O Diretor-Geral da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no art. 2º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com base no art. 4º, incisos III e IV, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, o que consta do Processo nº 48500.002137/2009-31, e considerando que:

em função da Audiência Pública nº 33/2009, realizada no período de 10 de setembro a 09 de outubro de 2009, foram recebidas sugestões de concessionárias e de agentes do setor, assim como da sociedade em geral, as quais contribuíram para o aperfeiçoamento deste ato regulamentar,

Resolve:

Art. 1º Aprovar revisão dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST, versão Revisão 1 (Anexo), composto pelos seguintes itens:

I - Módulo 1 - Introdução;

II - Módulo 2 - Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição;

III - Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição;

IV - Módulo 4 - Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição;

V - Módulo 5 - Sistemas de Medição;

VI - Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações;

VII - Módulo 7 - Cálculo de Perdas na Distribuição;

VIII - Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica; e

IX - Cartilha de Acesso ao Sistema de Distribuição.

DO MÓDULO DE INTRODUÇÃO

Art. 2º Para os efeitos desta Resolução e do PRODIST, são adotadas as terminologias e os conceitos definidos no Módulo 1 - Introdução.

DO MÓDULO DE PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

Art. 3º A distribuidora deve manter, em Sistema de Informações Geográficas - SIG, as informações de parâmetros elétricos, estruturais e de topologia dos sistemas de distribuição de alta, média e baixa tensão, bem como as informações de todos os acessantes.

§ 1º A implantação do SIG deverá ser concluída no prazo de até 24 meses, contados a partir de 31 de dezembro de 2008.

§ 2º Para as distribuidoras enquadradas como permissionárias de serviço público, o prazo para a implantação do SIG é de 48 meses, contados a partir de 31 de dezembro de 2008, ou, caso a assinatura do contrato de permissão ocorra após esta data, contados a partir da assinatura.

§ 3º A formatação dos dados geoprocessados, os protocolos eletrônicos de comunicação e a forma de envio das informações de que trata o caput, incluindo a forma de vinculação desses dados aos sistemas de controle patrimonial e registros contábeis da distribuidora são definidos no Módulo 2 - Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição e no Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações.

§ 4º As informações constantes do SIG serão usadas pela ANEEL para suporte às atividades de regulação e fiscalização, podendo a Agência fazer uso das informações para fins do processo de revisão e reajuste tarifário e da fiscalização técnica e econômico-financeira.

Art. 4º A distribuidora deve caracterizar a carga de suas unidades consumidoras e o carregamento de suas redes e transformadores por meio de informações oriundas de campanhas de medição.

§ 1º Adicionalmente à campanha de medição, a cada dois ciclos de revisão tarifária periódica deve ser realizada uma pesquisa de posse de equipamentos e hábitos de consumo para as diversas classes de unidades consumidoras.

§ 2º É facultada à distribuidora realizar medição permanente para caracterização da carga de suas unidades consumidoras e o carregamento de suas redes e transformadores.

§ 3º Para fins de cálculo da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, até 150 dias antes da data da revisão tarifária periódica, a distribuidora deve encaminhar à ANEEL:

I - tipologias que representem a totalidade das unidades consumidoras, das redes e dos pontos de injeção, bem como as campanhas de medição que originaram as referidas tipologias;

II - diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência de seu sistema, na condição de carga máxima verificada nos últimos 12 meses anteriores ao envio;

III - relatório da pesquisa de posse de equipamentos e hábitos de consumo, quando for o caso; e

IV - relatório das campanhas de medição.

§ 4º A primeira pesquisa de posse de equipamentos e hábitos de consumo deve ser realizada para o terceiro ciclo de revisão tarifária periódica.

§ 5º Para as distribuidoras que não operem redes em tensão superior a 25 kV, é facultado o envio da documentação de que tratam os incisos I e III.

§ 6º Na construção da estrutura tarifária das distribuidoras alcançadas pelo § 5º, poderão ser utilizadas as tipologias da distribuidora supridora.

§ 7º A opção pela utilização das tipologias da distribuidora supridora, comentada no parágrafo anterior, facultará à ANEEL a aplicação de mecanismos de amortecimento de variações tarifárias ocasionadas pelo emprego do novo conjunto de tipologias.

Art. 5º A distribuidora deve realizar estudos de previsão da demanda, os quais devem:

I - ser compatíveis com os planos diretores municipais e os planos regionais de desenvolvimento, quando existirem;

II - considerar as solicitações de acesso, os pedidos de fornecimento e os acréscimos de carga; e

III - considerar o histórico consolidado de carga dos últimos cinco anos, incluindo as perdas técnicas e os ganhos relativos aos planos de eficiência energética.

Parágrafo único. Os dados utilizados e as previsões de demanda devem ser mantidos em arquivo por um período mínimo de dez anos.

Art. 6º A distribuidora deve enviar à ANEEL, até o dia 10 (dez) de abril de cada ano, o Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD, o qual deve conter:

I - plano de obras do sistema de distribuição de alta tensão, com horizonte de previsão de dez anos;

II - plano de obras das subestações de distribuição, com horizonte de previsão de dez anos;

III - plano de obras do sistema de distribuição de baixa e média tensão, com horizonte de previsão de cinco anos;

IV - lista de obras realizadas no ano anterior ao ano de envio; e

V - análise crítica do plano anterior.

Parágrafo único. Os dados correspondentes ao PDD devem ser mantidos em arquivo, pela distribuidora, por um período mínimo de dez anos.

DO MÓDULO DE ACESSO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

Art. 7º A viabilização do acesso aos sistemas de distribuição, não abrangendo as Demais Instalações de Transmissão - DIT, far-se-á por meio das etapas de Consulta de Acesso, Informação de Acesso, Solicitação de Acesso e Parecer de Acesso.

Parágrafo único. Aos acessantes e à distribuidora acessada aplica-se o disposto no Módulo 3 quanto aos prazos a serem observados, as informações a serem disponibilizadas pelas partes e os requisitos que devem ser atendidos para a viabilização do acesso.

Art. 8º O agente autoprodutor ou produtor independente de energia que utilize um único ponto de conexão para injetar ou importar energia da rede de distribuição deve celebrar um CUSD único, estabelecendo o MUSD contratado como carga (horário de ponta e fora de ponta) e o MUSD contratado como geração, observando o disposto na Seção 3.6 do Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição.

§ 1º Em até 1 (um) ano após a publicação desta Resolução, a distribuidora deve providenciar a adequação dos CUSD vigentes conforme as disposições do caput.

§ 2º Os agentes citados no caput não podem manter CUSD na qualidade de agente de geração concomitantemente ao CUSD na qualidade de unidade consumidora.

Art. 9º É permitido o acesso de distribuidora a instalações de interesse restrito de central geradora conectada ao sistema de distribuição, não abrangendo as DIT, utilizadas ou não de forma compartilhada.

§ 1º O acesso referido no caput pode ser realizado para atendimento a unidade consumidora, mediante correspondente parecer de acesso, ou por necessidade de expansão do sistema da distribuidora para atendimento a mercado próprio, devendo sempre ser justificado pelo critério de menor custo global de atendimento.

§ 2º Havendo o acesso referido no caput, a distribuidora deve incorporar as instalações de interesse restrito até o seu correspondente novo ponto de conexão, devendo ressarcir a central geradora proprietária das instalações pelo Valor de Mercado em Uso - VMU, conforme metodologia de avaliação de bens e instalações disposta em Resolução da ANEEL e regulamentação superveniente.

§ 3º Havendo incorporação de instalações de interesse restrito utilizadas de forma compartilhada, o ressarcimento a cada central geradora proprietária deve ser feito proporcionalmente à participação de cada central sobre o valor a ser ressarcido referido no § 2º, salvo se as centrais geradoras acordarem de forma diversa.

§ 4º A distribuidora acessante é responsável pela transferência, sempre que se fizer necessária, dos equipamentos constituintes do ponto de conexão de cada central geradora, assim como de seu respectivo Sistema de Medição para Faturamento - SMF, devendo os custos associados ser considerados na análise da alternativa de menor custo global de atendimento, assim como incluídos no custo total da obra para cálculo da participação financeira do consumidor, quando aplicável.

Art. 10. As instalações de conexão de um acessante compreendem seu ponto de conexão e eventuais instalações de interesse restrito.

§ 1º As instalações de conexão podem ter seu projeto e execução contratados com empresa de livre escolha do acessante, inclusive a própria distribuidora acessada, observadas as normas técnicas e padrões da acessada, os requisitos do acessante e os Procedimentos de Distribuição.

§ 2º Não deve haver cobrança de encargos de conexão pela distribuidora acessada para realização das atividades de operação e manutenção das instalações de conexão do acessante que, conforme regulamentação específica, façam parte da concessão ou permissão da distribuidora acessada, incluindo os casos de incorporação por Obrigações Especiais.

Art. 11. As distribuidoras, de comum acordo com as centrais geradoras de energia e o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, quando couber, podem estabelecer a operação ilhada de parte do sistema de distribuição, observado o estabelecido nos Procedimentos de Distribuição.

DO MÓDULO DE PROCEDIMENTOS OPERATIVOS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

Art. 12. Os procedimentos de operação dos sistemas de distribuição, para que as distribuidoras e demais agentes, incluindo os agentes de transmissão detentores das DIT cujas instalações não pertencem à rede de operação do SIN, formulem os planos e programas operacionais dos sistemas de distribuição são definidos no Módulo 4 - Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição.

DO MÓDULO DE SISTEMAS DE MEDIÇÃO

Art. 13. Os requisitos mínimos para medição das grandezas elétricas do sistema de distribuição, aplicáveis ao faturamento, à qualidade da energia elétrica, ao planejamento da expansão e à operação, são definidos no Módulo 5 - Sistemas de Medição

Art. 14. As permissionárias de distribuição devem adequar aos regulamentos vigentes todos os sistemas de medição para faturamento sob sua responsabilidade, em até 30 meses, contados a partir de 31 de dezembro de 2008, ou, caso a assinatura do contrato de permissão ocorra após esta data, contados a partir da assinatura.

Parágrafo único. O prazo referido no caput não se aplica às centrais geradoras com instalações conectadas aos sistemas de distribuição das permissionárias, cuja implantação e adequação do sistema de medição para faturamento devem ser prévias à entrada em operação comercial.

DO MÓDULO DE INFORMAÇÕES REQUERIDAS E OBRIGAÇÕES

Art. 15. No âmbito do PRODIST, as informações que devem ser trocadas entre as distribuidoras, os acessantes e outros agentes, incluindo as informações que devem ser enviadas à ANEEL, são estabelecidas no Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações.

DO MÓDULO DE CÁLCULO DE PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO

Art. 16. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL as informações necessárias à apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica, de acordo com o Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações

Parágrafo único. Os estudos para o cálculo das perdas realizados pela distribuidora e o detalhamento das informações fornecidas devem estar disponíveis para fiscalização da ANEEL, por um período de cinco anos.

DO MÓDULO DE QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA

Art. 17. Os procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica - QEE, serão avaliados em termos da qualidade do produto e da qualidade do serviço.

§ 1º A qualidade do produto engloba os fenômenos, parâmetros e valores de referência relativos à conformidade de tensão em regime permanente e às perturbações na forma de onda de tensão.

§ 2º A qualidade do serviço engloba a continuidade dos serviços públicos de energia elétrica, nos seus aspectos de duração e freqüência, e os tempos de atendimento às ocorrências emergenciais.

Art. 18. Os indicadores de qualidade da energia elétrica deverão ser apurados por meio de procedimentos auditáveis, que contemplem desde o nível de coleta de dados até a transformação desses dados em indicadores.

DA QUALIDADE DO PRODUTO

Art. 19. A qualidade do produto relativa à conformidade dos níveis de tensão de energia elétrica em regime permanente deverá ser supervisionada, avaliada e controlada por meio de indicadores coletivos e individuais, a serem observadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e pelas distribuidoras, conforme disposto no Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica.

§ 1º As distribuidoras deverão realizar as medições de tensão amostrais e as medições de tensão por reclamação dos consumidores, conforme critérios definidos no Módulo 8.

§ 2º São estabelecidos no Módulo 8 os critérios e procedimentos relativos aos prazos para regularização e à compensação a ser paga, caso os limites de tensão observados não se encontrem na faixa de atendimento adequado.

DA QUALIDADE DO SERVIÇO

Art. 20. Os procedimentos de registro e apuração dos indicadores relativos aos tempos envolvidos no atendimento às ocorrências emergenciais, a serem observados pelas distribuidoras, deverão atender os dispositivos do Módulo 8.

§ 1º O atendimento às ocorrências emergenciais deverá ser supervisionado, avaliado e controlado por meio de indicadores que expressem os valores vinculados a conjuntos de unidades consumidoras.

Art. 21. A continuidade dos serviços públicos de energia elétrica deverá ser supervisionada, avaliada e controlada por meio de indicadores coletivos que expressem os valores vinculados a conjuntos de unidades consumidoras, bem como indicadores individuais associados a cada unidade consumidora e ponto de conexão.

§ 1º São estabelecidos no Módulo 8 os critérios e procedimentos relativos à compensação a ser paga, caso os limites dos indicadores não sejam respeitados.

§ 2º Para os limites dos indicadores individuais, todas as distribuidoras devem observar as tabelas dispostas no Anexo I da Seção 8.2 do Módulo 8.

DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS

Art. 22. Para as distribuidoras enquadradas como permissionárias, ficam mantidos os prazos e responsabilidades determinados nos contratos de permissão para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica.

Art. 23. A partir de 2011, os conjuntos de unidades consumidoras deverão ser alterados para seguirem as regras dispostas na Seção 8.2 do Módulo 8, considerando as seguintes etapas:

I - envio, pelas distribuidoras, dos atributos dos novos conjuntos;

II - análise dos atributos enviados pelas distribuidoras e discussão com as mesmas sobre os novos conjuntos propostos;

III - divulgação da proposta final e aprovação das resoluções específicas.

Parágrafo único. Para que seja aplicado o disposto no caput, as distribuidoras devem enviar à ANEEL, até 31 de março de 2010, os atributos dos novos conjuntos;

Art. 24. Nos casos de violação dos limites de DEC e FEC ocorrida até dezembro de 2009, em um determinado período de apuração, a distribuidora será notificada e poderá ser apenada, conforme procedimentos de aplicação de penalidades estabelecidos em resolução específica.

Art. 25. Altera-se o art. 14 da Resolução nº 281, de 18 de maio de 1999, que passa a vigorar com a seguinte redação:

"Art. 14. .....

III - Autoprodutores ou produtores independentes de energia utilize um único ponto de conexão para injetar ou importar energia da rede de distribuição:

EGC = [TUSDCP x MUSDCP + TUSDCFP x MUSDCFP] + [TUSDG x (MUSDG - MUSDC)]

Onde:

EGC: Encargo mensal pelo uso dos sistemas de distribuição, em R$.

TUSDCP: Tarifa de uso dos sistemas de distribuição no horário de ponta atribuível a unidades consumidoras.

MUSDCP: MUSD requerido pela carga do acessante no horário de ponta, observado o disposto no § 2º.

TUSDCFP: Tarifa de uso dos sistemas de distribuição no horário fora de ponta atribuível a unidades consumidoras.

MUSDCFP: MUSD requerido pela carga do acessante no horário fora de ponta, observado o disposto no § 2º.

TUSDG: Tarifa de uso dos sistemas de distribuição atribuível ao gerador, já contemplando eventuais descontos que o acessante fizer jus.

MUSDG: MUSD associado a centrais geradoras, observado o disposto no § 4º.

MUSDC: Maior valor entre o MUSDCP e o MUSDCFP, limitado a MUSDG.

§ 7º A contratação referida no inciso III não se aplica aos casos de consumo de energia para o atendimento ao sistema auxiliar da usina e para os casos alcançados pela reserva de capacidade, quando deve ser celebrado contrato específico para esta finalidade, conforme regulamentação"

Art. 26. Ficam revogadas a Resolução Normativa nº 024, de 27 de janeiro de 2000, a Resolução nº 505, de 26 de novembro de 2001, a Resolução nº 520, de 17 de setembro de 2002, e a Resolução Normativa nº 345, de 16 de dezembro de 2008

Art. 27. Ficam revogadas as seguintes resoluções:

Resolução Normativa nº 004, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 005, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 006, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 007, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 008, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 009, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 010, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 011, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 012, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 013, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 014, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 015, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 016, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 017, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 018, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 019, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 020, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 021, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 022, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 023, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 024, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 025, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 026, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 027, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 028, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 029, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 030, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 031, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 032, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 033, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 034, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 035, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 036, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 037, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 038, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 039, de 19 de janeiro de 2004.

Resolução Normativa nº 134, de 10 de janeiro de 2005.

Resolução Normativa nº 135, de 10 de janeiro de 2005.

Resolução Normativa nº 136, de 10 de janeiro de 2005.

Resolução Normativa nº 137, de 10 de janeiro de 2005.

Resolução Normativa nº 138, de 10 de janeiro de 2005.

Resolução Normativa nº 139, de 10 de janeiro de 2005.

Resolução Normativa nº 140, de 10 de janeiro de 2005.

Resolução Normativa nº 141, de 10 de janeiro de 2005.

Resolução Normativa nº 142, de 10 de janeiro de 2005.

Resolução Normativa nº 143, de 10 de janeiro de 2005.

Art. 28. Esta Resolução entra em vigor em 1º de janeiro de 2010.

NELSON JOSÉ HÜBNER MOREIRA