A Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, apresenta as regras gerais sobre o fornecimento de energia elétrica. Define as responsabilidades da distribuidora e também do consumidor.

Resolução Normativa nº 414/2010

Em 2011, a ANEEL regulamentou o funcionamento das ouvidorias das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

Resolução Normativa nº 470, de 13 de dezembro de 2011

Os Procedimentos de Distribuição – Prodist normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas aos sistemas de distribuição e energia elétrica. São nove módulos.

Módulos do Prodist

Os procedimentos comerciais de aplicação do sistema de bandeiras tarifárias foram regulamentados pela ANEEL em 2013.

Resolução Normativa nº 547/2013

O consumidor brasileiro pode, desde 2012, gerar a própria energia elétrica a partir de fontes renováveis e fornecer o excedente para a rede de distribuição.

Resolução Normativa nº 482/2012

Em 2013, a ANEEL regulamentou a prestação de atividades acessórias pelas distribuidoras. Trata-se de serviços que vão além das obrigações normativas.

Resolução Normativa nº 581/2013

Os processos decisórios e o funcionamento da ANEEL estão estabelecidos em norma periodicamente atualizada.

Resolução Normativa nº 273/2007

A duração do mandato do conselheiro é de dois anos, renovável a critério do conselho. Os mandatos têm início no dia 1º e outubro e término no dia 30 de setembro. 

Art. 7º da Resolução ANEEL nº 451/2011.

O mandato do presidente do conselho, assim como o do vice-presidente, deve ser previsto no regimento interno do conselho. Ambos devem ser eleitos dentre os conselheiros titulares. 

O regimento interno deve definir, também, as regras de eleição, a duração dos mandatos e, se for o caso, o período de vacância obrigatória para esses cargos. 

Arts. 10 e 15 da Resolução ANEEL nº 451/2011.

Os conselheiros devem ser destituídos em casos de impedimento legal, candidatura a cargo eletivo, falta de decoro ou por ausências contínuas ou injustificadas. Essas possibilidades devem estar fixadas no regimento interno do Conselho. 

No caso de destituição, renúncia formal ou vacância do cargo de conselheiro titular, o conselheiro suplente assume a vaga, cumprindo o restante do mandato, também nos termos do regimento interno. 

Art. 8º da Resolução ANEEL nº 451/2011.

Em até 90 dias antes do início dos mandatos dos conselheiros, o conselho deve realizar audiência pública abordando, no mínimo, a representatividade das entidades e dos conselheiros indicados e os aspectos ligados ao fornecimento de energia elétrica, tais como o atendimento ao consumidor, as tarifas aplicadas e a adequação dos serviços prestados pela distribuidora. A ata da audiência pública deve ser encaminhada à ANEEL.

Art. 13 da Resolução ANEEL nº 451/2011.

A distribuidora deve fornecer, sem ônus para o Conselho e dentro de sua área de concessão, a seguinte estrutura mínima: 

• espaço físico com ambiente para serviços administrativos e reuniões, preferencialmente em instalações da distribuidora; 
• mobiliário, equipamentos e materiais de uso contínuo, como mesas, cadeiras, material de escritório, telefone, computador ou equipamento similar que permita o acesso à internet, impressora, arquivos e outros. 

A estrutura pode ser compartilhada com a distribuidora, mas deve proporcionar livre acesso e privacidade quando utilizada pelo Conselho. Esse assunto deve estar fixado no regimento interno. 

Art. 17 da Resolução ANEEL nº 451/2011.

O Plano Anual de Atividades e Metas (PAM), elaborado pelo Conselho, prevê a realização de atividades e a respectiva alocação de recursos. 

O limite anual do recurso total por Conselho está previsto no Anexo I da Resolução ANEEL nº 451/2011. 

O valor deve ser depositado pela distribuidora em conta bancária específica destinada ao Conselho. 

O valor do PAM será atualizado no período de revisão tarifária da distribuidora e também está sujeito a avaliações periódicas pela ANEEL. 

A distribuidora deve criar mecanismos de controle das despesas com o Conselho. O recurso financeiro deve ser levado em consideração na definição da parcela B da receita da distribuidora nos processos de revisão tarifária. 

Todas as despesas dos Conselhos devem ser comprovadas e anotadas em prestação de contas anual, elaborada em cooperação com a distribuidora, a ser encaminhada à ANEEL até o último dia do mês de abril. 

Arts. 18, 20 e 21 da Resolução ANEEL nº 451/2011.

Despesas relacionadas estritamente às seguintes atividades do conselho: 

• despesas de deslocamento, estada e alimentação para participação nas reuniões do Conselho; 
• despesas com inscrições, passagens aéreas e terrestres, estada e alimentação para participação dos Conselheiros em atividades técnicas fora da respectiva área de concessão, inclusive participação nas reuniões do ONS e CCEE e eventos promovidos por Conselhos de outras distribuidoras de energia elétrica; 
• promoção de eventos técnicos, seminários, audiências públicas e reuniões com a comunidade local sobre a prestação do serviço de distribuição de energia elétrica nas respectivas áreas de concessão; 
• pagamento de serviços administrativos com o objetivo de auxiliar o Secretário-Executivo nas tarefas de sua competência; 
• contratação de serviços de treinamento e consultoria por meio de universidades, entidades ou profissionais, com notória especialização comprovada por títulos e documentos expedidos por entidades profissionais ou acadêmicas legalmente reconhecidas; 
• assinatura de periódicos técnicos relacionados às atividades do setor elétrico; e - ações de divulgação do Conselho. 

Art. 19 da Resolução ANEEL nº 451/2011.

A CDE foi criada originalmente pelo art. 13 da Lei nº; 10.438/2002, que teve sua redação alterada pela Lei nº; 12.783/2013, pela Medida Provisória nº; 605/2013, vigente no período de 23 de janeiro a 3 de junho de 2013, e pela Lei nº; 12.839/2013. A regulamentação da CDE é dada pelos Decretos nº; 4.541/2002 e nº; 7.891/2013. 

Sim. Em face da publicação da Medida Provisória nº; 579/2012, convertida na Lei 12.783, que tratou da renovação de concessões de energia elétrica, da redução de encargos setoriais e da modicidade tarifária, alterou-se substancialmente o regime de formação e utilização dos recursos da CDE, bem como da CCC, de que trata a Lei nº; 12.111/2009, e da Reserva Geral de Reversão - RGR, criada pelo art. 4º; da Lei nº; 5.655/1971, dentre outras medidas.

Com o novo regime de encargos setoriais, ficaram desobrigadas do recolhimento da quota anual da RGR as distribuidoras de energia elétrica, as transmissoras licitadas a partir de 12 de setembro de 2012 e as transmissoras e geradoras com concessões prorrogadas. Em compensação, a CDE assumiu objetivos similares ao da RGR, em especial o de permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à indenização por ocasião da reversão de concessões de energia elétrica e o de atender a finalidade de modicidade tarifária, estando prevista a possibilidade de transferência de recursos entre os fundos setoriais. Também foi extinto o encargo da CCC, muito embora o custo de geração de energia elétrica nos sistemas isolados tenha passado a integrar as necessidades de recursos da CDE. Também foram adicionadas à CDE as funções de compensar descontos tarifários concedidos a determinados usuários dos serviços de energia elétrica e o efeito da não adesão à prorrogação das concessões de geração de energia elétrica, com vistas a assegurar o equilíbrio da redução das tarifas de que trata o art. 1º;, 2º;, da Lei 12.783.

Sim. Em 2013 e 2014, em função da condição hidrológica desfavorável, foram publicados os Decretos 7.945/2013, 8.020/2013 e 8.221/2014, que permitiram o repasse adicional de recursos da CDE para a cobertura de parcela dos custos das concessionárias de distribuição decorrentes do despacho de usinas termoelétricas e da exposição involuntária no mercado de curto prazo. Adicionalmente, permitiu-se que a CDE cobrisse os custos administrativos, financeiros e encargos tributários incorridos pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE com a criação da Conta no Ambiente de Contratação Regulada -  Conta-ACR. 

Sim. Em 7 de maio de 2013, foi homologada a Resolução Normativa nº 549/2013, estabelecendo os critérios de cálculo dos valores a serem repassados às concessionárias de distribuição pela CDE, nos termos do Decreto 7.945/2013. 

Em 29 de maio de 2013, foi publicado o Decreto nº 8.020/2013, que acrescentou o art. 4-B ao Decreto nº 7.891/2013, autorizando o repasse antecipado de sete meses dos recursos de que tratam os incisos VII e VIII do caput do art. 13 da Lei 10.438/2002, do exercício de 2013, referentes à cobertura dos descontos tarifários e à garantia da redução equilibrada das tarifas. 

O desligamento forçado se caracteriza pelo ato de retirada de serviço de um componente do sistema de transmissão, em condições não programadas, resultante de falha ou de desligamento de emergência. O desligamento forçado impõe que o equipamento seja desligado automática ou manualmente para evitar riscos à integridade física de pessoas ou do meio ambiente, danos ao equipamento e/ou outras consequências ao sistema elétrico.

A energia elétrica é um insumo essencial à sociedade, indispensável ao desenvolvimento socioeconômico das nações. No Brasil, a principal fonte de geração é a hidrelétrica (água corrente dos rios), que responde por 62% da capacidade instalada em operação no país, seguida das termelétricas (gás natural, carvão mineral, combustíveis fósseis, biomassa e nuclear), com 28%. O restante é proveniente de usinas eólicas (energia dos ventos) e importação da energia de outros países.

                As geradoras produzem a energia, as transmissoras a transportam do ponto de geração até os centros consumidores, de onde as distribuidoras a levam até a casa dos cidadãos. Há ainda as comercializadoras, empresas autorizadas a comprar e vender energia para os consumidores livres (geralmente consumidores que precisam de maior quantidade de energia).

 

O sistema elétrico brasileiro permite o intercâmbio da energia produzida em todas as regiões, exceto nos sistemas isolados, localizados principalmente na região Norte. O trânsito da energia é possível graças ao Sistema Interligado Nacional (SIN), uma grande rede de transmissão com mais de 100 mil quilômetros (km) de extensão. As localidades do sistema isolado vêm sendo gradativamente interligadas ao longo dos anos, hoje somente cerca de 2% do mercado nacional permanece no sistema isolado.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é o órgão regulador do setor elétrico. Criada em dezembro de 1996, é uma autarquia em regime especial vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME). Sua missão é “proporcionar condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade”.

A ANEEL possui regime diferenciado, também denominado de regime especial, que lhe confere prerrogativas específicas visando o aumento de sua autonomia, tais como: processo decisório via colegiado de Diretores (decisões por meio de voto), impossibilidade de exoneração de um Diretor pela simples vontade do chefe do Poder Executivo; autonomia financeira, orçamentária e decisória.

A ANEEL normatiza as políticas e diretrizes estabelecidas pelo Governo federal para o setor elétrico, fiscaliza a prestação do fornecimento de energia elétrica à sociedade e faz a mediação de conflitos entre os agentes do setor. Cabe ainda à ANEEL, mediante delegação do MME, conceder o direito de exploração dos serviços de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. Além disso, a ANEEL também define as tarifas de energia, de acordo com o que está estabelecido em lei e nos contratos de concessão assinados com as empresas.

Outras instituições atuam no setor elétrico brasileiro, como o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), o MME, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

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A qualidade dos serviços prestados compreende a avaliação das interrupções no fornecimento de energia elétrica.

Destacam-se no aspecto da qualidade do serviço os indicadores de continuidade coletivos, DEC e FEC, e os indicadores de continuidade individuais DIC, FIC e DMIC.

• Indicadores de Continuidade

Visando manter a qualidade na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, a ANEEL exige que as concessionárias mantenham um padrão de continuidade e, para tal, edita limites para os indicadores coletivos de continuidade, DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), conforme definido no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST.

Os indicadores são apurados pelas distribuidoras e enviados periodicamente para a ANEEL para verificação da continuidade do serviço prestado, representando, respectivamente, o tempo e o número de vezes que uma unidade consumidora ficou sem energia elétrica para o período considerado (mês, trimestre ou ano), o que permite que a Agência avalie a continuidade da energia oferecida à população.

Clique sobre a Região desejada na figura ao lado para obter informações dos indicadores DEC e FEC de sua distribuidora. Selecione a figura menor para obter os indicadores consolidados do Brasil.

• Compensações pagas pela transgressão dos limites de continuidade

A ANEEL estabelece limites para os indicadores de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI).
Quando há transgressão desses limites, a distribuidora deve compensar financeiramente o consumidor.
A compensação é automática, e deve ser paga em até 2 meses após o mês de apuração do indicador
(mês em que houve a interrupção).

Divulgamos aqui os valores pagos e o número de compensações efetuadas pelas distribuidoras de energia elétrica.
O regulamento que dispõe sobre a compensação de continuidade é o Módulo 8 do PRODIST. 
Os valores são informados pelas distribuidoras em até 3 meses após a apuração do indicador, e são passíveis de fiscalização pela ANEEL. 
Para o DIC, FIC e DMIC as informações de compensação estão disponíveis a partir de 2010. Para o DICRI as informações de compensação estão disponíveis a partir de 2012.
Ressalta-se que a quantidade de pagamentos efetuados não é necessariamente igual ao número de consumidores
compensados, uma vez que um mesmo consumidor pode ser compensado mais de uma vez no ano.

• Indicador de Desempenho Global de Continuidade (DGC) - Ranking da Continuidade do Serviço

O Indicador de Desempenho Global de Continuidade - DGC está previsto no item 5.8.5 da Seção 8.2 do Módulo 8 dos Procedimento de Distribuição - PRODIST. Esse indicador é publicado anualmente até o mês de abril, a partir de 2011.

O Indicador de Desempenho Global de Continuidade visa comparar o desempenho de uma distribuidora em relação às demais empresas do país. O indicador permite avaliar o nível da continuidade da distribuidora (valores apurados de duração e frequência de interrupções) em relação aos limites estabelecidos para a sua área de concessão (limites determinados pelas resoluções autorizativas da ANEEL).

Abaixo podem ser consultados detalhadamente os resultados dos anos de 2011 a 2014.

• Limites dos Indicadores de Continuidade por Município

A continuidade do fornecimento é avaliada através de indicadores que mensuram a freqüência e a duração das interrupções ocorridas nos consumidores. Ressalta-se que, similarmente a outros indicadores no mundo, os indicadores são apurados para as interrupções maiores que 3 minutos, sendo admitidos alguns expurgos na sua apuração. Os indicadores de continuidade são os seguintes:

• Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC): Intervalo de tempo que, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.
• Freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC): Número de interrupções ocorridas, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado.
• Duração de interrupção individual por unidade consumidora (DIC): Intervalo de tempo que, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica
• Freqüência de interrupção individual por unidade consumidora (FIC): Número de interrupções ocorridas, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão.
• Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão (DMIC): Tempo máximo de interrupção contínua de energia elétrica, em uma unidade consumidora ou ponto de conexão.
• Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão (DICRI): Corresponde à duração de cada interrupção ocorrida em dia crítico, para cada unidade consumidora ou ponto de conexão.

A continuidade do fornecimento é avaliada pela ANEEL através de subdivisões das distribuidoras, denominadas Conjuntos Elétricos. Existem limites para indicadores associados a cada conjunto, que podem ser consultados a seguir. Ressalta-se que o conjunto elétrico pode ter abrangência variada. Conjuntos grandes podem abranger mais de um município, ao mesmo tempo que alguns municípios podem possuir mais de um conjunto. 
Os limites dos indicadores DIC e FIC são definidos para períodos mensais, trimestrais e anuais. O limite do indicador DMIC é definido para períodos mensais. O limite do indicador DICRI é definido para cada interrupção em dia crítico. O assunto está regulamentado no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST.
As informações referentes aos indicadores de continuidade estão disponíveis na fatura de energia elétrica. Informações adicionais devem ser obtidas com a distribuidora.

 

 

A qualidade do produto avalia a conformidade de tensão em regime permanente e as perturbações na forma de onda de tensão. Destacam-se neste quesito os indicadores coletivos DRPe e DRCe, obtidos a partir da campanha de medição amostral instituída pela ANEEL.

• Indicadores de Conformidade Nível de Tensão em Regime Permanente

Os indicadores de tensão em regime permanente são apurados trimestralmente, a partir de medições amostrais realizadas pelas distribuidoras em unidades consumidoras sorteadas dentro de sua área de concessão. Para cada unidade consumidora, a tensão é medida ao longo de uma semana, e são apurados os indicadores DRP (Duração relativa da transgressão de tensão precária) e DRC (Duração relativa da transgressão de tensão crítica), que expressam o percentual do tempo no qual a unidade consumidora permaneceu com tensão precária e com tensão crítica.

A ANEEL estabelece limites para os indicadores de tensão em regime permanente. Esses limites são de 3% para o DRP e 0,5% para o DRC.

Quando há transgressão desses limites, a distribuidora tem um prazo de 90 dias para regularizar a tensão do consumidor, no caso de violação do DRP, e de 15 dias, no caso de violação do DRC. Caso não haja a regularização no prazo, a distribuidora deve compensar financeiramente o consumidor. A compensação é automática, e deve ser paga até que a distribuidora regularize a tensão fornecida ao consumidor.

A partir dos indicadores DRP e DRC das unidades consumidoras, são apurados os indicadores coletivos, DRPE e DRCE, que expressam a média dos indicadores individuais DRP e DRC. 

Divulgamos aqui os indicadores coletivos DRPE e DRCE a partir de 2008, assim como as compensações pagas pela violação dos indicadores DRP e DRC a partir de 2010. Os valores são informados pelas distribuidoras no mês seguinte ao trimestre de apuração do indicador, e são passíveis de fiscalização pela ANEEL. Maiores detalhes sobre a regulação do assunto estão disponíveis nos Módulos 1 e 8 do PRODIST.

 

A Qualidade do Atendimento Comercial é regulamentada pela ANEEL por meio dos artigos 148 a 155 das Condições Gerais de Fornecimento (Resolução Normativa no 414, de 2010).

 
As distribuidoras são avaliadas por meio da verificação do cumprimento dos prazos de execução dos serviços descritos na tabela a seguir:

 

 

Caso a distribuidora não cumpra com os prazos estabelecidos deve creditar na fatura do consumidor um valor relativo à esse descumprimento.

 
Maiores informações podem ser obtidas nas Condições Gerais de Fornecimento (Resolução Normativa no 414, de 2010).

 

A Qualidade do Atendimento Telefônico é regulamentada pela ANEEL por meio dos artigos 183 a 191 das Condições Gerais de Fornecimento (Resolução Normativa no 414, de 2010), observando o disposto no Decreto no 6.523, de 31 de julho de 2008 e pela Portaria no 2.014, de 13 de outubro de 2008, que fixaram normas para o Serviço de Atendimento ao Consumidor – SAC.

 
Entre outros pontos, a ANEEL estabelece que o serviço de atendimento telefônico deve ser gratuito, com acesso em toda área de concessão ou permissão, 24 (vinte e quatro) horas por dia, todos os dias e ser realizado até o segundo toque de chamada.
 
Distribuidoras a partir de 60 mil unidades consumidoras são obrigadas a implantar uma central de teleatendimento (CTA).
 
Para a distribuidora que implanta a central de teleatendimento, a ANEEL acompanha a qualidade do serviço oferecido por meio dos seguintes indicadores de qualidade:

Atendimento Telefônico - Indicadores

Indicador	Descrição	Limite
INS - Índice de Nível de Serviço	Percentual de chamadas atendidas em até 30 segundos em relação ao total de chamadas recebidas	INS ≥ 85%
IAb – Índice de Abandono	Percentual de chamadas abandonadas em tempo superior a 30 segundos em relação às chamadas atendidas	IAb ≤ 4%
ICO – Índice de Chamadas Ocupadas	Percentual de chamadas ocupadas em relação ao total de chamadas oferecidas	ICO ≤ 4%

 

Maiores informações podem ser obtidas nas Condições Gerais de Fornecimento (Resolução Normativa no 414, de 2010).

 

O tratamento das reclamações é regulamentado pela ANEEL por meio dos artigos 156 a 163 e 192 a 211 das Condições Gerais de Fornecimento (Resolução Normativa no 414, de 2010), observando o disposto no Decreto no 6.523, de 31 de julho de 2008 e pela Portaria no 2.014, de 13 de outubro de 2008, que fixaram normas para o Serviço de Atendimento ao Consumidor – SAC.

Para o acompanhamento do tratamento das reclamações realizado pelas distribuidoras, a ANEEL define dois indicadores globais:

Tratamento de Reclamações - Indicadores

Indicador	Descrição
DER	Duração Equivalente de Reclamação
FER	Frequência Equivalente de Reclamação a cada mil Unidades Consumidoras

 

Maiores informações podem ser obtidas nas Condições Gerais de Fornecimento (Resolução Normativa no 414, de 2010).

O atendimento às ocorrências emergenciais é avaliado por meio de indicadores vinculados a conjuntos de unidades consumidoras. Esses indicadores são apurados mensalmente pelas concessionárias de distribuição para cada conjunto de unidades consumidoras, e são expressos em minutos. Os indicadores disponíveis são o Tempo Médio de Preparação (TMP), Tempo Médio de Deslocamento (TMD), Tempo Médio de Execução (TME), Número de Ocorrências Emergenciais (NUMOCORR) e Número de Ocorrências Emergenciais com Interrupção de Energia Elétrica (NIE). 

Estão disponíveis as informações a partir de janeiro de 2009. Os relatórios apresentam as informações enviadas para cada conjunto de unidades consumidoras e médias para as concessionárias de distribuição. As definições aplicáveis dos conjuntos de unidades consumidoras, indicadores, ocorrências emergenciais e demais termos aplicáveis se encontram no Módulo 1 do PRODIST. O regulamento que dispõe sobre a forma de apuração desses indicadores é o Módulo 8 do PRODIST. 

Os valores são informados pelas distribuidoras em até um mês após a apuração do indicador, e são passíveis de fiscalização pela ANEEL.

• Indicadores de Tempo de Atendimento às Ocorrências Emergenciais

Selecione a região na figura ao lado para obter informações sobre segurança do trabalho 
e das instalações das distribuidoras do país. Selecione a figura menor para obter os 
indicadores consolidados para o Brasil.

Indicador de continuidade do serviço é a representação do desempenho de uma distribuidora, utilizado para mensurar o tempo e a quantidade de interrupções do fornecimento de energia sofrida pelo consumidor.

DIC - Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão: Intervalo de tempo em que, no período de observação, em uma unidade consumidora ou ponto de conexão, ocorreu descontinuidade do fornecimento de energia elétrica.

FIC - Freqüência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão: Número de interrupções ocorridas, no período de observação, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão.

DMIC - Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão: Tempo máximo de interrupção contínua da energia elétrica em uma unidade consumidora ou ponto de conexão.

O indicador de conformidade de nível de tensão é a representação do qualidade do nível de tensão da energia fornecida pela distribuidora.

As tensões de fornecimento praticadas em nosso país podem variar de região para região, mas não podem variar além de limites estabelecidos na área de fornecimento de uma Distribuidora.

 

Tempo das ocorrências emergênciais é o tempo médio que a empresa leva para atender uma ocorrência de falta de fornecimento.
 

A Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012 define o Sistema de Compensação como um arranjo no qual a energia ativa injetada por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa. Esse sistema é também conhecido pelo termo em inglês net metering. Nele, um consumidor de energia elétrica instala pequenos geradores em sua unidade consumidora (como, por exemplo, painéis solares fotovoltaicos ou pequenas turbinas eólicas) e a energia gerada é usada para abater o consumo de energia elétrica da unidade. Quando a geração for maior que o consumo, o saldo positivo de energia poderá ser utilizado para abater o consumo em outro posto tarifário ou na fatura do mês subsequente. Os créditos de energia gerados continuam válidos por 60 meses. Há ainda a possibilidade de o consumidor utilizar esses créditos em outras unidades previamente cadastradas dentro da mesma área de concessão e caracterizada como autoconsumo remoto, geração compartilhada ou integrante de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras (condomínios).

Consute aqui o Guia de Perguntas e Respostas sobre micro e mini geração distribuída.

Clique aqui para mais informações.

A Tarifa Branca reflete o uso da rede de distribuição de energia elétrica de acordo com o horário de consumo. Assim, quando o consumidor centraliza seu consumo no período fora de ponta, pode reduzir seus gastos com energia elétrica e, ao mesmo tempo, melhorar o fator de utilização das redes - o que reduz ou posterga investimentos. 

Para chegar aos consumidores, a energia elétrica percorre toda uma estrutura de redes (condutores e postes, entre outros). As redes têm períodos de utilização mais intensos e outros de menor uso ou até ociosos. Como a rede é dimensionada para atender a esses horários de ponta, o aumento do consumo de energia nesses períodos acarreta expansão da capacidade instalada, o que não se verifica quando o consumo ocorre fora da ponta.

A Tarifa Branca é a melhor opção para consumidores atendidos em baixa tensão que tenham ou que possam ter grande parte de seu consumo concentrado nos períodos fora de ponta, lembrando que, em finais de semana e feriados nacionais oficiais, todas as horas do dia são consideradas fora de ponta. 

Comparada com a Tarifa Convencional, a Tarifa Branca pode resultar em redução na conta de luz do consumidor na medida em que houver possibilidade de deslocar o consumo de energia elétrica do período de ponta para o de fora de ponta (dependendo da relação entre os valores da Tarifa Branca fora de ponta e o valor da Tarifa Convencional). 

Se optar pela Tarifa Branca, o consumidor tem que ser disciplinado no gerenciamento de seu consumo, pois o horário de utilização da energia é fundamental para a economia na conta de luz. Caso não consiga evitar o consumo no horário de ponta, a adesão à Tarifa Branca pode resultar em uma conta maior: nessa situação, é mais vantajoso continuar na Tarifa Convencional.

Antes de optar pela Tarifa Branca, é preciso que o consumidor faça uma análise sobre o seu perfil de consumo e os hábitos de utilização da energia elétrica ao longo do dia, comparando-os com os períodos de ponta e intermediário definidos para a distribuidora que o atende. 

Para os consumidores residenciais, os aparelhos elétricos que mais contribuem com o consumo de energia no período de ponta são o chuveiro elétrico e os equipamentos de condicionamento ambiental, tais como ar-condicionado e aquecedores. Por apresentarem um elevado consumo de energia em comparação com os demais equipamentos, a possibilidade de utilizá-los nos períodos de fora de ponta será fundamental para definir se a adesão à Tarifa Branca pode ser vantajosa para o consumidor. 

O consumidor deve observar a relação entre a Tarifa Branca relativa ao consumo fora de ponta e a Tarifa Convencional. Essas tarifas são definidas anualmente pela ANEEL nos reajustes tarifários e publicadas em resoluções homologatórias, para cada distribuidora. 

Quanto maior for a diferença entre a Tarifa Branca fora de ponta e a Tarifa Convencional, maiores serão os benefícios da Tarifa Branca. 

Além disso, o consumidor deve considerar outros fatores subjetivos envolvidos na decisão, como os eventuais contratempos de deslocar o consumo e as possíveis vantagens a serem obtidas com isso (relação Tarifa Convencional x Tarifa Branca). 

A seguir, são apresentados diferentes exemplos de perfis de consumo de energia e os impactos sobre o valor faturado em cada modalidade. 

·  Residencial - Exemplo 1

Nos dias úteis há um grande consumo no horário de ponta, decorrente do uso de chuveiro elétrico para um banho no período intermediário e dois banhos no período de ponta. Para este PERFIL 1, não havendo mudança dos hábitos de consumo, é melhor permanecer na Tarifa Convencional. 

Entretanto, se este consumidor residencial conseguir deslocar dois banhos para o período fora de ponta (PERFIL 2) e mantiver apenas um banho no período de ponta, a adesão à Tarifa Branca já se tornaria vantajosa conforme pode ser visto no exemplo e a economia mensal seria de R$ 3,85. 

·  Residencial - Exemplo 2

Nos dias úteis há utilização concentrada de chuveiro elétrico no período de ponta (PERFIL 1) mas há uma maior utilização de eletrodomésticos fora de ponta. Neste caso, a adesão à Tarifa Branca economiza R$ 5,34 por mês. 

Este mesmo consumidor pode tornar a adesão à Tarifa Branca ainda mais vantajosa se conseguir deslocar parte do consumo para o período fora de ponta (PERFIL 2), reduzindo em R$ 6,66 por mês sua conta de luz.

 

·  Rural - Exemplo 1

O PERFIL 1 representa um consumidor rural, com consumo similar ao de um consumidor residencial e intensa utilização de eletrodomésticos durantes os dias úteis no período da ponta. Para este perfil a Tarifa Branca não é vantajosa.

Se este consumidor rural conseguir deslocar seu consumo para fora de ponta nos dias úteis (PERFIL 2), a Tarifa Branca pode se tornar vantajosa e gerar uma economia mensal de R$ 2,08.

·  Rural - Exemplo 2

No caso de consumidores com produção agrícola, o perfil de consumo dependerá do tipo de uso de energia. No exemplo, devido às características da produção agrícola e do perfil de consumo de energia, a Tarifa Branca é vantajosa, com economia de R$ 8,14 por mês. 

·  Comercial - Exemplo 1

Há vários tipos de consumidores comerciais atendidos em baixa tensão: lojas, mercados, farmácias, padarias, entre outros. Cada unidade consumidora apresenta um perfil de consumo. A vantagem de aderir à Tarifa Branca dependerá não só do perfil de cada consumidor, mas também da capacidade de alterá-lo frente ao seu tipo de comércio e da análise do custo/benefício decorrente dessa alteração. 

No exemplo, a unidade comercial funciona nos dias úteis das 8h às 20h. No sábado, o consumo de energia ocorre no mesmo período, porém em menor quantidade. E o estabelecimento não abre aos domingos. Embora nos dias úteis o consumo na ponta seja baixo e nos finais de semana haja menor consumo de energia, para este consumidor a adesão à Tarifa Branca não resultará em vantagem significativa, pois as contas nas duas modalidades são quase iguais. 

·  Comercial - Exemplo 2

O consumidor comercial funciona 24 horas por dia, durante todos os dias da semana, com pequenas alterações no consumo de energia ao longo das horas. Para este perfil de consumo, a Tarifa Branca é vantajosa e gera economia mensal de R$ 22,31. 

·  Industrial - Exemplo 1

Há muitos consumidores industriais atendidos em baixa tensão: indústria de alimentos, de vestuário, de móveis. Cada unidade consumidora apresenta um perfil de consumo ao longo da semana. A vantagem de aderir à Tarifa Branca dependerá do perfil de consumo do consumidor, de sua capacidade de alterá-lo frente ao seu tipo de indústria e da análise de custo/benefício decorrente da alteração. 

Uma indústria que trabalha por turnos nos dias úteis apresenta um grande consumo de energia no período de ponta. No sábado há um consumo menor, concentrado entre 8h e 18h, e no domingo não há produção. Para este perfil a Tarifa Branca não é vantajosa. 

·  Industrial - Exemplo 2

Para um consumidor industrial que utiliza energia elétrica 24 horas por dia, todos os dias na semana, com um maior consumo entre 6h e 21h, a Tarifa Branca é vantajosa, com economia mensal de R$23,85. 

A confirmação dessa data depende dos desdobramentos da Audiência Pública nº 43/2013 (que tem por finalidade colher contribuições para as regras comerciais aplicáveis à nova modalidade tarifária) e da homologação dos medidores eletrônicos conforme os padrões técnicos definidos em regulamento do Inmetro. 

De forma resumida, foram propostas as seguintes regras na audiência: 

• a adesão será uma OPÇÃO do consumidor, e a solicitação deverá ser atendida pela distribuidora em até 30 dias;
• a opção pela modalidade tarifária Branca poderá ser exercida por todos os titulares de unidades atendidas em baixa tensão, exceto aquelas classificadas como iluminação pública ou que façam uso do sistema de pré-pagamento;
• a adesão de uma nova ligação, no caso de o consumidor querer iniciar o fornecimento com aplicação da modalidade tarifária Branca, deve ser atendida pela distribuidora dentro dos prazos definidos pela Resolução Normativa nº 414/2010 (máximo de 5 dias em área urbana e 10 dias em área rural);
• o consumidor poderá retornar à Tarifa Convencional a qualquer tempo, devendo ser atendido pela distribuidora em até 30 dias. Na hipótese desse retorno à Convencional, uma nova adesão à Tarifa Branca só seria possível após o decurso de 180 dias;
• os custos relativos ao medidor e à sua instalação são de responsabilidade da distribuidora; eventuais custos para alterações no padrão de entrada da unidade consumidora competem ao solicitante;
• o consumidor poderá solicitar um medidor com funcionalidades adicionais, devendo porém arcar com a diferença de preço desse equipamento em relação ao medidor normal;
• a fatura deverá discriminar os valores de consumo em cada período (ponta, fora de ponta e intermediário);
• os descontos da Tarifa Social devem ser concedidos de forma progressiva, observados os respectivos períodos em que tenha ocorrido o consumo e aplicados os descontos da faixa de consumo seguinte somente quando ultrapassado o limite máximo de consumo da faixa anterior.

•  Alteração de atos constitutivos (Resolução Normativa – REN nº 149, de 28/2/2005).
•  Constituição de garantia (REN nº 532, de 14/1/2013).
•  Contrato entre partes relacionadas (REN nº 334, de 21 de outubro de 2008).
•  Operação com bens (Arts. 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26/2/1957, Resolução nº 20, de 3/2/1999, Portaria MME nº 170, de 4/2/1987).
•  Importação e Exportação de Energia Elétrica (REN nº 225, de 18/7/2006).
•  Exploração de atividade acessória (REN nº 581, de 11/10/2013).
•  Transferência de Controle Societário (REN nº 484, de 17/4/2012).

Deverão ser observados também o disposto nos respectivos atos de outorga dos Agentes Setoriai (Portarias, Resoluções Autorizativas, Contratos de Concessão, etc.), além de outras normas aplicáveis segundo a legislação vigente.

Os principais regulamentos podem ser encontrados na página eletrônica da ANEEL na internet, em http://biblioteca.aneel.gov.br.

• Alteração de atos constitutivos - 30 dias.
• Constituição de garantia - 30 dias.
• Contrato entre partes relacionadas - 90 dias.
• Operação com bens - 60 dias.
• Importação e Exportação de Energia Elétrica - 15 dias.
• Exploração de atividade acessória - 60 dias.
• Transferência de Controle Societário - 60 dias.

Os prazos para análise e deliberação dos assuntos são estimados, tendo em vista que pode ocorrer necessidade de instrução processual complementar por parte do interessado, bem como de outras áreas técnicas da ANEEL. A contagem dos prazos se inicia a partir da instrução completa do pedido, que se dá com o protocolo do último documento apresentado.

O principal motivo que leva a postergação da conclusão da análise dos pedidos de anuência prévia é a insuficiência qualitativa e/ou quantitativa dos documentos e/ou informações apresentados pelo requerente, acarretando, frequentemente, a necessidade de complementação e o consequente reinício da contagem dos prazos estimados para conclusão das análises.

Como exemplo, podemos citar os processos relacionados à transferência de controle societário, cujos itens constantes do anexo da Resolução Normativa que regulamenta o tema (REN nº 484/2012) frequentemente são apresentados de forma insatisfatória em seu primeiro protocolo, ainda que o mencionado anexo contemple diversas observações relevantes para cada um desses itens solicitados visando esclarecer o envio por parte dos interessados.

Registra-se que a Anuência Prévia atua por demanda de acordo com os pedidos dos interessados, podendo ocorrer situações de aumento significativo desses pedidos, com possíveis reflexos nos prazos estimados.

 

O requerimento inicial deve ser assinado pelo representante legal da outorgada, com nome destacado e firma reconhecida, este titular deverá constar do Sistema de Acompanhamento do Relacionamento Institucional – SARI da ANEEL.

O requerimento poderá também ser assinado por procurador, devidamente constituído por meio de procuração pública.

Os pedidos de Anuência Prévia são distribuídos por ordem de chegada aos Anuentes mediante rodízio sequencial, assegurando-se, desta forma, a aleatoriedade e a isonomia na deleção dos responsáveis pelas análises dos pleitos protocolados. Há um rodizio de pedidos de anuência prévia para cada assunto.
Entende-se por anuente o servidor da ANEEL lotado na equipe de anuência prévia.

Uma vez distribuído ao Anuente, este levará em consideração para o início da análise a data de protocolo do documento e os prazos públicos estimados de conclusão de acordo com o assunto a ser tratado.

Assim, ainda que protocolados em datas posteriores, requerimentos cujo prazo estimado de deliberação é menor, poderão ter análise iniciada antes de outros com o prazo de atendimento maior.

Esses critérios de distribuição e priorização, que levam em consideração a aleatoriedade na seleção do Anuente, a data de protocolo do documento a ser analisado e os prazos estimados de conclusão, visam assegurar tratamento isonômico ao requerente quanto ao início da análise de seu requerimento, com a ressalva de que a conclusão dessa análise, por sua vez, dependerá da complexidade do pleito e da qualidade do conteúdo documental apresentado pelo interessado.
 

A ANEEL tem certificado ISO 9001:2008 desde janeiro de 2014, está certificado o Sistema de Gestão da Qualidade – SGQ. O escopo certificado contempla a Anuência Prévia, informações sobre a certificação podem ser consultadas no link: SGQ.

Os pleitos submetidos à Anuência Prévia são avaliados segundo procedimentos e instruções de trabalho padronizados, tendo como foco a Política da Qualidade da Agência.

A anuência prévia anualmente passa por auditória interna e externa para verificar a aderência ao estabelecido pela Norma NBR ISO 9001:2008. Neste sentido anualmente realiza, no segundo semestre, pesquisa de opinião de seus clientes, que são os agentes do setor elétrico que tem obrigação contratual e normativa de pedir anuência prévia para operações que pretende celebrar.
 

 

Antes de solicitar reunião presencial o Agente Setorial deverá considerar o disposto nas orientações gerais e links presentes na página da Anuências Prévias.

Se ainda assim a reunião for necessária, o pedido deverá ser encaminhado para o e-mail reuniaosff@aneel.gov.br, após a solicitação a SFF disponibilizará um formulário a ser preenchido com todos os dados referente ao assunto da reunião.

É recomendável que o protocolo do pedido de anuência prévia ocorra antes do pedido de reunião, de forma que o documento possa ser de conhecimento do Anuente designado para analisar o assunto e esse possa comparecer à reunião para esclarecer eventuais dúvidas, tornado a reunião produtiva.

O assunto é disciplinado pela Portaria nº 170, do Ministério de Minas e Energia, de 4 de fevereiro de 1987, que autorizou os concessionários de serviço público a celebrarem com terceiros contratos de concessão de direito de uso das áreas marginais a reservatórios e glebas remanescentes de desapropriação, estabelecendo ali algumas determinações para execução do ajuste, privilegiando a destinação social.

Os contratos devem estabelecer restrições aos usuários, com o objetivo de garantir adequadas condições de segurança e operação pelas concessionárias, em nenhuma hipótese a vigência pode ultrapassar o prazo da concessão.

Eventual valor líquido positivo resultante da transação objeto do contrato obrigatoriamente deve ser aplicado em benefício dos serviços, da conservação do meio ambiente e do desenvolvimento econômicosocial da região.

Desta forma, o assunto está previamente anuído, porém a concessionária deve constituir dossiê demonstrando o cumprimento na íntegra da Portaria, e o mantenha à disposição para fiscalização a posteriori, incluindo a “Declaração de Responsabilidade dos Concessionários de Usinas Hidrelétricas para fins de desvinculação de bens da Concessão” conforme modelo disponibilizado no assunto “Operação com bens”.

De acordo com o art. 6º da REN nº 149/2005, “Os dispositivos deste regulamento aplicam-se às concessionárias do serviço público de energia elétrica e de uso do bem público, sendo que os demais agentes deverão observar o previsto no contrato de concessão ou no ato autorizativo equivalente.”

Assim, caso não haja previsão expressa da necessidade no ato autorizativo, a autorizada poderá modificar seu ato constitutivo, devendo atualizar os dados cadastrais na ANEEL, caso seja necessário.

A Resolução nº 20, de 3/2/1999, regulamentou a desvinculação de bens das concessões do serviço público de energia, dispensando a necessidade de pedido prévio de anuência no caso de desvinculação de bens móveis e imóveis considerados inservíveis à concessão. Porém, a norma estabelece a necessidade de constituição de um dossiê, que deverá ficar à disposição da ANEEL para fiscalização posterior, e o produto da venda deve ser depositado em conta vinculada para aplicação no serviço público, conforme dispõe o procedimento contido na citada Resolução.

O SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão - é a ferramenta utilizada pela Aneel para gerir as informações referentes ao sistema de transmissão de energia elétrica. O sistema mantém o cadastro das subestações e linhas de transmissão e permite o acompanhamento dos empreendimentos de transmissão com obras em andamento. Também por meio do SIGET são realizados os reajustes anuais da Receita Anual Permitida das concessionárias de transmissão. 

As datas de previsão de conclusão das obras de implantação dos empreendimentos de transmissão podem ser obtidas no Relatório de Monitoramento dos Empreendimentos de Transmissão. Essas datas são informadas mensalmente pelas concessionárias de transmissão por meio do SIGET.

Para os empreendimentos de maior relevância sistêmica, a SFE utilizada previsores estatísticos e informações coletadas no acompanhamento diferenciados dos empreendimentos para calcular uma previsão adicional à informada pela transmissora. Essas previsões constam no Relatório Trimestral de Acompanhamento Diferenciado de Empreendimentos de Transmissão.

As informações dos cronogramas de obras de empreendimentos de transmissão em andamento devem ser atualizadas pelas concessionárias de transmissão até o dia 10 de cada mês.

A atualização é feita por meio do envio de arquivo XML pelo sistema DUTO. A estrutura do arquivo XML deve seguir as instruções do Guia de Elaboração de Arquivo XML - Acompanhamento de Progresso de Empreendimento.

Outras informações podem ser obtidas pelo e-mail siget@aneel.gov.br. 

Os gráficos da expansão da transmissão apresentados no Portal são gerados dinamicamente a partir dos dados atualizados do SIGET.

• O gráfico em formato de pizza apresenta a situação dos empreendimentos de transmissão em andamento. Esse gráfico pode ser filtrado por uma ou mais transmissoras.
• O gráfico de prazo legal médio dos empreendimentos licitados mostra a evolução dos prazos médios de implantação dos empreendimentos de transmissão estabelecidos nos contratos de concessão assinados a cada ano, nos últimos 5 anos. 
• O gráfico de tempo médio de execução das obras apresenta o prazo legal médio, o atraso médio e o tempo médio de execução das obras concluídas a cada ano, nos últimos 5 anos. O tempo médio de execução é a soma do prazo legal médio (barras azuis) com o atraso médio (barras vermelhas).
• O gráfico de tempo médio de licenciamento ambiental mostra a evolução dos tempos médios de licenciamento ambiental dos empreendimentos de transmissão a cada ano.

Nos gráficos de linha e de barra, para ver o detalhamento das informações apresentadas basta clicar e segurar no botão  esquerdo do mouse sobre o ponto desejado.

É o sistema que sinaliza aos consumidores os custos reais da geração de energia elétrica. O funcionamento é simples: as cores das bandeiras (verde, amarela ou vermelha) indicam se a energia custará mais ou menos em função das condições de geração de eletricidade. Com as bandeiras, a conta de luz fica mais transparente e o consumidor tem a melhor informação para usar a energia elétrica de forma mais consciente. 

É importante entender as diferenças entre as bandeiras tarifárias e as tarifas propriamente ditas. As tarifas representam a maior parte da conta de energia dos consumidores e dão cobertura para os custos envolvidos na geração, transmissão e distribuição da energia elétrica, além dos encargos setoriais. As bandeiras tarifárias, por sua vez, refletem os custos variáveis da geração de energia elétrica. Dependendo das usinas utilizadas para gerar a energia, esses custos podem ser maiores ou menores. Antes das bandeiras, essas variações de custos só eram repassadas no reajuste seguinte, um ano depois. Com as bandeiras, a conta de energia passa a ser mais transparente e o consumidor tem a informação no momento em que esses custos acontecem. Em resumo: as bandeiras refletem a variação do custo da geração de energia, quando ele acontece. Quando a bandeira está verde, as condições hidrológicas para geração de energia são favoráveis e não há qualquer acréscimo nas contas. Se as condições são um pouco menos favoráveis, a bandeira passa a ser amarela e há uma cobrança adicional, proporcional ao consumo, na razão de R$ 2,50 por 100 kWh (ou suas frações). Já em condições ainda mais desfavoráveis, a bandeira fica vermelha e o adicional cobrado passa a ser proporcional ao consumo na razão de R$ 4,50 por 100 kWh (ou suas frações). A esses valores são acrescentados os impostos vigentes.

Não. As bandeiras são uma forma diferente de apresentar um custo que hoje já está na conta de energia, mas que geralmente passa despercebido. As bandeiras tarifárias não interferem nos itens passíveis de repasse tarifário. Antes das bandeiras, as variações que ocorriam nos custos de geração de energia, para mais ou para menos, eram repassados até um ano depois, no reajuste tarifário seguinte. A ANEEL entendeu que o consumidor deve ter a informação mais precisa e transparente sobre o custo real da energia elétrica. Por isso, as bandeiras sinalizam, mês a mês, o custo de geração da energia elétrica que será cobrada dos consumidores. Não existe, portanto, um novo custo, mas um sinal de preço que sinaliza para o consumidor o custo real da geração no momento em que ele está consumindo a energia, dando a oportunidade de adaptar seu consumo, se assim desejar. 
 

Não. Quando o reajuste é feito, os custos da distribuidora são estimados considerando um cenário favorável de geração, ou seja, um cenário em que a bandeira é verde. Aí, se o cenário for realmente favorável, a bandeira será verde e o consumidor não precisa pagar nada a mais pela energia. Se os custos de geração forem maiores e for necessário acionar as bandeiras amarela ou vermelha, o consumidor paga as variações do custo de geração por meio das bandeiras aplicadas. 

Com as bandeiras tarifárias, o consumidor ganha um papel mais ativo na definição de sua conta de energia. Ao saber, por exemplo, que a bandeira está vermelha, o consumidor pode adaptar seu consumo e diminuir o valor da conta (ou, pelo menos, impedir que ele aumente). Pela regra anterior, que previa o repasse somente nos reajustes tarifários anuais, o consumidor não tinha a informação de que a energia estava cara e, portanto, não tinha um sinal para reagir a um preço mais alto.

Não de forma direta. A cor da bandeira é definida mensalmente e aplicada a todos os consumidores, ainda que eles tenham reduzido seu consumo. Mas a redução do consumo pode diminuir o valor da conta ou, pelo menos, impedir que ela aumente. Além disso, quando os consumidores adaptam seu consumo ao sinal de preço eles estão contribuindo para reduzir os custos de geração de energia do sistema. O comportamento consciente do consumidor contribui para o melhor uso dos recursos energéticos.

A cada mês, as condições de operação do sistema são reavaliadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ? ONS, que define a melhor estratégia de geração de energia para atendimento da demanda. A partir dessa avaliação, define-se as térmicas que deverão ser acionadas. Se o custo variável da térmica mais cara for menor que R$ 200/MWh, então a Bandeira é verde. Se estiver entre R$ 200/MWh e R$ 388,48/MWh, a bandeira é amarela. E se for maior que R$ 388,48/MWh, a bandeira será vermelha.

As Bandeiras Tarifárias são faturadas por meio das contas de energia e, portanto, todos os consumidores cativos das distribuidoras pagam o mesmo valor, proporcional ao seu consumo, independente de sua classe de consumo. As únicas exceções são os consumidores dos estados do Amazonas, Amapá e Roraima e das permissionárias de distribuição de energia elétrica, que passarão a pagar depois da interligação e das permissionárias de distribuição, que passarão a pagar a partir de mês de julho de 2015. Cabe ressaltar, as bandeiras tarifárias têm descontos para os consumidores residenciais baixa-renda beneficiários da Tarifa Social.

O Município é o responsável pela instituição da contribuição de iluminação pública, tanto em relação os valores cobrados como a sua inclusão nas contas de energia elétrica. Assim, os critérios definidos para a sua cobrança devem ser consultados na Lei de cada Município. 

O Município é o responsável pela instituição da contribuição de iluminação pública, tanto em relação os valores cobrados como a sua inclusão nas contas de energia elétrica. Assim, os critérios definidos para a sua cobrança devem ser consultados na Lei de cada Município.

Sim. A bandeira é aplicada a todos os consumidores, multiplicando-se o consumo (em quilowatts) pelo valor (em Reais) da bandeira, se ela for amarela ou vermelha. Se, por exemplo, a bandeira está vermelha, o adicional é de R$4,50 por 100 kWh. Se o consumo mensal foi de 60 kWh, por exemplo, então o adicional seria de 0,6*4,50=R$2,70. A esses valores são acrescentados os impostos vigentes.

Não. As concessionárias não interligadas ao Sistema Interligado Nacional - SIN não participam do sistema de bandeiras tarifárias, atualmente a Boa Vista Energia e a CERR, localizadas no Estado de Roraima. No entanto, é importante que os consumidores dessas concessionárias também utilizem a energia de forma consciente e assim contribuam para reduzir os custos de geração de energia do sistema. Em relação à Amazonas Energia, esta foi interligada ao SIN em 1º de maio de 2015, conforme atesta ao Despacho 1.365/2015, de forma que o sistema de bandeiras passa a vigorar a partir desta data para todos os consumidores atendidos por esta distribuidora.

Sim. A partir de março de 2015, haverá uma única cor de bandeira - exceto nos estados do Amazonas, Amapá e Roraima, que não estão totalmente incluídos no Sistema Interligado Nacional e, por enquanto, não participam do sistema de bandeiras.

Até fevereiro de 2015, as bandeiras tarifárias consideravam somente os custos variáveis das usinas térmicas que eram utilizadas na geração de energia. A partir de março de 2015, com o aprimoramento do sistema, todos os custos de geração que variam conforme o cenário hidrológico passam a compor o cálculo das bandeiras. Até fevereiro de 2015, para cada 100 kWh consumidos (ou suas frações), a bandeira vermelha era de R$ 3,00 e a amarela de R$ 1,50. A partir de março de 2015, para cada 100 kWh consumidos (e suas frações), a bandeira vermelha passou a ser de R$ 5,50 e a amarela de R$ 2,50. A partir de setembro de 2015, a bandeira tarifária vermelha foi reduzida de R$5,50 para R$4,50 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos (ou suas frações). Vale reforçar que não se trata de um custo novo, mas de uma forma mais transparente de apresentar o custo com compra de energia.

Sim. As tarifas definidas pela ANEEL valem para toda a área de concessão da distribuidora, não fazendo diferença se o consumidor está localizado na parte interligada ao sistema nacional ou na isolada. Isso porque as tarifas são calculadas considerando todos os custos de geração, transmissão e distribuição para atender a todos os consumidores da área de concessão. Por exemplo, os custos de geração de energia nas áreas isoladas, via de regra, são superiores aos custos com compra de energia no SIN, uma vez que tais áreas são atendidas por fontes termelétricas ou fotovoltaicas. O custo do serviço de distribuição em áreas isoladas também é maior que nas áreas interligadas. A despeito disso, as tarifas aplicadas aos consumidores são as mesmas, porque todos são solidários em relação aos ônus e bônus da área de concessão. Essa mesma regra vale para as bandeiras tarifárias.

No final de cada ano a ANEEL irá definir o valor das Bandeiras Tarifárias para o ano seguinte, considerando a previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional - SIN.

Sim. A partir de julho de 2015.

Sim. Aplicam-se às bandeiras os mesmos descontos da tarifa social.

Sim. Aplicam-se às bandeiras os mesmos tributos incidentes sobre as tarifas.

A Resolução Normativa nº 547, de 16 de abril de 2013, estabelece os procedimentos comerciais para aplicação do sistema de bandeiras tarifárias. Além disso, ressaltamos que as os valores das bandeiras tarifárias serão publicadas pela ANEEL, a cada ano civil, em ato específico.

É a sessão solene do processo decisório da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, na qual são deliberados os processos que envolvam interesses dos agentes do setor elétrico, dos consumidores e assuntos relativos à gestão administrativa da Agência.

A reunião ocorre com a presença de, pelo menos, três Diretores, dentre eles o Diretor-Geral ou seu substituto legal, que a preside. As matérias de competência da Diretoria serão deliberadas com, no mínimo, três votos convergentes.

A Diretoria se reúne, ordinariamente, conforme calendário anual por ela estabelecido, ou extraordinariamente, quando houver matéria urgente, mediante convocação do Diretor-Geral ou de três dos Diretores.

Preferencialmente, realizam-se às terças-feiras com início às 10 horas, podendo o horário ser alterado sempre que o serviço exigir e a critério da Diretoria.

As sessões deliberativas são organizadas com base no Manual de Procedimentos das Reuniões da Diretoria da ANEEL

As partes dos processos interessadas em inscreverem-se para sustentação oral, solicitarem pedido de destaque ou preferência na ordem de julgamento dos assuntos da pauta das Reuniões Públicas da Diretoria devem preencher o formulário abaixo.

Os pedidos de preferência e/ou sustentação oral serão objeto de análise e deliberação por parte do Presidente da Reunião Pública e devem ser encaminhados até 30 minutos antes do início da Reunião.

Ao solicitar o destaque, o assunto será retirado do bloco da pauta e o rito tradicional de deliberação será seguido (leitura do relatório, manifestação da PGE, leitura da fundamentação, debate, votação).

Os agentes de geração foram os pioneiros no envio das informações societárias, por meio do sistema PARACEMP, disponível no site da ANEEL.
Para esse agente nada mudará, ele continuará a enviar suas informações pelo PARACEMP. Fazendo isso, o agente de geração estará em dia com as obrigações impostas pela REN 378/2009.

Os agentes de transmissão, distribuição e comercialização devem enviar suas informações por meio do sistema DUTONET, disponível no site da ANEEL.

O DUTONET é um canal de dados, ou seja, é um sistema desenvolvido pela ANEEL para receber, de forma segura, informações dos agentes.
No caso das informações de composição societária, o DUTONET funciona como canal de envio, porém os dados recebidos são alocados em outro aplicativo, o Sistema de Composição Societária (CAC).

Para acessar o DUTONET, os agentes de transmissão, distribuição e comercialização devem cadastrar, previamente, dois responsáveis pelo envio das informações de composição societária.
Uma vez cadastrados os responsáveis, você pode acessar o sistema DUTONET clicando aqui.

O cadastramento dos dois ou mais responsáveis pelo envio de informações via DUTONET deve ser requerido por meio de correspondência dirigida à Superintendência de Gestão Técnica da Informação – SGI.
Saiba mais detalhes, inclusive as informações que devem constar da sua correspondência, clicando aqui.

Para que os arquivos de dados possam percorrer o DUTONET é necessário que estejam no formato XML.
Para facilitar sua tarefa de produzir o arquivo XML, a ANEEL disponibiliza o Manual Instrucional de Composição Societária, que já está na sua versão nº 2.
Atenção: observe que, na última página do Manual, você encontrará um código exemplo que poderá ser copiado e utilizado como base para criação do seu arquivo.

O Sistema de Composição Societária (CAC) é um aplicativo desenvolvido para receber e organizar as informações de composição societária dos agentes do setor.
É o CAC que gerará os relatórios que permitirão a efetiva análise da composição societária e o acompanhamento dos atos de concentração no Setor Elétrico Brasileiro (SEB).
Importante: caso ainda persistam dúvidas ou ocorram problemas no envio dos arquivos para o sistema CAC, solicite apoio pelo e-mail cac@aneel.gov.br.

Sim. A data estipulada no cronograma vinculado ao edital é o dia limite para a entrega dos documentos de habilitação, podendo o participante entregar os documentos em data anterior, ressalvando-se à CEL/CCEE o direito de analisar os documentos somente após a data limite, a fim de conceder regras uniformes a todos os participantes. Não serão aceitos documentos apresentados fora do prazo previsto em edital, salvo com autorização expressa da Aneel.

A folha de abertura não possui forma definida, mas, normalmente, exige-se nos editais que contenha as seguintes informações: relação dos documentos apresentados; contato (nome, telefone e e-mail) do responsável por eventuais esclarecimentos relacionados aos documentos; e data e assinatura do representante legal da companhia, com firma reconhecida e indicação de seu cargo.

 

A folha de encerramento deverá indicar o rol de documentos ao final, devendo, ainda, constar a data e a assinatura do representante legal, com devido reconhecimento de firma.

 

Sempre que vias físicas forem apresentadas, as folhas de abertura e encerramento deverão estar presentes (preferencialmente em duas vias, uma física e uma digital). É importante esclarecer que a formalidade da folha de abertura e encerramento é exigida para a própria segurança dos participantes, pois, dessa forma, fica claro para a CEL/CCEE, exatamente, quais documentos estão sendo apresentados. A assinatura garante que o dado não poderá ser adulterado, além de facilitar a análise das informações, pela CEL/CCEE, a qual tomará ciência de quem são os contatos e o representante legal da empresa participante e quais são os documentos apresentados

Devem ser apresentadas em um único arquivo, gravado em mídia digital (CD/DVD), fidedigna à via física, inclusive no que tange à ordem dos documentos apresentados na via física e à indicação de numeração das folhas e rubrica.

A via física dos documentos deve ser apresentada na CCEE para protocolo, na data designada no cronograma vinculado ao edital do leilão, em horário comercial (das 9h às 18h), sendo entregues no seguinte endereço:

 

CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – CCEE

Avenida Paulista, nº. 2064, 13º andar

Bairro Cerqueira César – CEP 01310-200 - São Paulo/SP

 

Caso a diligência seja feita pela CEL, os documentos deverão ser apresentados diretamente na ANEEL

 

Comissão Especial de Licitação – CEL

SGAN Quadra 603, Módulo I, Térreo, Protocolo-Geral

Brasília/DF

Sim, quando o edital assim autorizar. Vendedores, reunidos ou não em consórcio, que tenham mais de um empreendimento vitorioso, poderão entregar apenas 1 (um) conjunto de documentos, à exceção dos documentos técnicos específicos de cada empreendimento, devendo  ser elencados, na folha de abertura, TODOS os empreendimentos nos quais o(s) vendedor(es) participa(m). Ressalte-se que quando o Vendedor houver negociado no leilão mais de um empreendimento, deverá ser apresentado um cronograma de implantação para cada empreendimento.

Não. Os documentos extraídos da internet serão aceitos desde que sua autenticidade possa ser conferida por via eletrônica, estejam em perfeitas condições de apresentação e cuja exatidão não seja objeto de impugnação, nos termos do Código Civil (artigo 225).

A partir da inscrição da vendedora no leilão, não serão admitidas mudanças na composição do consórcio até a emissão da outorga de autorização/concessão. Após a emissão da outorga de autorização/concessão, qualquer mudança deve ter anuência prévia da Aneel, conforme artigo 3º, inciso VIII, da Lei nº. 9.427/1996, artigo 4º, inciso XII, do Decreto nº. 2.335/1997 e Resolução Normativa Aneel nº. 484/2012.

Deve ser apresentado o Contrato de Constituição de consórcio, com as firmas devidamente identificadas e reconhecidas em cartório, dispensando-se o registro na Junta Comercial. 

A partir da inscrição no leilão e até a outorga da autorização/concessão, não poderá haver movimentação no controle societário direto e/ou indireto dos vendedores, exceto se, expressamente, anuído pela Aneel. As alterações que não resultem mudança de controle deverão observar as regulamentações específicas da Aneel, conforme artigo 3º, inciso VIII, da Lei nº. 9.427/1996, artigo 4º, inciso XII do Decreto nº. 2.335/1997 e Resolução Normativa Aneel nº. 484/2012.

Sim, conforme divulgado nos editais publicados pela Aneel, a CEL e/ou a CCEE, na avaliação dos documentos, poderão abrir diligências para o saneamento de falhas, complementação de insuficiências ou ainda para correções de caráter formal relacionadas às informações de habilitação. Nesse caso, as exigências formuladas pela CEL ou CCEE deverão ser atendidas em prazo previamente estipulado.

Manter as condições de habilitação significa que qualquer modificação nos documentos previamente apresentados devem ser comunicada à CEL. Exemplos: a) documentos com prazo de validade, como as certidões, devem ser renovados e encaminhados à Aneel até que a autorização do empreendimento seja outorgada de forma a que seja verificada a manutenção da condição de regularidade fiscal da VENDEDORA; b) qualquer alteração de diretoria deve ser comunicada à Aneel, encaminhando-se a ata ou a consolidação do Estatuto/Contrato Social. Além disso, os documentos de habilitação, conforme previsto em edital e cronograma, devem ser encaminhados à CCEE, bem como aqueles documentos que forem exigidos pela própria CCEE, em fase de saneamento. Contudo, os arquivos de mera manutenção da habilitação devem ser enviados diretamente à CEL. 

O Painel de Desempenho não mostra os valores dos indicadores em um mês específico.

Por ter o objetivo de mostrar a evolução do desempenho das Distribuidoras, o Painel apresenta os valores dos indicadores para janelas móveis de 12 meses. Isso permite que se "filtre" situações pontuais que tenham afetado o desempenho da Distribuidora em um determinado mês, ou mesmo o comportamento sazonal de algum indicador.

Por exemplo: um indicador que esteja sendo mostrado para o mês de abril de 2016, foi calculado com dados de maio de 2015 a abril de 2016. Um indicador que esteja sendo mostrado para o mês de fevereiro de 2016 terá sido calculado com dados de março de 2015 a abril de 2016. E assim por diante.

Para detalhes específicos do Painel, pode-se clicar no sinal +, ao lado do título de cada seção.

O Painel de Desempenho não mostra os valores dos indicadores em um mês específico.

Por ter o objetivo de mostrar a evolução do desempenho das Distribuidoras, o Painel apresenta os valores dos indicadores para janelas móveis de 12 meses. Isso permite que se "filtre" situações pontuais que tenham afetado o desempenho da Distribuidora em um determinado mês, ou mesmo o comportamento sazonal de algum indicador.

Por exemplo: um indicador que esteja sendo mostrado para o mês de abril de 2016, foi calculado com dados de maio de 2015 a abril de 2016. Um indicador que esteja sendo mostrado para o mês de fevereiro de 2016 terá sido calculado com dados de março de 2015 a abril de 2016. E assim por diante.

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Os gráficos dessa seção consideram dados de reclamação de um período de 12 meses (independentemente do parâmetro “Período de análise” escolhido pelo usuário).

São considerados o último mês para os quais existem dados disponíveis na ANEEL e os 11 meses imediatamente anteriores.

O Painel mostra dois gráficos nessa seção:

- O primeiro, à esquerda da seção, mostra o total de reclamações do período divididas em "Reclamações de Fornecimento" e "Outras Reclamações".

- O segundo, à direita da seção, da direita, considera todas as reclamações do período que não foram relativas a "Interrupção no Fornecimento", ou seja, somente aquelas classificadas como Outras Reclamações" no gráfico da esquerda.

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Sim, basta parar o mouse sobre os gráficos.

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Para a construção dos gráficos dessa seção são consideradas janelas móveis de 12 meses.

O gráfico irá apresentar em seu eixo horizontal, a quantidade de meses escolhida pelo usuário por meio do parâmetro "Período de Análise", definido pelo usuário.

Contudo, cada mês mostrado corresponde a uma janela de 12 meses. Vejamos um exemplo:

O usuário, no mês de maio de 2016, acessa o Painel de Desempenho, escolhe a Distribuidora AES-SUL e seleciona um "Período de Análise" de 6 meses.

Os três gráficos dessa seção irão mostrar os meses de outubro de 2015 a março de 2016, ou seja, 6 meses. Será mostrado de março de 2016 para trás, pois esse é o mês mais recente para o qual a ANEEL dispõe de dados do serviço de teleatendimento.

O valor do indicador mostrado para o mês de março de 2016 terá sido calculado com dados de abril de 2015 a março de 2016 (janela de 12 meses).

O valor do indicador para o mês de fevereiro de 2016 terá sido calculado com dados de março de 2015 a abril de 2016 (janela de 12 meses). E assim por diante.

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A ANEEL estabelece às Distribuidoras, limites de quantidade e duração de interrupções. As extrapolações desses limites implicam em uma série de obrigações às Distribuidoras.

Contudo, há situações previstas em norma, que permitem às Distribuidoras expurgar (deixar de considerar) determinadas interrupções.

A curva em laranja apresenta as quantidades e durações das interrupções sem considerar esses expurgos.

A curva azul apresenta  as quantidades e durações das interrupções já considerando os expurgos.

A linha vermelha, estabelece o limite determinado pela ANEEL. Esse limite é variável ao longo do tempo e não é o mesmo para todas as Distribuidoras.

Assim, para verificar se a Distribuidora está atendendo aos limites vigentes, deve-se comparar a curva azul com a linha vermelha.

Vale lembrar que os valores apresentados nos gráficos são valores calculados para uma janela móvel de 12 meses.

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Conformidade de Nível de Tensão representa o quão próxima estão as tensões efetivamente providas pelas Distribuidoras aos consumidores e as tensões contratadas.

Exemplo: no caso de consumidores atendidos em 220V, consideram-se adequados níveis de tensão entre 202V e 231V. Para consumidores atendidos em 110V, consideram-se adequados níveis de tensão entre 101V e 116V. Maiores detalhes podem ser obtidos em http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/M%C3%B3dulo8_Revis%C3%A3o_7.pdf - pág. 33.

Porque os indicadores usados nessa seção são calculados pelas Distribuidoras a cada trimestre.

Da mesma maneira em que é feito para os gráficos mensais.

Como 1 trimestre corresponde a 3 meses, o valor do gráfico apresentado para um determinado trimestre corresponde aos dados de 4 trimestres.

Por exemplo: se o gráfico apresentar valor 94,3% para o 1º trimestre de 2016, isso significa que esse valor foi obtido por meio de dados do 2º, 3º e 4º trimestre de 2015 e do 1º trimestre de 2016.

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Os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, no item 2 da seção 8.1, discorre acerca dos indicadores de Conformidade de Nível de Tensão em Regime Permanente:

- Duração relativa da transgressão de tensão precária equivalente (DRPe): Indicador coletivo referente ao percentual de leitura nas faixas de tensão precária para as unidades consumidoras da amostra.

- Duração relativa da transgressão de tensão crítica (DRCe): Indicador coletivo referente ao percentual de leitura nas faixas de tensão crítica para as unidades consumidoras da amostra.

Em resumo, o que cada um desses indicadores representa é o percentual de tempo médio em que os níveis de tensão da energia fornecida pela distribuidora estiveram em níveis precário ou crítico, ou seja, inadequados.

O que o gráfico apresenta é justamente o percentual de tempo em que os níveis de tensão da energia fornecida pela distribuidora estiveram em níveis adequados, ou seja:

100% - [percentual de tempo em que os níveis de tensão foram precários] - [percentual de tempo em que os níveis de tensão foram críticos]

Exemplo: no caso de consumidores atendidos em 220V, consideram-se adequados níveis de tensão entre 202V e 231V. Para consumidores atendidos em 110V, consideram-se adequados níveis de tensão entre 101V e 116V. Maiores detalhes podem ser obtidos em http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/M%C3%B3dulo8_Revis%C3%A3o_7.pdf - pág. 33.

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A Resolução Normativa nº 414/2010 determina prazos às Distribuidoras para a execução de serviços comerciais.

No Painel de Desempenho, esses serviços estão agrupados em 6 grupos:

- Pedidos de ligação nova sem obra:

• Vistoria,  área urbana (art. 30)
• Ligação, grupo B, área urbana (art. 31)
• Vistoria,  área rural (art. 30)
• Ligação, grupo A (art. 31)
• Ligação, grupo B, área rural (art. 31)

- Pedidos de ligação nova com obra:

• Informar o resultado do Comissionamento das Obras (art.37)
• Conclusão das Obras de até 1 km na rede aérea primária (art.34)
• Conclusão das Obras na rede aérea secundária (art.34)
• Estudo, Projeto, Orçamento e informação ao interessado (art.32)
• Conclusão das Obras não abrang. nos inc. I e II do art. 34 (art.34)
• Novo Comissionamento das Obras quando da reprovação (art.37)
• Reanálise de Projeto Particular (art.27B)
• Início de Obras (art.34)
• Análise Projeto Particular (art.27B)

- Pedidos de religação:

• Religação, normal, área rural (art.176)
• Religação, normal, área urbana (art.176)
• Religação, suspensão indevida (art.176)
• Religação, urgência, área rural (art.176)
• Religação, urgência, área urbana (art.176)

- Solução de reclamações:

• Informação dos atendimentos comerciais realizados (art.199)
• Solução de Reclamação com visita técnica (art.197)
• Solução de Reclamação (art.197)

- Pedidos de aferição de medidores:

• Aferição de Medidores (art.137)
• Reclamação de cobrança ou devolução de diferenças (art.133)
• Substituição de Medidor por deficiência  (art.115)

- Ressarcimento de danos em equipamentos elétricos

• Pagamento, ressarcimento de danos elétricos (art.208)
• Análise Final,  ressarcimento de danos elétricos (art.207)
• Verificação, "geladeira", ressarcimento de danos elétricos (art.206)
• Verificação, equipamento, ressarcimento de danos elétricos (art.206)

Para detalhes específicos do Painel, pode-se clicar no sinal +, ao lado do título de cada seção. 

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A conta de luz é composta pelos custos de fornecimento da energia, pelos encargos e pelos tributos. Os encargos setoriais e os tributos são instituídos por leis. 
A tarifa de energia, calculada pela ANEEL, deve garantir o fornecimento de energia com qualidade e assegurar aos prestadores dos serviços ganhos suficientes para cobrir custos operacionais eficientes e remunerar investimentos necessários para expandir a capacidade e garantir o atendimento. 
Três custos são somados pela ANEEL para a definição da tarifa de cada distribuidora: os de geração da energia, os de transporte da energia até o consumidor (transmissão e distribuição) e os encargos setoriais. Além da tarifa, os Governos Federal, Estadual e Municipal cobram na conta de energia elétrica o PIS/COFINS, o ICMS e a Contribuição para Iluminação Pública, respectivamente.

Até 24 de janeiro de 2013, numa conta de R$ 100,00, a compra de energia correspondia a R$ 35,80, em média, enquanto a transmissão custava R$ 6,70 e a distribuição, R$ 23,60. Os encargos respondiam a R$ 9,50 e os impostos e tributos (ICMS, PIS e Cofins) respondiam a R$ 24,50. 
Com a Lei nº 12.783/2013, a ANEEL publicou as novas tarifas que reduziram a conta de energia elétrica, com efeito médio de redução de 20,2%. As principais alterações que permitiram a redução da conta foram:

• a alocação de cotas de energia, resultantes das geradoras com concessão renovadas, a um preço médio de R$ 32,81 por megawatt-hora (MWh), inferiores aos custos médios praticados;
• a redução receita das transmissoras com concessões renovadas;
• a redução dos encargos setoriais, com a extinção da Reserva Global de Reversão (RGR) e o aporte direto do Tesouro Nacional;
• a retirada de subsídios da estrutura da tarifa.

Aplicadas as disposições da Lei nº 12.783/2013, um consumo idêntico ao da fatura anterior resulta numa conta de R$ 79,80, composta por custo de energia de R$ 30,20, custo de transmissão de R$ 2,60 e de distribuição de R$ 23,60. Os encargos respondem por R$ 3,90 e os impostos e tributos (ICMS, PIS e Cofins) respondem por R$ 19,50. A redução da base de cálculo resultou em uma diminuição dos tributos, mas não houve redução das alíquotas aplicadas, porque isso depende de alteração da política tributária.

O valor da tarifa inicial e os mecanismos para sua atualização estão definidos nos contratos de concessão assinados entre as distribuidoras e a União (poder concedente). Os documentos são públicos e estão disponíveis no portal da ANEEL (www.aneel.gov.br). Os contratos preveem três mecanismos para atualização tarifária, que são o reajuste anual (na data de aniversário do contrato de cada distribuidora), a revisão tarifária periódica (ocorre em média a cada quatro anos) e a revisão tarifária extraordinária (se necessária). A correção das tarifas é essencial para manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, a fim de assegurar a qualidade do fornecimento de energia elétrica à sociedade.

Antigamente, a tarifa de energia era única em todo o Brasil. As concessionárias tinham direito a uma remuneração garantida porque vigia o regime de regulação pelo custo do serviço. Áreas de concessão que obtivessem remuneração superior à garantida recolhiam o excedente a um fundo do qual as distribuidoras com rentabilidade inferior à garantida retiravam a diferença. 
A partir de 1995, a tarifa de energia elétrica passou a ser fixada por concessionária (tarifa pelo preço e não mais pelo custo do serviço), dando início à regulação por incentivos, onde as distribuidoras são incentivadas a se tornarem de forma contínua eficientes. As revisões tarifárias e reajustes tarifários passaram, então, a considerar as características de cada área de concessão, tais como o número de consumidores, a densidade do mercado (quantidade de energia distribuída a partir de uma determinada infraestrutura), os quilômetros da rede de distribuição de cada empresa, o custo da energia comprada pelas distribuidoras. A área de concessão é o território de atuação de cada distribuidora, que pode ser igual, maior ou menor que um estado.

Os encargos setoriais são criados por leis aprovadas pelo Congresso Nacional para tornar viável a implantação das políticas de Governo para o setor elétrico. Seus valores constam de resoluções ou despachos da ANEEL e são recolhidos pelas distribuidoras por meio da conta de energia. Cada um dos encargos é justificável, mas, considerados em conjunto, impactam a tarifa e a capacidade de pagamento do consumidor.
A Lei nº 12.783/2013, entre outras disposições, extinguiu o encargo Reserva Global de Reversão (RGR) e minorou a Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE), medidas que contribuíram significativamente para a redução das tarifas de energia elétrica. 

São pagamentos compulsórios devidos ao poder público, a partir de determinação legal, e que asseguram recursos para que o Governo desenvolva suas atividades. No Brasil, os tributos estão embutidos nos preços dos bens e serviços, por isso estão presentes nas contas de água, energia e telefone, na compra de bens e na contratação de serviços diversos. Nas contas de energia estão incluídos tributos federais, estaduais e municipais. As distribuidoras de energia recolhem e repassam esses tributos às autoridades competentes pela sua cobrança. 
A redução dos valores dos tributos a ser observada após a Lei nº 12.783/2013 decorre da redução da base de cálculo e não da alteração da política tributária. 

Os contratos de concessão precisam ser cumpridos. O reajuste e a revisão são aplicados para permitir que a tarifa seja suficiente para cobrir custos necessários para o serviço adequado, isto é, contínuo, geral e eficiente. Para prestá-lo, é preciso remunerar os investimentos das empresas reconhecidos como prudentes, estimular o aumento da eficiência e da qualidade dos serviços prestados pela concessionária e garantir atendimento abrangente ao mercado, sem distinção geográfica ou de renda. Todos esses objetivos são cumpridos sem perder de vista que a tarifa deve ser justa para os consumidores.

O reajuste, aplicado anualmente, é um dos mecanismos de atualização do valor da energia paga pelo consumidor. O cálculo se dá de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão assinado entre as empresas e o Governo brasileiro. Seu objetivo é manter o equilíbrio financeiro da concessionária, de modo que ela possa arcar com suas responsabilidades perante os consumidores. Para aplicação da fórmula de reajuste, são repassadas as variações dos custos de Parcela A, que são aqueles relacionados à compra de energia elétrica para atendimento de seu mercado, ao valor da transmissão dessa energia e aos encargos setoriais. Os custos com a atividade de distribuição, definidos como Parcela B, são corrigidos pelo Índice Geral de Preços ao Mercado (IGP-M), da Fundação Getúlio Vargas, reduzido do Fator X. Os itens de Parcela B são, basicamente, os custos operacionais das distribuidoras e os relacionados aos investimentos por esta realizados, como a quota de depreciação de seus ativos e a remuneração regulatória, valores que são fixados pela ANEEL na época da revisão tarifária. O objetivo do Fator X é estimar ganhos potenciais de produtividade da atividade de distribuição e retirá-los da tarifa, em cada reajuste.

A revisão tarifária periódica também é um dos mecanismos de definição do valor da energia paga pelo consumidor, que é aplicado a cada quatro anos, em média, de acordo com o contrato de concessão assinado entre as empresas e o poder concedente. Na revisão periódica, é redefinido o nível eficiente dos custos operacionais e da remuneração dos investimentos, a chamada Parcela B. 
Uma vez definido o valor eficiente dos custos relacionados à atividade de distribuição, os mesmos serão apenas reajustados (IGP-M menos Fator X) até a revisão tarifária seguinte, não sendo reavaliados a cada ano. Todas as concessionárias são incentivadas a reduzirem seus custos e se tornarem mais eficientes. Na revisão tarifária seguinte, os ganhos de eficiência obtidos pelas concessionárias são revertidos em prol da modicidade tarifária. O primeiro ciclo de revisões tarifárias periódicas aconteceu entre 2003 e 2006, o segundo, entre 2007 e 2010. O terceiro foi iniciado em 2011, com previsão de conclusão em 2014.

Não, pois esses mecanismos estão previstos nos contratos de concessão assinados. Em alguns casos, quando a distribuidora está inadimplente com o recolhimento de algum encargo, a ANEEL homologa o reajuste ou a revisão, mas a empresa fica impedida de praticá-lo até que as pendências sejam solucionadas.

O consumidor deve ficar atento ao desperdício de energia a fim de reduzir seu consumo, além de participar da definição das regras de revisão tarifária e de cobrar providências de seus representantes nas esferas Federal, Estadual e Municipal. Várias dicas de economia de energia podem ser obtidas no portal da ANEEL, especialmente nas cartilhas Use a energia com inteligência e Dicas de economia e segurança. Vale a pena também visitar o portal do Programa de Conservação de Energia (Procel) (www.procel.gov.br).

Sim. Na definição das tarifas, a ANEEL dispõe de modalidades tarifárias para a escolha da que melhor atenda as características de consumo. Além da modalidade tarifária convencional, os consumidores de baixa tensão, sejam os residenciais, comerciais, industriais e de áreas rurais, poderão em breve aderir à modalidade tarifária branca, que considera o perfil de consumo de acordo com os horários de uso da energia. De segunda a sexta-feira, uma tarifa mais barata será empregada na maioria das horas do dia; outra mais cara, no horário em que o consumo de energia atinge o pico máximo, no início da noite; e a terceira, intermediária, será entre esses dois horários. Nos finais de semana e feriados, a tarifa mais barata será empregada para todas as horas do dia. A tarifa branca será opcional e não valerá para a iluminação pública e os consumidores de baixa renda. Para a aplicação da tarifa branca, é necessária a instalação de medidores com capacidade de medir e registrar o consumo de energia ao longo do tempo. Tal instalação dependerá do plano de substituição dos medidores de energia na área de concessão de cada distribuidora. A modalidade também aguarda que a ANEEL defina as regras comerciais a serem seguidas pelas distribuidoras.
Para consumidores atendidos em alta tensão, consumidores industriais e grandes consumidores comerciais na maioria das vezes, estão disponíveis as modalidades tarifárias azul, verde e convencional. A modalidade tarifária deve ser escolhida segundo o perfil de consumo, ou seja, segundo a forma e os períodos de utilização escolhidos.