto de uma política tarifária [35]. 
 
Entende-se por estrutura tarifária o conjunto de regras, métodos e processos 
que definem a diferenciação de preços aos diversos produtos e/ou 
consumidores de um determinado mercado. [...]. De modo geral, o sistema 
de precificação em um mercado qualquer leva em conta apenas a quantidade 
de produto comercializado, sendo a arrecadação da receita uma multiplicação 
direta do preço exercido pela quantidade em questão [17]. 
 
 “A tarifa de energia é o preço cobrado por unidade de energia (R$/kWh). [...] 
É necessário compreender que não se paga somente pelo consumo propriamente 
dito, mas também pela sua disponibilidade - 24 horas por dia, 7 dias por semana” [36]. 
Os contratos de demanda são provas disso, além do custo de disponibilidade: 
valor em moeda corrente equivalente a um consumo mínimo fictício que restitui o custo 
de operação e manutenção do sistema elétrico. Aplicável ao faturamento mensal de 
clientes do grupo B, conforme o artigo 98 da RN nº 414 [4], se, e somente se, o 
consumo for inferior a 30 kWh, quando monofásico ou bifásico a 2 (dois) condutores; 
50 kWh, caso bifásico a 3 (três) condutores; ou 100 kWh, se trifásico. 
O consumidor final ao pagar o consumo de energia elétrica está pagando 
37 
 
todos os custos do sistema elétrico, remunerando os investidores e 
contribuindo com encargos e impostos. Somente uma parte do valor pago é 
destinado a distribuidora [21]. Considerando que o consumo seja maior que o 
mínimo estabelecido e desprezando a contratação de demanda, a 
composição da fatura de fornecimento de energia elétrica pode ser 
fragmentada nas seguintes categorias: 
a) Custo de aquisição de energia; 
b) Custos de transporte (transmissão e distribuição); 
c) Encargos setoriais; 
d) Perdas (técnicas e não técnicas); e 
e) Tributos (impostos). 
Para um cliente B1 residencial, alocado na modalidade tarifária convencional 
monômia, alimentado pela distribuidora Rio Grande Energia SA. (RGE), com um 
consumo mensal de 88 kWh, a composição da tarifa de fornecimento se traduz nos 
seguintes percentuais, Gráfico 2. 
 
Gráfico 2 - Composição do fornecimento 
 
Fonte: Conta de energia do autor (mês referência: 05/2018); 
Distribuição
16%
Energia
31%Tributos
39%
Transmissão
5%
Perdas
5%
Encargos
4%
38 
 
Para atualizar as tarifas, a ANEEL dispõe de dois mecanismos previstos nos 
contratos de concessão: o reajuste anual (na data de aniversário da 
assinatura contratual) e a revisão tarifária periódica (em média a cada quatro 
anos). Há ainda um terceiro, praticamente não utilizado, que é a revisão 
extraordinária (quando algo extraordinário desequilibra o contrato) [37]. 
 
Nas revisões e reajustes tarifários, o órgão regulador determina para cada 
concessionária dois parâmetros que agrupam essas componentes de fornecimento: 
a Tarifa de Energia (TE) e a Tarifa de Uso de Sistema de Distribuição (TUSD). A TE 
é o montante definido com o intuito de compensaro faturamento do agente de 
distribuição relacionado ao consumo mensal de seus clientes. Seus constituintes 
estão no Quadro 4. 
 
Quadro 4 - Tarifa de Energia 
TE 
Energia 
Compra nos leilões do Ambiente de Contratação Regulada 
Quota de Itaipu 
Geração própria 
Aquisição do atual agente supridor 
Compra de geração distribuída. 
Encargos 
Encargos de Serviços de Sistema (ESS) e Encargo de Energia de 
Reserva (EER);² 
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE); 
Contribuição sobre Uso de Recursos Hídricos (CFURH); 
Quota da Conta de 
Desenvolvimento 
Energético (CDE) 
Amortização da Conta no Ambiente de 
Contratação Regulada (ACR); ¹ 
Devolução dos recursos da CDE de que trata 
o Decreto nº 7.945, de 8 de março de 2013 
Transporte³ Custos de transmissão relacionados ao transporte de Itaipu e à Rede 
Básica de Itaipu. 
Perdas² Custos com perdas na Rede Básica devido ao mercado de referência 
de energia 
Exceto para: (1) concessionária de distribuição que possua Contrato de Compra e Venda de Energia 
(CCE) com agente de distribuição supridor, (2) concessionária ou permissionária de distribuição que 
possua CCE com o agente de distribuição supridor, agente da CCEE, (3) concessionária ou 
permissionária de distribuição que tenha CCE com o agente de distribuição supridor, cotista de Itaipu. 
Fonte: Adaptado [38]; 
39 
 
A TUSD possui a finalidade de solver os custos operacionais relacionados 
com o sistema de distribuição. Ela é responsável pela gestão dos gargalos dos fluxos 
de energéticos nas linhas e dos investimentos necessários ao sistema. No Quadro 5 
estão segregados seus componentes. Algumas centrais geradoras possuem uma 
forma específica para esse cálculo, e, portanto, não seguem esse modelo. 
 
Quadro 5 - Tarifa de uso do sistema de distribuição 
TUSD 
Transporte 
Fio A 
Uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica; 
Uso dos transformadores de potência da Rede Básica 
com tensão inferior a 230 kV e das Demais Instalações de 
Transmissão (DIT) compartilhadas; 
Uso dos sistemas de distribuição de outras distribuidoras; 
Conexão às instalações de transmissão ou de distribuição. 
Fio B 
Custo anual dos ativos (CAA); 
Custo de administração, operação e manutenção (CAOM). 
Encargos¹ 
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE); 
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE); 
Contribuição para o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS); 
Quota da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE);³ 
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica 
(PROINFA).² ³ 
Perdas 
Perdas técnicas do sistema da distribuidora; 
Perdas não técnicas¹; 
Perdas na Rede Básica devido às perdas regulatórias da 
distribuidora; 
Receitas Irrecuperáveis. 
Exceto para: (1) concessionárias e permissionárias de distribuição; (2) subclasse baixa renda; (3) 
parcela do consumo atendido por empreendimento próprio de produção independente e/ou de 
autoprodução; 
Fonte: Adaptado [38]; 
 
De acordo com o artigo 107 da REN 414 [4], a distribuidora deve conceder 
desconto especial na TUSD e TE incidentes no consumo de energia elétrica ativa, 
exclusivamente, na carga destinada à irrigação vinculada à atividade agropecuária e 
40 
 
na carga de aquicultura. Todavia, a ANEEL [4] limita o desconto em um período diário 
contínuo de oito horas e trinta minutos, facultado à distribuidora o estabelecimento de 
escala de horário para início, mediante acordo com o consumidor, garantido o horário 
de 21 h 30 min às 6 h. O artigo 108 define, para a aplicação do desconto, as cargas, 
estando os percentuais aplicados no Quadro 6. 
 
a) aquicultura: cargas específicas utilizadas no bombeamento para 
captação de água e dos tanques de criação, no berçário, na 
aeração e na iluminação nesses locais; e 
b) irrigação: cargas específicas utilizadas no bombeamento para 
captação de água e adução, na injeção de fertilizantes na linha de 
irrigação, na aplicação da água no solo mediante o uso de 
técnicas específicas e na iluminação dos locais de instalação 
desses equipamentos [4]. 
 
Quadro 6 - Descontos aplicáveis a irrigação 
Regiões do País Grupo A Grupo B 
Nordeste e demais municípios da área de atuação da 
Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste 
(SUDENE), conforme o art. 2º do Anexo I do Decreto nº 
6.219, de 2007. 
90% 73% 
Norte, Centro-Oeste e demais Municípios do Estado de 
Minas Gerais 
80% 67% 
Demais Regiões 70% 60% 
Fonte: [4]; 
 
Outras classes de consumo também possuem desconto nas tarifas. As mais 
corriqueiras estão expostas no Quadro 7. 
 
Quadro 7 - Descontos tarifários 
Classe Consumo (kWh) Desconto (%) 
Baixa Renda 
Até 30 65 
31 a 100 40 
101 a 220 10 
41 
 
Classe Consumo (kWh) Desconto (%) 
Baixa Renda 
Quilombola/Indígena 
Até 50 100 
50 a 100 40 
100 a 220 10 
Rural 
Grupo A - 10 
Grupo B - 30 
Água, esgoto e 
saneamento 
- 15 
Cooperativas 
autorizadas (A4) 
- 51,67 
Fonte: Adaptado [4, 27]; 
 
Para fins de reajuste tarifário a receita da concessionária, no caso a TUSD e 
TE, divide-se em duas partes: Parcela A e Parcela B. A primeira reúne os custos não 
gerenciáveis pela distribuidora, tais como custo de aquisição, transporte de energia e 
encargos setoriais. A segunda representa os custos gerenciáveis, sendo o valor 
remanescente da receita excluindo-se o ICMS. Custos operacionais, cota de 
depreciação de ativos e remuneração de investimentos compõem essa parcela. O 
reajuste anual se encarrega de atualizar a Parcela A, enquanto a revisão tarifária 
corrige a Parcela B [18]. As proporções de ambas as parcelas, excluindo os impostos, 
aparecem no Gráfico 3, estando em tons de cinza e azul a Parcela B e a Parcela A, 
nessa ordem. 
A parcela B é responsável por 24,55% da tarifa, descontados os tributos. 
Dentre os demais custos da distribuidora incluem-se a Receita Irrecuperável, o Custo 
Anual dos Ativos (CAA), a Remuneração do Capital (RC), a Quota de Reintegração 
Regulatória (QRR) e o Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI). 
Considerando os impostos, apenas 12,5% da tarifa é gerenciável pela distribuidora 
[27]. 
 
42 
 
Gráfico 3 - Proporções da parcela A e B 
 
Fonte: [27]; 
 
Para que as curvas de consumo sejam previsíveis e gerenciáveis, viabilizando 
o planejamento e expansão do sistema, clientes que exigem demasiadamente o 
sistema devem informar a demanda contratada de sua UCs. Expressa em quilowatts 
(kW), consoante a RN nº 414 [4], é a demanda de potência ativa a ser obrigatória e 
continuamente disponibilizada pela distribuidora, no ponto de entrega, conforme valor 
e período de vigência contratuais, sendo integralmente paga, utilizada ou não durante 
o período de faturamento. 
Fazendo uma analogia com os fluídos, adota-se a necessidade de consumo 
encher uma caixa de água. O reservatório (consumo) necessita de um tempo para 
completar-se, o qual está em função da vazão de água na entrada deste (demanda) 
[33]. Indo além, a tensão de alimentação está para o sistema elétrico assim como a 
pressão do fluido no sistema de abastecimento. Quanto maior a caixa de água, ou 
seja, o consumo, mantendo-se o tempo de abastecimento, maior deverá ser a pressão 
e/ou a vazão solicitada. 
Não basta somente aferir o consumo e a tensão de suprimento, é 
19,03%
10,50%
45,92%
5,14%
4,93%
7,13%
7,35%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Demais Custos da Distribuidora
Custo Anual dos Ativos (CAA)
Custos Operacionais (CO)
Custo de Administração, Operação e
Manutenção (CAOM)
Custos de Aquisição de Energia
Custos de Transmissão
Encargos Setoriais
43 
 
imprescindível o sistema de contratação de demanda para que as distribuidoras e 
produtores (geradores) alinhem a oferta de energia e seus respectivos investimentos 
de infraestrutura. O equilíbrio elétrico entre oferta e demanda deve ser observado. 
Para Campos [33] é similar abrincadeira “cabo de guerra”, qualquer desequilíbrio 
significativo pode ocasionar oscilações elétricas podendo até “derrubar” o sistema. 
Cada tipo de cliente exige e impacta de forma diversa no SIN, tanto a nível de 
tensão quanto de consumo e demanda. Nada mais justo que existam modalidades 
tarifárias que sensibilizem a TUSD e a TE quanto a essas diferenças. 
 
A metodologia adotada, nos dias atuais, sinaliza com uma tarifa em alta 
tensão extraordinariamente elevada para horas de máximo consumo. Está 
claro, isso faz todo o sentido quando se pensa no custo de transporte: as 
redes de transmissão e distribuição são dimensionadas para atender ao 
máximo consumo. A necessidade de reforçá-las só ocorre quando (e se) os 
consumidores decidirem aumentar o consumo exatamente na hora de pico. 
Nos demais horários não haveria necessidade de reforço [28]. 
 
Quanto à sensibilidade citada, não significa que a tarifa respeitará as 
características do diagrama de carga individual ou de seu referido conjunto elétrico. 
Diretrizes generalizadas facilitam a contabilização do setor, estando a apreciação da 
curva de carga na tarifação do consumo e demanda contratada simplificada ao 
conceito de posto tarifário. 
 
Posto tarifário ponta é o período composto por 3 (três) horas diárias 
consecutivas definidas pela distribuidora considerando a curva de carga de 
seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, 
com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira 
da Paixão, Corpus Christi, e os seguintes feriados: 
a) Confraternização Universal (01/01); 
b) Tiradentes (21/04); 
c) Dia do Trabalho (01/05); 
d) Independência (07/09); 
e) Nossa Senhora Aparecida (12/10); 
f) Finados (02/11); 
g) Proclamação da República (15/11); e 
h) Natal (25/12) [4]. 
 
44 
 
Somente na modalidade tarifária horária branca há o posto intermediário: 
período de horas conjugado ao posto tarifário ponta, sendo uma hora imediatamente 
anterior e outra imediatamente posterior, admitida sua flexibilização conforme Módulo 
7 do PRORET [4]. Posto tarifário fora de ponta subtende-se as horas consecutivas e 
complementares ao horário de ponta e intermediário. Na Tabela 2 observa-se o início 
do Horário de Ponta (HP) definido por cada concessionária e permissionária. 
 
Tabela 2 - Início do horário de ponta 
Distribuidoras Início HP 
Início HP 
(Verão) 
AES-SUL, AMPLA, CEB-DIS, CEEE-D, CELESC-DIS, 
CELG-D, CHESP, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, DEMEI, 
CPFL Santa Cruz, COPEL-DIS, CPFL Paulista, DMED, 
CPFL Leste Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Sul Paulista, 
ELETROCAR, EMG, ESCELSA, FORCEL, HIDROPAN, 
MUXENERGIA, RGE, UHENPAL; 
18:00 19:00 
AmE, Boa Vista; 20:00 - 
BANDEIRANTE, EMT, ELEKTRO, ELETROPAULO, EMS, 
LIGHT 
17:30 18:30 
CAIUÁ-D, CFLO, CNEE, COCEL, EDEVP, EEB, EFLUL, 
ENF, IENERGIA 
18:00 18:00 
CEA, CELPE, 19:00 - 
CEAL, CEPISA, COELCE, COSERN, EPB, ESE, 
SULGIPE; 
17:30 - 
CELPA 18:30 - 
ETO, CEMAR, CERON, COELBA, EBO, ELEKTROACRE 18:00 - 
CEMIG-D 17:00 18:00 
COOPERALIANÇA 18:30 19:30 
ELFSM 17:30 17:30 
Onde (HP) Horário de Ponta e (-) representa a não aplicação de horário de verão na área de 
concessão ou a indeterminação do início do HP. 
Fonte: [39]; 
 
 
45 
 
A maioria das distribuidoras optaram pelo início do Horário de Ponta as 18 h, 
sendo o valor mais discrepante definido pela AmE e Boa Vista, as 20h. Essas 
variações originam-se das peculiaridades de consumo da área de concessão e da 
irradiação solar pressentida, haja vista as dimensões continentais brasileiras. O 
Quadro 8 compara as modalidades tarifárias existentes e os respectivos postos de 
aplicação, quando existirem. 
 
Quadro 8 - Comparação entre as modalidades tarifárias 
Modalidade 
Tarifária 
Demanda 
Contratada 
Consumo 
Convencional 
Monômia 
NA U 
Horária Branca NA P / I / FP 
Horária Verde U P / FP 
Horária Azul P / FP P / FP 
Sendo: (NA) Não se Aplica, (U) Única, (P) Ponta, (FP) Fora de 
Ponta e (I) Intermediaria; 
Fonte: Adaptado [4]; 
 
Anteriormente havia a modalidade tarifária convencional binômia, sendo 
extinta na concessão da RGE em junho de 2018. No Quadro 9 é possível observar as 
alternativas de tarifação conforme o subgrupo e a demanda contratada da UC. 
 
Quadro 9 - Alternativas tarifária 
Subgrupo 
Demanda 
Contratada 
Modalidade 
Tarifária 
A V B CM 
A1, A2, A3, A3a, A4, AS 
>=150kW X - - - 
<150kW X X - - 
B1, B2, B3, B4 
NA 
- - - X 
B1(exceto baixa renda), B2, B3 - - X X 
Sendo: (A) horária Azul, (V) horária Verde, (B) horária Branca, (CM) Convencional 
Monômia, (NA) não se aplica, (X) acessível e (-) não acessível; 
Fonte: Adaptado [4]; 
46 
 
A ANEEL [4] pondera que se a UC tiver carga instalada superior a 75 kW e for 
atendida por sistema subterrâneo de distribuição em tensão secundária, por padrão, 
será faturada no grupo B. Apesar disso, o consumidor pode optar pela mudança para 
o subgrupo AS, com aplicação da respectiva tarifa. Segundo o Art. 100º da RN nº 414: 
 
Em UC ligada em tensão primária, o consumidor pode optar por faturamento 
com aplicação da tarifa do grupo B, correspondente à respectiva classe, se 
atendido pelo menos um dos seguintes critérios: 
a) a potência nominal total dos transformadores for igual ou inferior a 112,5 
kVA; 
b) a potência nominal total dos transformadores for igual ou inferior a 750 
kVA, se classificada na subclasse cooperativa de eletrificação rural; 
c) a UC se localizar em área de veraneio ou turismo cuja atividade seja a 
exploração de serviços de hotelaria ou pousada, independentemente da 
potência nominal total dos transformadores; ou 
d) quando, em instalações permanentes para a prática de atividades 
esportivas ou parques de exposições agropecuárias, a carga instalada 
dos refletores utilizados na iluminação dos locais for igual ou superior a 
2/3 (dois terços) da carga instalada total [4]. 
 
A modalidade horária branca é um avanço significativo do regulador por 
apreciar, mesmo que de forma generalizada, a variação das demandas energéticas 
no faturamento do grupo B. Essa lacuna herdada pela tarifa convencional monômia 
não conscientizava os consumidores quanto aos esforços do SIN e suas 
consequências a longo prazo. Modificar o perfil de consumo ou pelo menos abater os 
custos relacionados com o reforço do sistema são os principais objetivos dessa 
modalidade. Na Figura 5 tem-se a comparação das duas tarifas do grupo B. 
 
47 
 
Figura 5 - Comparativo entre a tarifa branca e a tarifa convencional 
 
Fonte: [4]; 
 
Na tarifa branca, o posto intermediário e ponta são 3 e 5 vezes mais caro, 
respectivamente, comparados ao posto fora de ponta. Conhecer as características de 
consumo da UC é essencial antes de optar pela troca de tarifação. Devido a 
substituição dos medidores de energia essa modalidade ficará disponível ao público 
gradualmente, conforme o Art. 4º da RN nº 733: 
 
A partir de 1º de janeiro de 2018, o consumidor pode solicitar adesão à tarifa 
branca ou a instalação de medidores com funcionalidades adicionais, 
conforme o seguinte cronograma: 
a) de imediato, para as novas ligações e para as UCs com média anual de 
consumo superior a 500 kWh por mês; 
b) em até 12 (doze) meses, para UC com média anual de consumo superior 
a 250 kWh por mês; e 
c) em até 24 (vinte e quatro) meses, para as demais UC [41]. 
 
O consumo mencionado nesse artigo deve ser obtido com base na média 
aritmética dos últimos 12 ciclos de faturamento ou dos ciclos disponíveis, caso a UC 
não possua histórico. A migração de tarifa será opcional e o cliente deve comunicar à 
distribuidora sua intenção, a qual tem 30 dias para atendê-lo. O custo do medidor é 
48 
 
de responsabilidade da distribuidora, todavia eventual alteração no padrão de entrada 
da UC fica a encargo do consumidor. 
A Tabela 3 discrimina as tarifas em vigor na concessão da RGE no período 
de 19