Relatório de Análise das Contribuições - Aneel

Nº
1 OBJETIVO
RELATÓRIO DE ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES
ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 042/2011
Obter subsídios e informações adicionais para estabelecimento da seção 3.7 no Módulo 3 do PRODIST
CONTRIBUIÇÕES DE ALTERAÇÃO NO TEXTO PROPOSTO
SEÇÃO 3.7 – ACESSO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
1.1 Descrever os procedimentos para acesso de micro e minigeração distribuída incentivada ao sistema de distribuição.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
2 DEFINIÇÕES
2.1 Microgeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize fonte
incentivada de energia, nos termos de regulamentação específica, conectada na rede de baixa tensão da distribuidora através de instalações de
unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma isolada, não despachada pelo ONS.

Nº
1
2.2 Minigeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW e
que utilize fonte incentivada de energia, nos termos de regulamentação específica, conectada diretamente na rede da distribuidora, em qualquer tensão,
ou através de instalações de unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma isolada, não despachada pelo ONS.
2.3 Sistema de Compensação de Energia: sistema no qual a energia gerada por unidade consumidora com geração distribuída com potência
instalada menor ou igual a 1 MW, que utilize fonte incentivada de energia conforme regulamento específico e compense o consumo medido no ciclo de
faturamento corrente ou em meses subseqüentes.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
SUSTAINABLE
GROWTH
PARTNERS –
SGP
A SGP propõe que o limite de minigeração deveria ser aumentado para
pelo menos 2MW (ou mais) de acordo com estudos técnicos de
viabilidade de rede.
Justificativa:
O limite de 1 MW para sistemas fotovoltáicos de geração distribuidas
seria um ponto de questionamento da nova politica de ‘net-metering’.
Qual seria a justificativa desse limite?
Atualmente, no Brasil haveria muitos locais industriais e/ou comerciais
com um potencial maior que 1MW (especialmente com a expectativa
de créditos de energia que poderão ser usados em vários locais).
Usando uma perspectiva global, existem várias políticas com limites
maiores.
Para ilustrar essas diferencas, usamos dados de estados com ‘netmetering’
no Estados Unidos – ótimo ponto de referencia estatística
com uma amostra de 47 estados com políticas de netmetering
diferentes e com menos variabilidade econômicas que comparando
países diferentes.
Usando os últimos dados disponíveis, e agrupando esses estados em
faixas de limite de capacidade, o seguinte resultado seria pertinente a
essa questão.
Não aceito
O sistema de compensação de energia elétrica não visa
estimular a instalação de centrais geradoras
superdimensionadas, que excedem em muito a carga
instalada da unidade consumidora. O objetivo desta
resolução é reduzir barreiras para central geradora de
pequeno porte instalada em unidades consumidoras.
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Copel
Copel
Ricardo Campos
Mascarenhas,
Engenheiro
· O grupo de estados com limite menor que 1 MW constituem 64% da
amostra e somente 12% da capacidade total de geração solar
distribuída (250 MW).
· Enquanto os restante dos estados (36%;16/47) possuem 88% da
geração solar distribuída (~2GW).
2.1 Microgeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 kW e que utilize
fonte incentivada de energia, nos termos de regulamentação
específica, conectada na rede de baixa tensão da distribuidora através
de instalações de unidades consumidoras, podendo operar em paralelo
ou de forma isolada, não despachada pelo ONS.
Justificativa:
A potência definidora do microgerador deve ser compatível com o
limite estabelecido na Resolução 414/2010, art. 12, inciso I, para o
atendimento em BT.
2.2 Minigeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 1
MW e que utilize fonte incentivada de energia, nos termos de
regulamentação específica, conectada diretamente na rede da
distribuidora, em qualquer tensão, ou através de instalações de
unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma
isolada, não despachada pelo ONS.
Justificativa:
Mesma justificativa do item 2.1 anterior
Alterar:
2.1. Microgeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize
Não aceito
Não aceito
Não aceito
Não há porque igualar o limite de potência instalada de
uma central geradora ao limite para unidade
consumidora, que também pode ser superior e
permanecer ligada em baixa tensão.
Não há porque igualar o limite de potência instalada de
uma central geradora ao limite para unidade
consumidora, que também pode ser superior e
permanecer ligada em baixa tensão.
A sugestão apresentada não melhorou a compreensão
do texto.
Os conceitos de microgeração e minigeração distribuída
foram alterados com base em outras contribuições.
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Eduardo Kenji
Zen Nakashima
fonte incentivada de energia, nos termos de regulamentação
específica, conectada diretamente na rede de baixa tensão da
distribuidora, em qualquer tensão, ou através de instalações de
unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma
isolada, não despachada pelo ONS.
Incluir:
2.4. Microautoprodução Incentivada: Central geradora de energia
elétrica para autoprodução, com potência instalada menor ou igual a
100 kW e que utilize fonte incentivada de energia, nos termos de
regulamentação específica, conectada diretamente na rede de baixa
tensão da distribuidora, em qualquer tensão, ou através de instalações
de unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma
isolada, não despachada pelo ONS.
2.5. Miniautoprodução Incentivada: Central geradora de energia elétrica
para autoprodução, com potência instalada maior que 100 kW e menor
ou igual a 1 MW e que utilize fonte incentivada de energia, nos termos
de regulamentação específica, conectada diretamente na rede de baixa
tensão da distribuidora, em qualquer tensão, ou através de instalações
de unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma
isolada, não despachada pelo ONS.
2 ...
2.1 ... potência instalada de geração ...
2.2 ... potência instalada de geração ...
2.3 ... potência instalada de geração ...
Justificativa:
Esta alteração visa diferenciar as cargas dos sistemas de geração.
Não aceito
As definições já esclarecem que tratam-se de centrais
geradoras.
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ABINEE
2 DEFINIÇÕES
2.1 Microgeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência exportável menor ou igual a 100 kW e que utilize
fonte incentivada de energia, nos termos de regulamentação
específica, conectada na rede de baixa tensão da distribuidora através
de instalações de unidades consumidoras, podendo operar em paralelo
ou de forma isolada, não despachada pelo ONS.
2.2 Minigeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência exportável superior a 100 kW e menor ou igual a
1 MW e que utilize fonte incentivada de energia, nos termos de
regulamentação específica, conectada diretamente na rede da
distribuidora, em qualquer tensão, ou através de instalações de
unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma
isolada, não despachada pelo ONS.
2.3 Sistema de Compensação de Energia: sistema no qual a energia
gerada por unidade consumidora com geração distribuída com potência
exportável menor ou igual a 1 MW, que utilize fonte incentivada de
energia conforme regulamento específico e compense o consumo
medido no ciclo de faturamento corrente ou em meses subseqüentes.
Justificativa:
Como definido para a co-geração, principalmente, de usinas de
geração de energia elétrica com fonte em biomassa, entendemos que a
regulamentação de geração distribuída deve tratar dos limites da
energia que será enviada para a rede elétrica (a energia exportável) e
não da capacidade instalada de geração de energia. Isso porque há
limites que a rede elétrica pode suportar de energia injetada e isto está
correto. Contudo, muito empreendimentos disporão de capacidade
para atender a sua demanda própria e, além disso, exportar
excedentes para a rede, com instalações que superarão os limites
impostos pela Aneel, em termos de capacidade instalada, mas não em
Não aceito
Optou-se pela potência instalada por ser um valor
conhecido (de placa), diferente da potência injetada que
é variável, além de ser uma informação necessária para
o dimensionamento adequado das proteções.
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Itaipu Binacional
termos de energia exportada. Como a maioria das fontes renováveis
prescinde de sistemas controladores para a injeção da energia na rede,
impor limitações à energia exportada é viável tecnicamente e mais
seguro, uma vez que a potência instalada pode ser ampliada após a
conexão e não haverá garantia técnica de que a energia exportada não
aumente neste caso. Ao contrário, com a regulamentação definindo
limites para a energia exportada, esse monitoramento ocorrerá
automaticamente pelo sistema injeção da energia gerada.
Item 2.3
Comentários:
Há necessidade de criar novos meios ou aperfeiçoar os meios
existentes de comercialização de energia para viabilizar a micro e
minigeração proveniente produtores independentes com geração
constante.
O Sistema de Compensação de Energia é uma alternativa viável e
interessante para unidade de geração intermitente, principalmente a
fonte solar, e unidade geração classificada como autoprodutor, energia
gerada para seu próprio consumo. Produtores independentes, como
micro e mini CGH e UTE a biomassa de aterros sanitários, estação
tratamentos de esgoto, e agropecuária intensiva, onde a geração é
muito maior que o consumo, o Sistema de Compensação de Energia
não se adéqua, tendo em vista que sempre haverá excedente e o
mesmo não será remunerado. Estes continuariam dependentes da
participação em Chamadas Públicas.
Conforme conclusão descrita na Nota Técnica 0025/2011 – Item 27, o
meio de comercialização através de Chamadas Públicas se mostrou
pouco atraente para geradores e distribuidoras.
Conforme apresentado em Nota Técnica 004/2011 item 85, há
Não se aplica Não foram apresentadas contribuições ao texto.
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Rodrigo Lopes
Sauaia
CPFL
CPFL
necessidades de incentivos adicionais para viabilizar a Geração
Distribuída de forma sustentável e que o sistema Net Metering na seria
suficiente para garantir isto.
Nos itens 2.2 e 2.3, alterar o teto de potência nominal instalada para 5
MW. Alterar o nome do sistema para Sistema de Compensação de
Energia Elétrica, com sigla SCEE.
2.1 Microgeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada inferior a 100 kW e que utilize fonte
incentivada de energia, nos termos de regulamentação específica,
conectada na rede de baixa tensão da distribuidora através de
instalações de unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou
de forma isolada, não despachada pelo ONS.
Justificativa:
Não aceito
Não aceito
Adequar redação para melhor esclarecimento da microgeração e
compatibilização com a minigeração.
2.2 Minigeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada superior ou igual a 100 kW e inferior a
1 MW e que utilize fonte incentivada de energia, nos termos de
regulamentação específica, conectada diretamente na rede da
distribuidora, em qualquer tensão, ou através de instalações de
Não aceito
unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma
isolada, não despachada pelo ONS.
Justificativa:
O sistema de compensação de energia elétrica não visa
estimular a instalação de centrais geradoras
superdimensionadas, que excedem em muito a carga
instalada da unidade consumidora. O objetivo desta
resolução é reduzir barreiras para central geradora de
pequeno porte instalada em unidades consumidoras.
A microgeração é para central geradoral com potência
instalada menor ou igual a 100 kW. Não há justificativa
para a contribuição apresentada.
A minigeração é para central geradoral com potência
instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW.
Não há justificativa para a contribuição apresentada,
pois não qualquer conflito com a legislação.
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CPFL
CEB
Proposta de adequação na redação para não haver conflito com os
conceitos e definições já aplicados para outras fontes incentivadas.
2.3 Sistema de Compensação de Energia: sistema no qual a energia
gerada por unidade consumidora com geração distribuída com potência
instalada inferior a 1 MW, que utilize fonte incentivada de energia
conforme regulamento específico e compense o consumo medido no
ciclo de faturamento corrente ou em meses subsequentes.
Justificativa:
Mesmas justificativas apresentadas no item anterior.
2.1 Microgeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada injetada na rede menor ou igual a 100
kW e que utilize fonte incentivada de energia, nos termos de
regulamentação específica, conectada na rede de baixa tensão da
distribuidora através de instalações de unidades consumidoras,
podendo operar em paralelo ou de forma isolada, não despachada
pelo ONS.
2.2 Minigeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada injetada na rede superior a 100 kW e
menor ou igual a 1 MW e que utilize fonte incentivada de energia, nos
termos de regulamentação específica, conectada diretamente na rede
da distribuidora, em qualquer tensão, ou através de instalações de
unidades consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma
isolada, não despachada pelo ONS.
2.3 Sistema de Compensação de Energia: sistema no qual a energia
gerada por unidade consumidora com geração distribuída com potência
instalada injetada na rede menor ou igual a 1 MW, que utilize fonte
incentivada de energia conforme regulamento específico e compense o
consumo medido no ciclo de faturamento corrente ou em meses
Não aceito
Não aceito
Não há justificativa para a contribuição apresentada,
pois não qualquer conflito com a legislação.
Optou-se pela potência instalada por ser um valor
conhecido (de placa), diferente da potência injetada que
é variável, além de ser uma informação necessária para
o dimensionamento adequado das proteções.
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UNICA
subseqüentes.
Justificativa:
A caracterização da carga pela potência injetada na rede é rede é
importante pois a potência instalada pode representar um valor
inalcançável de acordo com fatores ambientais. Principalmente se
levarmos em consideração que a difusão da geração distribuída inclui a
generalização dos equipamentos para a redução do custo de
fabricação, é bem plausível que sejam encontrados casos onde a
potência instalada seja bem maior do que o máximo efetivamente
alcançado. Utilizando-se a potência injetada, os estudos poderão ser
feitos com maior precisão, bem como as proteções poderão ter ajustes
mais corretos.
2 DEFINIÇÕES
2.1 Microgeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize
fonte incentivada de energia, nos termos de regulamentação
específica, conectada na rede de baixa tensão da distribuidora através
de instalações de unidades consumidoras, podendo operar em paralelo
ou de forma isolada, não despachada pelo ONS.
2.2 Minigeração Distribuída Incentivada: Central geradora de energia
elétrica, com potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1
MW para fontes hidrelétricas e 5 MW para as demais fontes, em termos
de potência injetável no sistema elétrico, que utilizem fonte incentivada
de energia, nos termos de regulamentação específica, conectada
diretamente na rede da distribuidora, em qualquer tensão, ou através
de instalações de unidades consumidoras, podendo operar em paralelo
ou de forma isolada, não despachada pelo ONS.
Não aceito
O sistema de compensação de energia elétrica não visa
estimular a instalação de centrais geradoras
superdimensionadas, que excedem em muito a carga
instalada da unidade consumidora. O objetivo desta
resolução é reduzir barreiras para central geradora de
pequeno porte instalada em unidades consumidoras.
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Nº
14
Justificativa:
O art 8º da Lei nº 9.074, de 1995, estabeleceu que os aproveitamentos
de potenciais hidráulicos iguais ou inferiores a 1.000 kW estão
dispensados de concessão, permissão ou autorização, sendo
caracterizados como Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGH), devendo
apenas ser comunicados ao poder concedente.
A Resolução ANEEL nº 390, de 2009, estabeleceu que a implantação
das centrais geradoras com potência igual ou inferior a 5.000 kW
deverá ser apenas comunicada à ANEEL, por se tratar de centrais
geradoras com capacidade reduzida. Tratamos em termos de potência
injetável no sistema, em consonância com as disposições do artigo 26
da Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
Considerando que não há uma definição na literatura especializada
para o conceito de minigeração distribuída incentivada, variando
conforme o ambiente institucional, e para evitar mais substratos na
legislação do setor elétrico, sugerimos a adoção de critério já
consolidado anteriormente no próprio marco regulatório.
3 ETAPAS PARA VIABILIZAÇÃO DO ACESSO
3.1 Para a central geradora classificada como micro ou minigeração distribuída incentivada, são obrigatórias apenas as etapas de solicitação de
acesso e parecer de acesso.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
Light
Item 3.1 Para a central geradora classificada como micro ou
minigeração distribuída incentivada, são obrigatórias apenas as etapas
consulta de acesso, informação de acesso, solicitação de acesso e
parecer de acesso.
Justificativa:
Não aceito
A consulta e a informação de acesso já são opcionais
para centrais geradoras registradas, conforme
estabelecido no módulo 3. Dessa forma, não foi
introduzida qualquer alteração neste item na legislação
e também não faz sentido exigir tais etapas para usinas
de pequeno porte.
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Nº
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16
As etapas de consulta e informação de acesso também devem ser
obrigatórias, pois segundo o item 6.4 desta seção, antes da solicitação
de acesso, essas etapas são realizadas para proporcionar que o
acessante obtenha as informações necessárias para subsidiar os
estudos pertinentes ao acesso. Se as referidas etapas forem
facultativas, existirá a possibilidade do acessante, na etapa solicitação
de acesso, não possuir as informações necessárias para ser realizada,
gerando atraso na viabilização do acesso ao acessante.
4 CONSULTA DE ACESSO
4.1 É facultativa, aplicando-se os procedimentos descritos no item 3 da seção 3.1.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
GIZ
Light
Nova redação para o subitem 4.1: “Não de aplica ao caso da micro e
minigeração distribuída incentivada.”
Item 4.1 É facultativa obrigatória, aplicando-se os
procedimentos descritos no item 3 da seção 3.1
Justificativa:
A mesma do item 3.1
5 INFORMAÇÃO DE ACESSO
5.1 É facultativa, aplicando-se os procedimentos descritos no item 4 da seção 3.1.
Não aceito A consulta é facultativa para a central geradora.
Não aceito
A consulta e a informação de acesso já são opcionais
para centrais geradoras registradas, conforme
estabelecido no módulo 3. Dessa forma, não foi
introduzida qualquer alteração neste item na legislação
e também não faz sentido exigir tais etapas para usinas
de pequeno porte.
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Nº
17 GIZ
18
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
Light
Nova redação para o subitem 5.1: “Não de aplica ao caso da micro e
minigeração distribuída incentivada.”
Item 5.1 É facultativa obrigatória , aplicando-se os
procedimentos descritos no item 4 da seção 3.1.
Justificativa:
A mesma do item 3.1
6 SOLICITAÇÃO DE ACESSO
Não aceito A consulta é facultativa para a central geradora.
Não aceito
A consulta e a informação de acesso já são opcionais
para centrais geradoras registradas, conforme
estabelecido no módulo 3. Dessa forma, não foi
introduzida qualquer alteração neste item na legislação
e também não faz sentido exigir tais etapas para usinas
de pequeno porte.
6.1 A solicitação de acesso é o requerimento formulado pelo acessante que, uma vez entregue à acessada, implica a prioridade de atendimento, de
acordo com a ordem cronológica de protocolo.
6.2 Para micro e minigeração distribuída incentivada, fica dispensada a apresentação do Certificado de Registro, ou documento equivalente, na
etapa de solicitação de acesso.
6.3 Compete à distribuidora a responsabilidade pela coleta das informações das unidades geradoras junto aos micro e minigeradores distribuídos
incentivados e envio dos dados à ANEEL para fins de Registro, nos termos da regulamentação específica.
6.4 Previamente à solicitação de acesso, a central geradora deve requisitar da distribuidora a relação de documentos e informações a serem
apresentados por ocasião da referida solicitação, incluindo os dados necessários à elaboração dos estudos de responsabilidade da distribuidora.
6.5 A solicitação de acesso deve conter:
a) o projeto das instalações de conexão, incluindo memorial descritivo, localização, arranjo físico, diagramas, conforme a seção 3.3 deste módulo; e
b) documentos e informações solicitados previamente pela distribuidora.
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Nº
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6.6 A solicitação de acesso perde o efeito se o acessante não regularizar a pendência no prazo estipulado.
6.7 A distribuidora deve disponibilizar em sua página na rede mundial de computadores a relação de todas as informações que o acessante deve
apresentar na solicitação de acesso.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
SUSTAINABLE
GROWTH
PARTNERS –
SGP
GIZ
A ANEEL deveria criar um mecanismo ou comitê para certificar
instaladores de sistemas fotovoltaicos.
Esse processo deveria ser projetado para elevar os padrões da
indústria e promover a confiança do consumidor nesse novo mercado
em ascensão.
Justificativa:
Este tipo de exigência é observado em quase todos os mercados
analisados. Há uma variedade de políticas que incluem licenciamento,
certificação, autorizações publicas, etc.
Um exemplo é o EUA, onde normalmente, há exigência de
licenciamento em cada município para instalação de sistemas e um
comitê nacional voluntário que certifica instaladores – NABCEP (North
American Board of Certified Energy Practitioners).
Subitem 6.1 – Texto sugerido: “A solicitação de acesso inclui o
Requerimento (ver proposta de modelo no Anexo 3) formulado pelo
acessante que, uma vez entregue à acessada, implica a prioridade de
atendimento, de acordo com a ordem cronológica de protocolo, bem
como os documentos e informações citados no subitem 6.4.”
Não aceito
Não aceito
Compete ao INMETRO certificar equipamentos em
conformidade com normas técnicas da ABNT.
A distribuidora deve disponibilizar em sua página na
internet a relação das informações que o acessante
deve apresentar na solicitação de acesso, incluindo os
dados requeridos pela ANEEL para o registro das
centrais geradoras e a relação de dados necessários à
elaboração dos referidos estudos que devem ser
apresentados quando da solicitação de acesso.
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GIZ
GIZ
GIZ
GIZ
Atual subitem 6.3 – Deve ser renumerado para 6.2.
Atual subitem 6.2 – Deve ser renumerado para 6.3 e ter a seguinte
redação: “Em decorrência do exposto no subitem 6.2, para micro e
minigeração distribuída incentivada, fica dispensada a apresentação do
Certificado de Registro, ou documento equivalente, na etapa de
solicitação de acesso.”
Atual subitem 6.4 – Deve incorporar o atual subitem 6.7, sendo o texto
resultante transferido para o Item 3 como subitem 3.2 com a seguinte
redação: “Previamente à solicitação de acesso, a central geradora deve
requisitar da distribuidora a relação de documentos e informações a
serem apresentados por ocasião da referida solicitação, incluindo os
dados necessários à elaboração dos estudos de responsabilidade da
distribuidora. Para tal, consideram-se duas opções:
- A distribuidora disponibilizar em sua página na rede mundial de
computadores a relação de todas as informações que o acessante
deve apresentar na solicitação de acesso;
- A central geradora consultar formalmente a distribuidora, que deverá
responder à consulta no prazo de 5 (cinco) dias úteis.”
Atual subitem 6.5:
- Deve ser renumerado para 6.4;
- Deve ter o texto modificado para:
“6.4 - A solicitação de acesso deve conter:
Aceito
Não aceito
Parcialmente aceito
Não aceito
Cada distribuidora deve elaborar o seu modelo em
função do exigido pelo PRODIST e pelas suas normas
técnicas. Uma padronização poderá vir a ser feita em
outro momento, quando já houver maior maturidade das
empresas sobre o assunto.
O registro na ANEEL só é concedido quando a central
geradora já está operando. Por isso ele é dispensado
na solicitação de acesso, independentemente de quem
envia os dados para a ANEEL.
Os itens 6.4 e 6.7 foram juntados.
A distribuidora deve disponibilizar em sua página na
internet a relação das informações que o acessante
deve apresentar na solicitação de acesso, incluindo os
dados requeridos pela ANEEL para o registro das
centrais geradoras e a relação de dados necessários à
elaboração dos referidos estudos que devem ser
apresentados quando da solicitação de acesso.
Não foi apresentada justificativa para introduzir maiores
benefícios para a geração até 20 kW.
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GIZ
Copel
Copel
6.4.1 - No caso de microgeração distribuída incentivada menor que
20kW: Requerimento conforme modelo apresentado no Anexo 3 da
contribuição.
6.4.2 - No caso de microgeração distribuída incentivada igual ou maior
que 20kW e minigeração distribuída incentivada:
a) o projeto das instalações de conexão, incluindo memorial descritivo,
localização, arranjo físico, diagramas, conforme item 2 da seção 3.3
deste módulo; e
b) documentos e informações solicitados previamente pela
distribuidora.
Atual subitem 6.6 – Deve ser renumerado para 6.5, com a seguinte
redação: “A Solicitação de Acesso perde o efeito se o acessante não
regularizar eventuais pendências nas informações encaminhadas à
acessada, no prazo estipulado por esta.”
6.2 Para micro e minigeração distribuída incentivada, é obrigatório a
apresentação do Certificado de Registro, ou documento equivalente,
na etapa de solicitação de acesso.
6.3 Compete ao acessante a responsabilidade pelas informações das
unidades geradoras e envio dos dados à ANEEL para fins de
Registro, nos termos da regulamentação específica.
Justificativa:
Entendemos que não cabe à distribuidora o ônus de levantamento de
dados e registro na ANEEL uma vez que o acessante/revendedor é
quem possui as informações sobre os seus equipamentos.
Sugerimos, portanto, que o próprio acessante com auxílio do
revendedor da central geradora deverão preencher os dados de
requerimento a ser enviado pelo produtor à ANEEL.
A concessionária poderá auxiliar a Agência exigindo o ofício do registro
Aceito
Não aceito
Não aceito
A solicitação de acesso perde o efeito se o acessante
não regularizar eventuais pendências nas informações
encaminhadas à acessada no prazo de 60 dias.
O registro na ANEEL só é concedido quando a central
geradora já está operando.
O acessante é um consumidor com uma pequena
central geradora instalada em sua unidade consumidora
e não possui experiência em regulação. Por isso,
visando reduzir as barreiras para essas pequenas
centrais geradoras, a distribuidora deve auxiliar o
acessante e também a ANEEL para coleta e envio dos
dados para registro.
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Copel
Light
AES Brasil
ABINEE
na etapa de solicitação de acesso.
6.4 Excluir
Justificativa:
O item 6.7 da minuta de alteração do PRODIST já obriga a distribuidora
a disponibilizar estas informações na INTERNET, não havendo assim a
necessidade de contato prévio.
Item 6.3 Compete aos micro e minigeradores distribuídos incentivados
a responsabilidade pela coleta das informações das unidades
geradoras junto aos micro e minigeradores distribuídos incentivados e
envio dos dados à ANEEL para fins
de Registro, nos termos da regulamentação específica.
Justificativa:
Essa atribuição deve continuar sendo do acessante, conforme ocorre
atualmente. O aumento de solicitações de acesso de micro e
minigeradores distribuídos poderá sobrecarregar a distribuidora, em
termos de mão de obra, na realização do grande número de registros
junto à ANEEL.
Isto implica em privilégio no atendimento. A conexão de mini e microgerações
devem ser consideradas como atendimento normal, sendo os
prazos de atendimento estabelecidos conforme a regra atual.
6.4 Previamente à solicitação de acesso, a central geradora deve
requisitar da distribuidora a relação de documentos e informações a
serem apresentados por ocasião da referida solicitação, incluindo os
dados necessários à elaboração dos estudos de responsabilidade da
distribuidora, nos termos da regulamentação específica.
6.5 A solicitação de acesso deve conter:
Aceito
Não aceito Idem item 27
Não aceito Idem item 27
Não aceito Idem item 20
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Rodrigo Lopes
Sauaia
a) o projeto das instalações de conexão, incluindo memorial descritivo,
localização, arranjo físico, diagramas, conforme a seção 3.3 deste
módulo; e
b) documentos e informações solicitados previamente pela
distribuidora, nos termos da regulamentação específica.
Justificativa:
É fundamental para a difusão da geração distribuída a padronização
dos procedimentos, normas e regulamentos das distribuidoras sobre o
assunto. Neste sentido, faz-se mister que a Aneel regulamente toda a
questão, deixando para as distribuidoras apenas a definição de
características peculiares de sua rede que devem ser consideradas nos
projetos da geração distribuída
Referente ao tópico 6. Incluir novo item: As distribuidoras devem
providenciar um sistema online, tanto para o recebimento dos pedidos
de autorização e concessão, quanto para o acompanhamento da
tramitação destes pedidos.
Justificativa:
O uso de um sistema online garantirá uma considerável redução de
custos e aumento na agilidade das atividades, tanto para as
distribuidoras, quanto para os acessantes. Portanto, trata-se de uma
medida muito benéfica ao modelo proposto. Países que aplicaram o
uso de formulários online já comprovaram as vantagens desta
metodologia, como é o caso de Portugal.
Para mais informações, favor consultar a referência [3].
Adicionalmente, todas as atividades referentes à autorização e
concessão devem ser centralizadas e depender de consulta a apenas
uma autoridade, de modo a reduzir o número de instituições envolvidas
na avaliação e aprovação de cada pedido. Isso reduz
Não aceito
Idem item 20.
A ANEEL pretende disponibilizar o registro on-line de
centrais geradoras em seu site no ano de 2012.
17

33
34
Rodrigo Lopes
Sauaia
Rodrigo Lopes
Sauaia
consideravelmente o tempo de espera até a autorização e concessão,
bem como os custos relativos aos processos burocráticos.
Comentários:
Referente ao item 6.3: sugere-se à ANEEL confeccionar um formulário
padronizado específico para fins de registro e controle, para melhor
organização e análise das informações coletadas pelas distribuidoras.
Adicionalmente, as distribuidoras devem confeccionar relatórios anuais
sintéticos e objetivos, com dados sobre os sistemas de geração
distribuída participantes do SCEE, fornecendo no mínimo as seguintes
informações: número de instalações participantes do SCEE, potência
nominal acumulada, energia elétrica anual gerada. As informações
compiladas por distribuidoras e pela ANEEL sobre os sistemas de
geração distribuída devem estar disponíveis publicamente
(preferencialmente online), para acesso por parte de todos os
interessados e devem incluir, ao menos: informações sobre a situação
da rede, capacidade disponível, capacidade de geração, sistemas de
geração distribuída conectados na rede, bem como as permissões
concedidas para sistemas. Um modelo padrão de relatório, segundo
requisitos definidos pela ANEEL, também poderia ser disponibilizado
às distribuidoras. Isto reduzirá o tempo e os custos de estudos e
análises que tomem por base estes dados.
Tais formulários devem ser disponibilizados como anexos na versão
final da Seção 3.7.
Comentários ao item 6.4
Reestruturar as duas passagens tendo em vista as justificativas
apresentadas.
Referente aos itens 6.4 e 6.5: Os procedimentos burocráticoadministrativos
referentes à autorização e concessão de acesso, bem
como os custos associados a estas atividades, constituem um dos
aspectos cruciais para o desenvolvimento do setor fotovoltaico
Parcialmente aceito
Parcialmente aceito Idem item 33.
A ANEEL pretende disponibilizar o registro on-line de
centrais geradoras em seu site no ano de 2012.
As distribuidoras deverão enviar informações sobre o
sistema de compensação de energia a ANEEL,
juntamente com os demais dados mensais sobre seu
mercado, sem haver necessidade de se criar novos
relatórios. Tais informações poderão ser
disponibilizadas posteriormente no site da Agência.
18

asileiro. É de fundamental importância que tais procedimentos sejam
claros, objetivos, bem delimitados, uniformes e padronizados em nível
nacional. Tais medidas visam tanto reduzir as barreiras para a
utilização de energia solar fotovoltaica na matriz elétrica brasileira,
quanto reduzir os custos finais da energia elétrica gerada por esta
tecnologia. De modo complementar, a regulamentação definida pela
ANEEL para a geração distribuída deve ser compulsória e exclusiva.
Tal regulamentação não pode estar submetida a restrições ou regras
alternativas por parte das distribuidoras. Para tanto, cabe à ANEEL
desenvolver dois formulários nacionais padrão para pedidos de
autorização e concessão por acessantes: um modelo para
microgeração (mais simples e com menos exigências técnicas) e outro
para minigeração (mais elaborado, devido à potência mais elevada
destes sistemas). Ou seja, não há necessidade de que cada
distribuidora formule a sua própria lista de documentos, informações
técnicas e exigências gerais para os sistemas de que trata esta Seção.
Pelo contrário, é de fundamental importância que a ANEEL estabeleça
um padrão nacional único de documentos e informações que devem
ser preenchidos e entregues às distribuidoras pelos acessantes, bem
como de procedimentos que devem ser seguidos pelo acessante. Uma
lista com estas exigências e procedimentos deve estar disponível na
página da ANEEL na rede mundial de computadores, para fácil acesso
dos interessados, e também diretamente na página das distribuidoras.
Isso permitirá um nivelamento homogêneo e justo nas exigências
realizadas pelas diferentes distribuidoras e aumentará a
competitividade do uso da geração distribuída ao redor do país. Tal
iniciativa evitará distorções na viabilidade da geração distribuída entre
regiões de diferentes distribuidoras e aumentará a clareza dos
requisitos exigidos para os interessados. Países que não padronizaram
as exigências feitas aos interessados sofreram sérios prejuízos no
desenvolvimento do mercado de geração distribuída, pois certas
distribuidoras se aproveitaram do sistema para criar barreiras aos
19

35
36
Rodrigo Lopes
Sauaia
Rodrigo Lopes
Sauaia
interessados na geração distribuída, através da imposição de
exigências que tornavam os projetos economicamente inviáveis. A
melhor maneira de evitar fenômenos deste tipo é pela padronização
das exigências. Desse modo, propõe-se tomar como base as propostas
contidas no Capítulo 6 “Recommendations for simplified grid
interconnection procedures of small generators and net metering” do
documento “Study about International Standards for the connection of
Small Distributed Generators to the power grid”, do qual a ANEEL foi
coordenadora [4]: confecção de um formulário nacional padronizado e
objetivo, incluindo todos os dados essenciais para a realização do
parecer de acesso. Tal formulário deve ser disponibilizado como anexo
na versão final da Seção 3.7.
No item 6.7: Além da distribuidora, a ANEEL também poderia
disponibilizar em sua página os formulários padronizados descritos nos
itens 6.4 e 6.5.
Justificativa:
Garantia de acesso à informação. Inclusão das informações relevantes
na futura página da ANEEL sobre Geração Distribuída.
Incluir item 6.8: “É vetada a cobrança, por parte da distribuidora, de
quaisquer tipos de encargos ou taxas relativas ao processo de
autorização e concessão para pedidos de geração distribuída.
Adicionalmente, todo e qualquer custo relativo ao processo de conexão
de um sistema de geração distribuída na rede elétrica deve estar
claramente disponível online. Os valores devem ser padronizados em
Não aceito
nível nacional e monitorados pelas autoridades competentes.”
Justificativa:
Evitar cobranças indevidas. Garantir padronização nacional de
quaisquer eventuais taxas para manter a competitividade do modelo
Não aceito Idem item 20.
O registro de centrais geradoras é realizado pela
ANEEL e não são cobradas quaisquer taxas dos
empreendedores.
Para o acesso à rede de distribuição, o acessante é
responsável pelos custos até o ponto de conexão. A
partir daí, a distribuidora é quem deve realizar os
investimentos e adequações necessárias.
A seção 3.7 do módulo 3 remete à distribuidora a
responsabilidade pela execução de todos os estudos
técnicos para a integração de usinas classificadas como
micro ou minigeração distribuída na rede, sem ônus
para o acessante.
20

37
38
39
40
CPFL
Greenpeace
Greenpeace
Neoenergia
em diferentes regiões do país.
6.7 A distribuidora deve disponibilizar em a relação de todas as
informações que o acessante deve apresentar na solicitação de
acesso.
Justificativa:
O objetivo é definir o prazo para adequação das normas ao novo
regulamento e não à forma de publicação.
Comentários:
Referente ao item 6.3: sugere-se a ANEEL confeccionar um formulário
padronizado especifico para fins de registro e controle, para melhor
organização e analise das informações coletadas pelas distribuidoras.
Itens 6.4 e 6.5
Reestruturar as duas passagens tendo em vista as justificativas
apresentadas.
Justificativa:
A regulamentação definida pela ANEEL para a geração distribuída
deve ser uniforme e exclusiva, de forma a evitar restrições ou regras
alternativas submetidas por parte das distribuidoras.
6.3 Compete à distribuidora às unidades consumidoras a
responsabilidade pela coleta das informações das unidades geradoras
junto aos micro e minigeradores distribuídos incentivados e envio dos
dados à ANEEL para fins de Registro, nos termos da regulamentação
específica.
Não aceito
Parcialmente aceito Idem item 33.
Não aceito Idem item 20.
Não aceito Idem item 27.
Este item foi juntado ao item 6.4 para melhorar a
compreensão do texto.
21

Justificativa:
A responsabilidade pelo envio à ANEEL das informações das unidades
geradoras constantes dos Anexos das Resoluções Normativas nos
390/2009 e 391/2009, de 15 de dezembro de 2009, deverá permanecer
sob responsabilidade dos empreendedores, visto que o próprio
documento anexo às citadas resoluções, deverá ser assinado pelo
proprietário ou representante legal pelo empreendimento.
Art. 19. A implantação das centrais geradoras com potência igual ou
inferior a 5.000 kW deverá ser comunicada à ANEEL.
§1º. Para fins de registro na Agência, o interessado deverá apresentar
o Formulário de Registro do empreendimento, na forma do modelo
constante no Anexo III, e a Licença Ambiental necessária ao início da
operação da central geradora.
7 PARECER DE ACESSO
7.1 O parecer de acesso é o documento formal obrigatório apresentado pela acessada, sem ônus para o acessante, onde são informadas as
condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a conexão das instalações do acessante, com os
respectivos prazos, devendo indicar, quando couber:
a) a definição do ponto de conexão de acordo com o critério de menor custo global, com a apresentação das alternativas de conexão que foram
avaliadas pela acessada, acompanhadas das estimativas dos respectivos custos, conclusões e justificativas;
b) as características do sistema de distribuição acessado e do ponto de conexão, incluindo requisitos técnicos, como tensão nominal de conexão,
além dos padrões de desempenho;
c) a relação de obras de responsabilidade do acessante, incluindo eventuais instalações que devem ser transferidas à distribuidora acessada;
22

d) a relação das obras de responsabilidade da acessada, com correspondente cronograma de implantação;
e) as informações gerais relacionadas ao ponto de conexão, como tipo de terreno, faixa de passagem, características mecânicas das instalações,
sistemas de proteção, controle e telecomunicações disponíveis;
f) os modelos dos contratos a serem celebrados, quando necessário;
g) as tarifas de uso aplicáveis;
h) as responsabilidades do acessante;
i) eventuais informações sobre equipamentos ou cargas susceptíveis de provocar distúrbios ou danos no sistema de distribuição acessado ou nas
instalações de outros acessantes;
7.2 Compete à distribuidora a realização de todos os estudos para a integração de micro e minigeração distribuída, devendo informar à central
geradora a relação de dados necessários à elaboração dos referidos estudos que devem ser apresentados quando da solicitação de acesso, realizados
sem ônus ao acessante.
7.3 Para central geradora classificada como microgeração distribuída incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 15 (quinze)
dias após o recebimento da solicitação de acesso.
7.4 Para central geradora classificada como minigeração distribuída incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 30 (trinta) dias
após o recebimento da solicitação de acesso.
7.5 Os contratos necessários ao acesso devem ser assinados entre as partes no prazo máximo de 90 (noventa) dias após a emissão do parecer de
acesso, quando aplicável.
7.5.1 A inobservância deste prazo, por responsabilidade do acessante, incorre em perda da garantia ao ponto e às condições de conexão
estabelecidas no parecer de acesso, desde que um novo prazo não seja pactuado entre as partes.
23

Nº
41
42
43
44
45
46
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
GIZ
GIZ
GIZ
GIZ
GIZ
GIZ
1) O subitem 7.1 deve ter sua redação simplificada para a
microgeração até 20kW, contemplando somente os tópicos f até i.
2) O tópico “f” do subitem 7.1 deve ter sua redação modificada para: “o
modelo de Acordo Operativo para microgeração distribuída incentivada
que participa do sistema de compensação, ou os modelos dos
contratos a serem celebrados, quando necessário;”.
3) Dever ser criado o subitem 7.3.1 com a seguinte redação:
“Ocorrendo inobservância deste prazo por responsabilidade da
acessada, esta incorrerá em ........ .”. Este texto deverá ser completado
especificando as conseqüências dessa inobservância para a acessada.
4) Deve ser criado o subitem 7.4.1 com a seguinte redação: “Ocorrendo
inobservância deste prazo por responsabilidade da acessada, esta
incorrerá em ........ .”. Este texto deverá ser completado especificando
as conseqüências dessa inobservância para a acessada.
5) Deve ser criado o subitem 7.5.2 com a seguinte redação: “Ocorrendo
inobservância deste prazo por responsabilidade da acessada, esta
incorrerá em ........ .”. Este texto deverá ser completado especificando
as conseqüências dessa inobservância para a acessada.
6) Como exemplo de conseqüência para a acessada, especificamente
para microgeradoras até 20kW, poder-se-ia citar a aprovação
automática da Solicitação de Acesso, mesmo sem emissão formal do
Não aceito
Aceito
Não aceito
Não aceito Idem item 43.
Não aceito Idem item 43.
Não aceito Idem item 43.
Não foram apresentadas justificativas para escolher a
potência de 20 kW como referência.
O prazo para emissão do parecer de acesso foi
unificado para 30 dias, exceto quando houver obras
para minigeração.
Se a distribuidora não cumprir o prazo, ela estará
descumprindo resolução da ANEEL (sujeita às
penalidades da Resolução Normativa nº 63) e o
consumidor poderá acionar a Agência para resolver o
problema.
24

47
48
Copel
Copel
Parecer de Acesso, decorrido o prazo em questão.
7.2 Compete à distribuidora a realização de todos os estudos
pertinentes ao seu sistema para a integração de micro e minigeração
distribuída, devendo informar à central geradora a relação de dados
necessários à elaboração dos referidos estudos que devem ser
apresentados quando da solicitação de acesso, realizados sem ônus
ao acessante.
Justificativa:
Os estudos afetos ao acessante, devem ser realizados pelo mesmo,
ficando a concessionária responsável apenas pelos estudos de seu
sistema.
7.3 Para central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 30
(trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Justificativa:
O prazo deve levar em conta que o parecer de acesso é mais uma
atividade a que estão sujeitos os técnicos das concessionárias e por
esta razão entendemos como razoável 30 dias para as devidas
análises e emissão do parecer.
Só para ilustrar, na COPEL, o processo tramita pela áreas: comercial,
engenharia, planejamento, proteção e medição.
Além do mais o processo deverá obedecer a ordem cronológicas do
protocolo conforme item 6.1 da minuta de alteração do PRODIST, não
podendo , portanto, se antecipar às outras solicitações de acesso de
outros acessantes de maior porte.
Não aceito
Aceito
Compete à distribuidora a realização de todos os
estudos para a integração de micro e minigeração
distribuída, sem ônus ao acessante, devendo informar à
central geradora a relação de dados necessários à
elaboração dos referidos estudos que devem ser
apresentados quando da solicitação de acesso.
O prazo para emissão do documento para microgerador
foi aumentado de 15 dias para 30 dias, atendendo o
pleito de algumas distribuidoras que justificaram que
apesar de simplificado, o parecer deve tramitar por
várias áreas dentro da empresa (comercial, engenharia,
planejamento, proteção e medição), além do potencial
volume de pedidos que poderão ser efetuados de forma
dispersa dentro da área de concessão.
25

49
50
51
52
Endesa Brasil
Endesa Brasil
Grupo REDE
Grupo REDE
7.2 Para central geradora classificada como microgeração
distribuída incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado
em até 60 (sessenta) dias após o recebimento da solicitação de
acesso.
Justificativa:
Compatibilizar o prazo com a sessão 3.1 item 4.2. Apesar de serem
situações mais simples, poderão acontecer em maior número.
7.3 Para central geradora classificada como minigeração
distribuída incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado
em até 60 (sessenta) dias após o recebimento da solicitação de
acesso.
Justificativa:
Não aceito Idem item 48
Não aceito Idem item 48
Compatibilizar o prazo com a sessão 3.1 item 4.2. Apesar de serem
situações mais simples, poderão acontecer em maior número.
Item 7.3
Para central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 30
(trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Aceito Idem item 48
Justificativa:
Por se tratar de um processo novo, onde não é possível a demanda
dessa solicitação.
Item 7.4
Para central geradora classificada como minigeração distribuída
Aceito
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado com os
seguintes prazos:
26

53
54
55
Cemig
Cemig
Light
Em até 30 (trinta) dias, se não houver necessidade de obra;
Em até 60 (sessenta), se houver necessidade de obra.
Justificativa:
Compatibilizar para situações distintas
7. PARECER DE ACESSO
7.3 - Para central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 30
(trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Justificativa:
Face ao potencial grande volume e dispersão de unidades para as
quais será necessária a realização de análises, solicita-se a ampliação
no prazo).
7.4 - Para central geradora classificada como minigeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 60
(sessenta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Justificativa:
Face ao potencial grande volume e dispersão de unidades para as
quais será necessária a realização de análises, solicita-se a ampliação
no prazo).
Item 7.3 Para a central geradora classificada como microgeração
distribuída incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em
até 15 (trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso. os
Aceito
Não aceito
Não aceito Foi aceito o item 48.
O prazo de emissão do parecer de acesso foi mantido
em 30 dias quando não houver necessidade de
execução de obras de reforço ou de ampliação no
sistema de distribuição acessado. Nesse caso,
estabeleceu-se o prazo de 60 dias, que é inferior ao
prazo para geradores com potências superiores a 1
MW, mas suficiente para a complexidade da conexão
de usinas entre 100 kW e 1 MW.
27

56
Light
prazos para cumprimento das etapas devem obedecer o item 2.4, da
seção 3.1.
Justificativa:
Atualmente, as distribuidoras têm um prazo de 60 dias para emitir a
informação de acesso e de 30 dias para emitir o parecer de acesso,
considerando uma conexão que não exija obras de reforço no sistema
de distribuição. Logo, a distribuidora tem um período de até 90 dias
para realizar todos os estudos referentes ao acesso.
Com os prazos propostos na NT nº 25/2011, a distribuidora terá que
realizar todos os estudos em 15 dias para microgeradores e 30 dias
para minigeradores. Ressalta-se que a quantidade de estudos a serem
realizados não é proporcional a capacidade instalada do gerador, pois
para geradores de menor porte há a necessidade de realização de
diversos estudos, que visam a segurança do sistema de distribuição.
Tal proposta pode, também, provocar a necessidade de priorizar os
micro e minigeradores em relação aos outros acessantes, mesmo que
estes tenham protocolado a consulta de acesso anteriormente aos
mesmos.
Atrasos na resposta do parecer de acesso de um micro ou minigerador
pode provocar adiamento da entrada em operação das instalações do
mesmo, acarretando possíveis prejuízos a esse acessante e também
aos geradores com potência superior a 1 kW.
Mantendo os prazos vigentes, todos os acessantes serão respondidos
respeitando a ordem cronológica de recebimento das consultas e
solicitações de acesso pela distribuidora.
Item 7.4 Para a central geradora classificada como minigeração
distribuída incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em
até 30 (trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso. os
prazos para cumprimento das etapas devem obedecer o item 2.4, da
seção 3.1. os prazos para cumprimento das etapas devem obedecer o
Não aceito Idem item 54.
28

57
58
Cemar
Cemar
item 2.4, da seção 3.1.
Justificativa:
A mesma do item 7.3
Itens 7.3 e 7.4
A CEMAR entende a resposta desses pareceres poderiam seguir no
mínimo, o mesmo prazo de análise e projeto de expansão que trata o
Art. 32 da REN 414/2010, permitindo um prazo de 30 dias para a
distribuidora realizar os estudos necessários para realizar o parecer de
acesso e informar ao interessado o seu resultado, tendo em vista que
esse serviço segue uma complexidade maior do que o que trata o
referido artigo.
Iten 7.2
Além do aumento do prazo para 30 dias, necessário para a garantia da
qualidade dos serviços demandados, remeter à concessionária todas
as despesas com os estudos realizados aumentará o custo global da
mesma, devido a ampliação das equipes dedicadas ao tratamento dos
pedidos de parecer de acesso, e por consequência ocorrerá o repasse
dos custos para os demais consumidores.
Como possível solução, a CEMAR vislumbra a necessidade de limitar o
número de estudos que podem ser solicitados por cada unidade
consumidora ou transferir para o interessado o custo de estudos
adicionais (além do primeiro).
Por fim, ainda quanto a este tema, existem expectativas de que o
volume de solicitações de acesso pode ser elevado assim que o novo
regulamente for publicado, havendo uma sobrecarga nas distribuidoras,
que atual na linha de frente do processo. Neste contexto, é prudente a
existência de um período de transição de pelo menos 1 ano, com
prazos mais flexíveis para a realização dos estudos (parecer de
Aceito Idem itens 48 e 52.
Não aceito
Para minigerador, o prazo de emissão do parecer de
acesso foi mantido em 30 dias quando não houver
necessidade de execução de obras de reforço ou de
ampliação no sistema de distribuição acessado. Nesse
caso, estabeleceu-se o prazo de 60 dias, que é inferior
ao prazo para geradores com potências superiores a 1
MW, mas suficiente para a complexidade da conexão
de usinas entre 100 kW e 1 MW.
29

59
60
61
AES Brasil
AES Brasil
Elektro
acesso).
Comentários item 7.2
A responsabilidade técnica e financeira pela realização dos estudos
para integração de micro e minigeração distribuída, pela proposta, são
atribuídas à distribuidora. No entanto, não há previsão de
reconhecimento na tarifa destes custos que deverão se elevar
significativamente
7.3 Para central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 15 30
(quinze trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Justificativa:
Compatibilizar ao texto da REN 414/2010 e do PRODIST módulo 3
seção 3.1 sub item 2.3.2.2 e item 5.4.
Em função da quantidade de acessos poderá haver necessidade de
revisão deste prazo, dado o aumento de atribuições para a distribuidora
referentes à conexão desta geração distribuída.
7.3 Para central geradora classificada como micro ou minigeração
distribuída incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado nos
prazos estabelecidos no item 6.2 da Seção 3.1 destes Procedimentos
de Distribuição.
Justificativa:
Consideramos os prazos insuficientes para as avaliações requeridas
neste tipo de atendimento, principalmente para os casos que requeiram
alterações no sistema acessado, que demandará inclusive
levantamentos em campo.
Não se aplica
Aceito
Não aceito Idem itens 48 e 54.
Não foram apresentadas contribuições ao texto.
Este tema deve ser tratado nos processo de reajuste e
revisão tarifária de cada empresa.
30

62
63
64
Elektro
Sugerimos manter os prazos vigentes no PRODIST, quais sejam: 30
dias no caso de não haver necessidade de obras no sistema acessado
e 120 dias no caso contrário, independentemente do porte da geração.
Destacamos que o prazo de 30 dias parece-nos adequado também
para o cliente.
Item 7.4
Eliminar este Item.
Justificativa:
A mesma para o item 7.3
Parcialmente aceito
Elektro Renumerar itens 7.5 e 7.5.1 em função da exclusão do item 7.4 Não aceito
ABINEE
7.1 O parecer de acesso é o documento formal obrigatório apresentado
pela acessada, sem ônus para o acessante, onde são informadas as
condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os
requisitos técnicos que permitam a conexão das instalações do
acessante, com os respectivos prazos, devendo indicar, quando
couber:
h) as responsabilidades do acessante;
i) os produtos para os quais devem ser apresentados os certificados
que comprovem o atendimento à certificação compulsória de produtos,
segundo determinação do Inmetro.
Justificativa:
Visando a garantir a segurança dos usuários, a competição justa e
isonômica de mercado e a qualidade dos produtos, o Inmetro gere um
programa de certificação compulsória de produtos, dentre eles, muitos
do setor elétrico. É fundamental, para a segurança de todos os
Não aceito
Os itens 7.3 e 7.4 foram juntados, mas os prazos serão
conforme itens 48 e 52.
A numeração de toda a seção foi ajustada em função
de outras contribuições.
No item que trata dos requisitos de projeto, foi
estabelecido que o acessante deve apresentar
certificados (nacionais ou internacionais) ou declaração
do fabricante que os equipamentos foram ensaiados
conforme normas técnicas brasileiras, ou, na ausência,
normas internacionais.
Essa etapa não ocorrerá na solicitação de acesso.
31

65
Rodrigo Lopes
Sauaia
envolvidos, que somente produtos certificados sejam utilizados na
geração distribuída, por isso, solicitamos a inclusão da alínea
apresentada, porque entendemos ser uma obrigação da distribuidora
apresentar a relação atualizada dos produtos com certificação
compulsória. Além disso, deve ser uma obrigação da distribuidora só
permitir a conexão em sua rede de quem atender a este requisito.
No item 7.3: alterar prazo limite para até 10 (dez) dias.
Justificativa:
Justificativas para as alterações de prazos sugeridas ao longo do
documento: manter a coerência com a diferenciação feita entre micro e
minigeração para todas as etapas que exigem prazos. O ajuste de
prazos para a assinatura de todos os contratos para 25 e 50 dias
(micro e minigeração, respectivamente) será importante para reduzir o
tempo de espera e, conseqüentemente, os custos totais da instalação
de sistemas de geração distribuída, principalmente os custos indiretos
referentes à burocracia (os chamados “soft costs”), tornando os
empreendimentos mais competitivos. Note que, por questões técnicas
e de escala, sistemas de microgeração geralmente apresentam custos
de geração de energia elétrica superiores aos sistemas de minigeração
(ou ainda sistemas de geração de grande porte), portanto o prazo
menor para estes sistemas é de extrema importância no fomento a
estas iniciativas. Cabe ressaltar que, do ponto de vista técnico, a
simplicidade e segurança na inclusão de sistemas fotovoltaicos
conectados na rede já está completamente comprovada e, portanto,
conservadorismos baseados no desconhecimento das distribuidoras e
concessionárias não podem ser aceitos como justificativas cabíveis
para manterem-se prazos elevados. Prazos demasiadamente altos,
como os propostos inicialmente, teriam um efeito extremamente
negativo na criação de um mercado inicial para sistemas de geração
distribuída conectada na rede. Favor comparar no Fluxograma 1, os
Não aceito Idem itens 48 e 54.
32

66
67
68
Rodrigo Lopes
Sauaia
Rodrigo Lopes
Sauaia
Rodrigo Lopes
Sauaia
prazos inicialmente propostos, os sugeridos neste documento e as
melhores práticas (Alemanha) atualmente utilizadas por países que
tiveram grande sucesso na introdução de geração distribuída em seu
sistema de energia elétrica:
No item 7.4: alterar prazo limite para até 20 (vinte)
dias.
Justificativa:
A mesma do item 7.3
No item 7.5: diferenciar o prazo máximo de assinatura dos contratos
necessários ao acesso: 25 (vinte e cinco) dias para microgeração e 50
(cinqüenta) dias para minigeração.
Não aceito
Justificativa:
A mesma do item 7.3
Comentários
Ainda no que tange aos itens 7.5 e 7.5.1: Além da prioridade de
atendimento (conforme o item 6.1) e da definição de prazos máximos
para a análise e aprovação de solicitações de acesso (conforme o item
7.5), deve-se estipular penalidades claras para o descumprimento
Não aceito Idem item 54.
Não aceito
O prazo para assinatura dos contratos aplica-se
somente para as centrais geradoras que não aderirem
ao sistema de compensação de energia.
Se a distribuidora não cumprir o prazo, ela estará
descumprindo resolução da ANEEL (sujeita às
penalidades da Resolução Normativa nº 63) e o
consumidor poderá acionar a Agência para resolver o
problema.
33

69
70
71
CPFL
CPFL
CEB
destes prazos por parte das distribuidoras. Tais penalidades devem
incluir a compensação, aos acessantes, de eventuais perdas
financeiras ocasionadas pelos atrasos da distribuidora no cumprimento
de suas obrigações.
Sem esta medida, os acessantes ficariam desprovidos de garantias no
caso de descumprimento dos prazos, o que poderia comprometer a
instalação dos empreendimentos.
7.3 Para central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 30
(trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Justificativa:
Dadas as competências já imputadas às Distribuidoras, pondera-se a
essa Agência que o prazo a ser estabelecido seja igual ao previsto na
REN 414/2010 para atendimento às solicitações das unidades
consumidoras, ou seja, de até 30 dias.
Comentários ao item 7.5:
Aceito
Não se aplica
Ressalta-se a questão sobre os contratos das UCs do Grupo B. Como
estes seriam estabelecidos?
7 PARECER DE ACESSO
7.1
j) potência máxima que o consumidor poderá injetar na rede,
obedecendo ao limite de 50% da potência em cada transformador
Não foram apresentadas contribuições ao texto.
alimentador.
Justificativa:
Não aceito
Não foram apresentas justificativas convincentes para o
limite de injeção de potência proposto pelo agente.
A injeção de potência permitida à geração distribuída deve ser limitada
por alguns fatores, visando garantir a segurança do sistema elétrico. A
34

72
73
74
CEB
CEB
Neoenergia
corrente nominal dos condutores e a potência dos transformadores
deve ser levada em consideração antes de permitir a instalação da
central geradora. O limite sendo feito por 50% da potência do
transformador alimentador evitaria que a injeção excessiva de potência
elevasse significativamente a tensão do sistema de distribuição e
protegeria o transformador e os condutores.
7.3 Para central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 15
(quinze) 30 (trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Justificativa:
Por ser um tema inovador, as distribuidoras ainda não possuem
procedimentos consolidados para esse tipo de conexão e, mesmo com
o prazo para adequação às novas normas, a efetiva implementação de
procedimentos adequados e a descoberta dos principais problemas
somente ocorrerá quando os primeiros consumidores se interessarem
pela geração distribuída. Logo, a fim de garantir a qualidade do
atendimento e a segurança da distribuidora e do consumidor, um prazo
mais longo de análise seria mais adequado nesse primeiro momento.
7.4 Para central geradora classificada como minigeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 30
(trinta) 45 (quarenta e cinco) dias após o recebimento da solicitação de
acesso.
Justificativa:
Aceito
A mesma do item 7.3
7.3 Para central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até 15 Aceito
(quinze) 30 (trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Não aceito Idem item 54.
35

75
76
Neoenergia
Celesc
Justificativa:
Por se tratar de um assunto novo e complexo, o prazo para elaboração
do parecer de acesso deve ser ampliado para pelo menos 30 dias.
Para a central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhada em até:
a) 30 (trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso, quando
não houver necessidade de execução de obras no sistema de
distribuição acessado;
b) 120 (cento e vinte) dias após o recebimento da solicitação de
acesso, quando houver necessidade de execução de obras de reforço
ou de ampliação no sistema de distribuição acessado ou necessidade
de elaboração de estudo ou informação adicional pelo acessante.
Justificativa:
O prazo de 15 dias não é factível, devido a complexidade das
solicitações de acesso. O texto deve se adequar ao Módulo 3 - Acesso
ao Sistema de Distribuição do PRODIST.
7.2 Compete à distribuidora a realização de todos os estudos para a
integração de micro distribuída, devendo informar à central
geradora a relação de dados necessários à elaboração dos
referidos estudos que devem ser apresentados quando da
solicitação de acesso, realizados sem ônus ao acessante.
Justificativa:
Considerando o porte da minigeração, especialmente diante do
montante de energia injetada na rede de distribuição, considera-se que
este acessante deve realizar os estudos necessários, conforme item 5
da Seção 3.2.
Não aceito Idem item 48.
Não aceito
Para minigerador, o prazo de emissão do parecer de
acesso foi mantido em 30 dias quando não houver
necessidade de execução de obras de reforço ou de
ampliação no sistema de distribuição acessado. Nesse
caso, estabeleceu-se o prazo de 60 dias, que é inferior
ao prazo para geradores com potências superiores a 1
MW, mas suficiente para a complexidade da conexão
de usinas entre 100 kW e 1 MW.
36

77
78
Celesc
Celesc
7.3 Para central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até
30 (trinta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Justificativa:
Necessário maior prazo para elaboração dos estudos de viabilidade e
emissão do parecer de acesso.
7.4 Para central geradora classificada como minigeração distribuída
incentivada, o parecer de acesso deve ser encaminhado em até
60 (sessenta) dias após o recebimento da solicitação de acesso.
Justificativa:
Necessário maior prazo para elaboração dos estudos de viabilidade e
emissão do parecer de acesso.
8. CRITÉRIOS TÉCNICOS E OPERACIONAIS
8.1 Ponto de conexão.
Aceito
Não aceito Idem item 54.
8.1.1 Para central geradora classificada como minigeração distribuída incentivada, o ponto de conexão deve situar-se na interseção das instalações de
interesse restrito, de propriedade do acessante, com o sistema de distribuição acessado.
8.1.3 Para central geradora classificada como microgeração distribuída incentivada, o ponto de conexão às instalações da distribuidora é o mesmo da
unidade consumidora.
8.2 Conexão.
8.2.1 Aplicam-se os procedimentos descritos no item 5 da seção 3.2, no que couber.
37

Nº
79
80
81
8.2.2 As centrais geradoras classificadas como micro ou minigeração distribuída incentivada estão dispensadas de realizar os estudos descritos no
item 5 da seção 3.2 os quais, caso sejam necessários, deverão ser realizados pela distribuidora, sem ônus para o acessante.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
GIZ 1) Renumerar o subitem 8.1.3 para 8.1.2. Aceito
Grupo REDE
Light
Item 8.1.1 e 8.1.3
8.1.1 Para central geradora classificada como microgeração distribuída
incentivada, o ponto de conexão às instalações da distribuidora é o
mesmo da unidade consumidora
8.1.2 Para central geradora classificada como minigeração distribuída
incentivada, o ponto de conexão deve situar-se na interseção das
instalações de interesse restrito, de propriedade do acessante, com o
sistema de distribuição acessado.
Justificativa:
Aceito
Ordenação e correção da itemização.
Item 8.2.2 As centrais geradoras classificadas como micro ou
minigeração distribuída incentivada não estão dispensadas de realizar
os estudos descritos no item 5 da seção 3.2 os quais, caso sejam
necessários, deverão podem ser realizados pela distribuidora, sem
sendo o ônus responsabilidade para do acessante.
Não aceito
Justificativa:
A realização de estudos, para acesso à rede de distribuição, se torna
necessária para um gerador que possui capacidade instalada menor ou
igual a 1 MW, pois os riscos inerentes a este tipo de conexão são
No entanto, os conceitos foram ajustados em função
das demais contribuições.
Todos os estudos de integração da usina devem ser
realizados pela distribuidora.
38

82
83
AES Brasil
CPFL
similares aos de um gerador de maior porte. Estudos necessários para
ajustar a proteção do gerador e das devidas adaptações nos
equipamentos do sistema de distribuição podem evitar riscos para a
operação da rede de distribuição.
Segue abaixo um exemplo meramente ilustrativo: Ex: Um gerador
distribuído foi conectado a rede de média tensão de uma distribuidora,
porém não foram realizados todos os estudos necessários. Por
conseqüência, a proteção deste gerador não foi ajustada de forma
adequada. O cabo de uma das fases do alimentador de distribuição
conectado a este gerador distribuído se rompeu e caiu no chão, a
proteção da distribuidora foi sensibilizada e o alimentador foi desligado,
porém se o gerador não estivesse com a proteção ajustada
corretamente e ficasse energizando o defeito, um pedestre poderia ser
eletrocutado pelo cabo que estava no chão.
Comentários ao item 8.2.2
A responsabilidade técnica e financeira pela realização dos estudos
para integração de micro e minigeração distribuída, pela proposta, são
atribuídas à distribuidora. No entanto, não há previsão de
reconhecimento na tarifa destes custos que deverão se elevar
significativamente
Renumerar item 8.1.2 ...
Justificativa:
Entende-se que não há diferença do ponto de conexão para
atendimento em MT ou BT, uma vez que não pode existir rede
particular em via pública. Pode-se correr o risco de se desvincular a
geração de sua respectiva unidade de consumo.
Vê-se com preocupação a possibilidade de conexão de geração
distribuída incentivada em instalações de interesse restrito do
acessante uma vez que é passível de incorporação pela distribuidora,
Não se aplica Idem item 59
Aceito
39

84
85
CPFL
Celesc
sobre o critério de mínimo custo global quando da necessidade de
expansão de seu sistema de distribuição ou para conexão de novos
acessantes.
Renumerar item 8.1.3 para 8.1.1
Justificativa:
Adequar redação.
8.2.2 As centrais geradoras classificadas como micro distribuída
incentivada estão dispensadas de realizar os estudos descritos
no item 5 da seção 3.2 os quais, caso sejam necessários,
deverão ser realizados pela distribuidora, sem ônus para o
acessante.
Justificativa:
Considerando o porte da minigeração, especialmente diante do
montante de energia injetada na rede de distribuição, considera-se que
este acessante deve realizar os estudos necessários, conforme item 5
da Seção 3.2.
9. REQUISITOS DE PROJETOS
9. Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.3 deste Módulo, no que couber.
Aceito
Não aceito
Compete à distribuidora a realização de todos os
estudos para a integração de micro e minigeração
distribuída, sem ônus ao acessante, devendo informar à
central geradora a relação de dados necessários à
elaboração dos referidos estudos que devem ser
apresentados quando da solicitação de acesso.
9.1 Para fins de definição da tensão de conexão da central geradora devem ser consideradas as faixas de potência indicadas na Tabela 1.
TABELA 1 – NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO DE MICRO E MINICENTRAIS GERADORAS
Potência Instalada
Nível de Tensão de Conexão
< 10 kW Baixa Tensão (monofásico)
10 a 100 kW Baixa Tensão (trifásico)
40

100 a 500 kW Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão
500 kW a 1 MW Média Tensão
9.2 A Tabela 2 indica os requisitos mínimos necessários para o ponto de conexão da central geradora.
TABELA 2 – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA
EQUIPAMENTO
Potência Instalada
< 100 kW
100 kW a
500 kW (4)
Elemento de desconexão (1) Sim Sim Sim
Elemento de interrupção (2) Sim Sim Sim
Transformador
acoplamento
de
Não Sim Sim
Proteção de
sobretensão
sub e
Sim (3) Sim (3) Sim
Proteção de
sobrefreqüência
sub e
Sim (3) Sim (3) Sim
Proteção contra
Não
desequilíbrio de corrente
Não Sim
Proteção contra desbalanço
Não
de tensão
Não Sim
Sobrecorrente direcional Não Não Sim
Sobrecorrente com restrição
de tensão
Não Não Sim
Relé de sincronismo Sim Sim Sim
Anti-Ilhamento Sim Sim Sim
500 kW a 1 MW
(4)
41

Notas:
Estudo de curto-circuito Não Sim (5) Sim (5)
Medição
Medidor 4
Quadrantes
Medidor 4 Quadrantes
Ensaios Sim (6) Sim (6) Sim (6)
Medidor 4
Quadrantes
(1) Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu
sistema.
(2) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando e/ou proteção.
(3) Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletro-eletrônico que detecte tais anomalias e que produza uma saída capaz
de operar na lógica de atuação do elemento de desconexão.
(4) Nas conexões acima de 300 kW, se o lado da acessada do transformador de acoplamento não for aterrado, deve-se usar uma proteção de
sub e de sobretensão nos secundários de um conjunto de transformador de potência em delta aberto.
(5) Se a norma da distribuidora indicar a necessidade de realização estudo de curto-circuito, caberá à acessada a responsabilidade pela sua
execução.
(6) Os ensaios devem ser os mesmos recomendados pelo fabricante e deverão ser realizados pelo acessante.
9.3 Os valores de referência a serem adotados para os indicadores: tensão em regime permanente, fator de potência, distorção harmônica,
desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e variação de freqüência são os estabelecidos na Seção 8.1 do Módulo 8 – Qualidade da Energia.
9.4 A acessada pode propor proteções adicionais, desde que justificadas tecnicamente, em função de características específicas do sistema de
distribuição acessado, exceto para central geradora classificada como microgeração distribuída incentivada.
9.5 A central geradora classificada como minigeração distribuída incentivada deve estar conectada ao sistema de distribuição da acessada através
de um transformador de acoplamento.
42

Nº
86
87
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
Aimé Fleury de
Carvalho Pinto
Neto, Eng.
Eletricista
Aimé Fleury de
Carvalho Pinto
Neto, Eng.
Eletricista
9.2 Medição (< 100 kW): Medidor 2 Quadrantes
Justificativa:
A microgeração será feita por acessantes que tem conta faturada
apenas com o consumo de energia ativa, logo não é necessário um
medidor de 4 quadrantes, mas apenas um de 2 quadrantes para que o
sistema de Compensação de Energia seja feito. Além disso, no caso de
microgeração fotovoltaica, os inversores utilizados nesses sistemas
são projetados para trabalhar com fator de potência unitário, logo a
quantidade de energia reativa injetada na rede é ínfima e não
justificável para a utilização de um medidor de 4 quadrantes, o que
resultaria em um aumento do custo do sistema desnecessário.
9.2 Ensaios (

88
89
90
Aimé Fleury de
Carvalho Pinto
Neto, Eng.
Eletricista
Aimé Fleury de
Carvalho Pinto
Neto, Eng.
Eletricista
Aimé Fleury de
Carvalho Pinto
Neto, Eng.
Eletricista
9.2 Proteção de sub e sobretensão: (3) Não é necessário relé de
proteção específico, mas um sistema eletro-eletrônico que detecte tais
anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de
atuação do elemento de interrupção. O sistema de proteção contra
sobre/sub tensão e frequência dos inversores de conexão à rede é
suficiente.
Justificativa:
Os inversores de conexão à rede para sistemas fotovoltaicos já
apresentam proteção contra sub/sobre tensão e frequência, logo um
dispositivo externo ao inversor seria redundante e desnecessário.
9.2 – Relé de sincronismo: Sim, porém para sistemas fotovoltaicos não
é necessário.
Justificativa:
Os sistemas FV não funcionam como uma fonte de tensão, como em
geradores síncronos, ele apenas injeta corrente na rede, logo o
sincronismo de tensão seria algo desnecessário e oneroso.
9.3 Comentários: Os valores de referência do PRODIST devem ser
revistos, e incluídos valores para sistemas Fotovoltaicos em específico,
como os mesmos funcionam injetando corrente na rede e não gerando
um sinal de tensão, os valores de distorção harmônica de tensão não
são válidos, logo valores de distorção harmônica de corrente deveriam
ser incluídos para os geradores acoplados como fonte de corrente,
excluindo as cargas. O mesmo vale para o desequilíbrio de tensão.
Também deveriam ser incluídos valores máximos de injeção de
corrente contínua e tempo mínimo de reconexão após desconexão
devido a condições anormais da rede.
Aceito
Parcialmente aceito Idem item 88
Não aceito
Nos sistemas que se conectam à rede através de
inversores, as proteções podem estar inseridas nos
referidos equipamentos, sendo a redundância de
proteções desnecessária para microgeradores
distribuídos.
Devem ser seguidos os valores de referência do Módulo
8 do PRODIST e também aqueles estabelecidos em
normas técnicas brasileiras, específicas para cada
fontes de energia.
44

91
92
93
Ildo Bet, COBEI
Ildo Bet, COBEI
Ildo Bet, COBEI
9.1 Tabela 1 - Nível de Tensão de Conexão :

94
95
Ildo Bet, COBEI
Ildo Bet, COBEI
melhorar o entendimento, pois com elemento de desconexão há a
confusão sobre quem as proteções devem atuar: elemento de
interrupção (elemento de desconexão e interrupção automático
acionado por comando e/ou proteção) ou elemento de desconexão
(chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para
garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu
sistema).
As proteções devem atuar sobre o elemento de interrupção, que não
precisa ser visível e acessível pela distribuidora, o qual pode estar
interno à instalação ou a um equipamento, por exemplo inversor.
Em sistemas de geração distribuída que utilizam inversor para fazer a
conexão à rede, as proteções de sobre/ sub tensão e freqüência já
estão presentes no inversor e atuando sobre o elemento de interrupção
interno, sendo assim, proteções de sobre/ sub tensão e freqüência
externas ao inversor seriam redundantes ao sistema.
9.2, Tabela 2, Relé de sincronismo: Sim Sim (7) (acrescentar a nota 7
em todas as faixas de potência)
(7) para sistemas que se conectam à rede através de inversores essa
funcionalidade é intrínseca, sendo desnecessário o relé de sincronismo
externo ao inversor.
Justificativa:
A função de sincronismo já é exercida pelo controle interno de
inversores para conexão à rede de sistemas fotovoltaicos sendo
desnecessário o relé de sincronismo externo ao inversor. Além disso, o
funcionamento dos atuais relés de sincronismo não são aptos para
funcionar com fontes de corrente, por exemplo os inversores atuais.
9.2, Tabela 2, Nota de rodapé (6): Os equipamentos deverão
apresentar certificação conforme as normas brasileiras vigentes,
ficando a certificação sob responsabilidade dos fabricantes.
Aceito
Parcialmente aceito Idem item 87
46

96
97
Ildo Bet, COBEI
Laboratório de
Sistemas
Fotovoltaicos –
IEE/USP
Justificativa:
Se cada equipamento for ensaiado pelas recomendações dos
fabricantes, os valores de referência exigidos podem ser incompatíveis
com as características da rede da acessada, daí a importância de uma
certificação baseada em normas brasileiras. Não é necessário que
cada unidade seja ensaiada, mas que a acessada exija que o
equipamento utilizado seja homologado pelo sistema de certificação do
INMETRO.
9.3 Comentários: Alguns valores de referência que são aplicáveis à
geração distribuída através de sistemas fotovoltaicos não estão
presentes na Seção 8.1 do Módulo 8 – Qualidade da Energia, como:
distorção harmônica de corrente, injeção máxima de corrente contínua,
tempo máximo de ilhamento, tempo mínimo de reconexão após
condições anormais da rede, tempo máximo de desconexão em casos
de sobre/sub tensão e freqüência e valores de desconexão em caso de
sobre/sub tensão e freqüência. Além disso deve-se incluir que para
sistemas que apresentem compensação de reativos, o fator de
potência mínimo de 0,92 (capacitivo ou indutivo) pode ser menor.
9.2, Tabela 2, Nota de rodapé (2): Elemento de desconexão e
interrupção automático acionado por comando e/ou proteção. No caso
de geração distribuída, a qual se conecta a rede através de inversores,
o elemento de interrupção pode estar agregado ao inversor e não
precisa ser acessível e visível à acessada.
Justificativa:
Em sistemas de geração distribuída que utilizam inversor para fazer a
conexão à rede, a interrupção do fornecimento de energia é realizada
pelo próprio inversor, sendo assim, um elemento de interrupção
Não aceito Idem item 90
Parcialmente aceito Idem item 88
47

98
Laboratório de
Sistemas
Fotovoltaicos –
IEE/USP
99 Laboratório de
Sistemas
Fotovoltaicos –
IEE/USP
externo ao inversor seria redundante e oneroso ao sistema.
9.2, Tabela 2, Nota de rodapé (3): Não é necessário relé de proteção
específico, mas um sistema eletro-eletrônico que detecte tais
anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de
atuação do elemento de desconexão de interrupção. No caso de
geração distribuída, a qual se conecta a rede através de inversores, se
o(s) inversor(es) contiverem as proteções exigidas, não são
necessários dispositivos externos ao inversor que exerçam a mesma
função.
Justificativa:
Deve-se trocar o elemento de desconexão por de interrupção para
melhorar o entendimento, pois com elemento de desconexão há a
confusão sobre quem as proteções devem atuar: elemento de
interrupção (elemento de desconexão e interrupção automático
acionado por comando e/ou proteção) ou elemento de desconexão
(chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para
garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu
sistema).
Em sistemas de geração distribuída que utilizam inversor para fazer a
conexão à rede, as proteções de sobre/ sub tensão e freqüência já
estão presentes no inversor e atuando sobre o elemento de interrupção
interno, sendo assim, proteções de sobre/ sub tensão e freqüência
externas ao inversor seriam redundantes e onerosas ao sistema.
9.2, Tabela 2, Medição: < 100 kW, Medidor de 4 Quadrantes Medidor
Bidirecional.
Justificativa:
Aceito
Aceito
48

100
Laboratório de
Sistemas
Fotovoltaicos –
IEE/USP
Levando em consideração o item 13.3 desta minuta (A unidade
consumidora que aderir ao sistema de compensação de energia da
distribuidora deverá ser faturada conforme disposto nas Condições
Gerais de Fornecimento, não se aplicando as regras de faturamento de
centrais geradoras, estabelecidas em regulamentos específicos) e o
artigo 106 da Resolução Normativa N° 414/2010 da ANEEL (o
faturamento de unidade consumidora do grupo B deve ser realizado
com base no consumo de energia elétrica ativa), os sistemas abaixo de
100 kW que forem instalados em unidades consumidoras do grupo B e
que aderiram ao sistema de compensação de energia necessitam
apenas de um medidor bidirecional (medição da geração e consumo de
energia ativa), como esses consumidores não serão faturados também
pelos reativos demandados, não há necessidade de um medidor de 4
quadrantes (medição da geração e consumo de energia ativa e
reativa).
Este tipo de medidor, além de ser desnecessário nesse caso, é
bastante oneroso ao sistema. Além disso, em microgeração distribuída
através sistemas fotovoltaicos, o sistema é projetado para injetar
apenas potência ativa na rede. Mesmo que durante baixos níveis de
radiação solar o fator de potência do sistema se distancia da unidade
devido aos elementos reativos contidos no inversor, a quantidade de
energia reativa injetada na rede durante esses períodos de baixa
radiação solar é muito pequena e não justifica que seja utilizado um
medidor de 4 quadrantes para medir os reativos.
9.2, Tabela 2, Nota de rodapé (6): Os equipamentos deverão
apresentar certificação conforme as normas brasileiras vigentes,
ficando a certificação de responsabilidade pelos fabricantes.
Justificativa:
Parcialmente aceito Idem item 87
49

101
102 GIZ
103
Laboratório de
Sistemas
Fotovoltaicos –
IEE/USP
GIZ
Não é necessário que cada equipamento seja ensaiado, mas que a
acessada exija que o equipamento utilizado seja certificado. Se cada
equipamento for ensaiado e pelas recomendações dos fabricantes,
além de ficar muito oneroso ao acessante, os valores de referência
exigidos pelo fabricante podem ser incompatíveis com as
características da rede da acessada, daí a importância de uma
certificação baseada em normas brasileiras.
9.3 Comentários: Alguns valores de referência que são aplicáveis à
geração distribuída através de sistemas fotovoltaicos não estão
presentes na Seção 8.1 do Módulo 8 – Qualidade da Energia, como:
distorção harmônica de corrente, injeção máxima de corrente contínua,
tempo máximo de ilhamento, tempo de mínimo de reconexão após
condições anormais da rede, tempo máximo de desconexão em casos
de sobre/ sub tensão e valores de desconexão em caso de sobre/sub
tensão.
1) Renumerar o subitem 9 para 9.1, e os demais subitens
consecutivamente, de 9.2 até 9.6.
2) Tabela 1: A potência de 10kW suprida em baixa tensão monofásica
por diversos microgeradores poderia causar desequilíbrio de fases. Os
padrões regulatórios internacionais estabelecem como limite 5kW e
4,6kVA. A Tabela 1 seria revisada conforme abaixo:
Não aceito Idem item 90
Aceito
Parcialmente aceito Foi aceita a contribuição do item 91
50

104
105
106
107
108
GIZ
GIZ
GIZ
GIZ
Copel
3) Tabela 1, Nota 1: Tendo em vista evitar um custo de investimento
relativamente elevado para pequenos sistemas, o texto da Nota 1 deve
ser revisado para: “Chave seccionadora
visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da
central geradora durante manutenção em seu sistema. Excluem-se os
sistemas fotovoltaicos e eólicos até
20kW conectados à rede por inversores.”
4) Tabela 2, Nota 2: Tendo em vista evitar um custo de investimento
desnecessariamente elevado, o texto da Nota 2 deve ser revisado
para: “Para potências menores que 100kW:
Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por
proteção. Para potências iguais ou maiores que 100kW: Elemento de
desconexão e interrupção automático acionado por comando e/ou
proteção.”
5) Tabela 2, Relé de Sincronismo: Deve ser Inserida a Nota 7 com o
seguinte texto: ”Não se aplica a sistemas conectados à rede através de
inversores, tais como fotovoltaicos e eólicos, porque a frequência da
corrente injetada é automaticamente sincronizada com a frequência da
rede.”
6) Tabela 2, Medidor de Quatro Quadrantes (MQQ): Para sistemas até
20kW, o uso de MQQ poderá inviabilizar economicamente o acesso à
rede de distribuição, face ao custo
elevado desses equipamentos. Sugere-se avaliar o uso de medidores
eletrônicos bidirecionais padronizados internacionalmente para
microgeração.
TABELA 1 – NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO
DE MICRO E MINICENTRAIS GERADORAS
Parcialmente aceito Idem item 88
Aceito
Não aceito Idem item 94 e 88
Aceito
Não aceito
O medidor será bidirecional para microgeração (pode
ser de 2 quadrantes) e 4 quadrantes para minigeração.
Não há porque igualar o limite de potência instalada de
uma central geradora ao limite para unidade
consumidora, que também pode ser superior e
permanecer ligada em baixa tensão.
51

109
Copel
Justificativa:
Potência
Instalada
Nível de Tensão de Conexão
< 10 kW Baixa Tensão (monofásico/)
até 75 kW Baixa Tensão (monofásico, bifásico
ou trifásico)
76 a 500 kW Baixa Tensão (rede subterrânea -
trifásico) / Média Tensão
500 kW a 1 MW Média Tensão
As potências de 75 kW no lugar de 100 kW foram justificadas no item
2.1 anterior.
TABELA 2 – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA
INSTALADA
Não aceito
Não há porque igualar o limite de potência instalada de
uma central geradora ao limite para unidade
consumidora, que também pode ser superior e
permanecer ligada em baixa tensão.
Para potência entre 100 kW e 500 kW, o nível de
tensão de conexão da central geradora será definido
pela distribuidora em função das limitações técnicas da
rede.
52

EQUIPAMENTO Potência Instalada (vide justificativas abaixo)
< 75 kW (8) 76 kW a
300 kW (4)
301 kW a
500 kW (4)
500 kW a 1 MW
(4)
Elemento de
desconexão (1)
Sim Sim Sim Sim
Elemento de
interrupção (2)
Sim Sim Sim Sim
Transformador de
acoplamento
Não Sim (9) Sim (9) Sim (9)
Proteção de sub e
sobretensão
Sim (3) Sim Sim Sim
Proteção de
sobretensão de
sequência zero
Não Sim (10 ) Sim (10) Sim (10)
Proteção de sub e
sobrefreqüência
Sim (3) Sim Sim Sim
Proteção contra
desequilíbrio de
corrente
Não Não Sim Sim
Proteção contra
desbalanço de
tensão
Não Não Não Sim
Sobrecorrente
direcional
Não Não Não Sim
Sobrecorrente de
fase e neutro
Sim (11) Sim (11) Sim (11) Não
Sobrecorrente com
restrição de tensão
Não Não Não Sim
Relé de
sincronismo
Sim Sim Sim Sim
Anti-Ilhamento (12) Sim Sim Sim Sim
Estudo de curtocircuito
Sim(7) Sim(5) Sim(5) Sim (5)
Medição Medidor 4 Medidor 4 Medidor 4 Medidor 4
Quadrantes Quadrantes Quadrantes Quadrantes
Ensaios Sim (6) Sim (6) Sim (6) Sim (6)
Justificativa:
a) Até 75 kW:
75 kW é a potência de transição do fornecimento em BT para AT,
conforme se observa na Resolução Normativa 414/2010, comentado
anteriormente.
53

) De 76 a 300 kW
Segundo a norma NBR 14039/2003, Instalações Elétricas de Média
Tensão, a partir de 300 kW há a necessidade de instalação de
disjuntor e relés de proteção no primário ( item 5.3.1.2 ). Caso
reuníssemos esta classe com a de 301 a 500 kW, oneraríamos de
sobremaneira a primeira, hoje protegida com chaves fusíveis no
primário e disjuntor no secundário, conforme o item 5.3.1.1 da referida
NBR.
c) De 301 a 500 kW
Em princípio esta classe seria reunida com a de 501 a 1.000 kW,
porém o PRODIST, Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição,
seção 3.3, tabela 2 estipula certas proteções adicionais (função ANSI
46, 60, 67, 51V) para instalações maiores do que 500 kW. Caso
fossem fundidas as duas categorias, haveria uma majoração nos
custos da proteção para os geradores de 301 a 500 kW .
d)De 501 a 1000 kW
O limite inferior está justificado no item anterior. O superior somente
poderá ser estabelecido por intermédio de estudos, caso a caso.
Como regra geral tomamos a potência adotada como limite superior de
usinas CGHs, 1.000 kW.
e) Acima de 1.000 kW
Vale a mesma justificativa da categoria anterior.
54
Formatado: Justificado
Formatado: Justificado

110
111
112
Copel
Copel
Copel
Nota Tabela 2:
((2) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por
comando e/ou proteção,. Quando a fonte primária é em CC ou
CA/CA, será permitido o elemento de desconexão integrar o sistema
de controle e proteção.
Justificativa:
Reduzir custos para fontes eólicas e fotovoltáicas
Nota Tabela 2:
(3) Para sistemas que utilizem conversores eletrônicos de potência,
como interface entre gerador e a rede, não é necessário relé de
proteção específico, mas um sistema eletro-eletrônico que detecte
tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de
atuação do elemento de desconexão. Caso o inversor possua
elemento de desconexão interno, fica dispensada a instalação de
outro, externo.
Justificativa:
Racionalização da instalação quando o sistema de controle e proteção
incorporar as funções de proteção da tabela 2.
Nota Tabela 2:
(4) Nas conexões acima de 76 kW, se o lado da acessada do
transformador de acoplamento não for aterrado, deve-se usar uma
proteção de sub e de sobretensão nos secundários de um conjunto de
transformador de potencial em delta aberto.
Parcialmente aceito Foi aceita contribuição do item 105
Parcialmente aceito Idem item 88
Não aceito
Foi aceita a contribuição do item 144 e esta nota foi
excluída.
55

113
114
Copel
Copel
Justificativa:
A rigor, se o transformador do lado da acessada não possuir neutro
aterrado é necessário a instalação de proteção de sobretensão de
sequência zero. A dispensa desta para instalações abaixo de 76 kW
se deve apenas a razões econômicas.
Nota Tabela 2:
(5) Se a norma da distribuidora indicar a necessidade de realização
estudo de curto-circuito, caberá ao acessante a responsabilidade pela
sua execução desde o ponto de conexão (inclusive) até a totalidade
de suas instalações. Os estudos à montante do ponto de conexão são
de responsabilidade da distribuidora. Os ajustes de proteção no ponto
de entrega definidos pelo acessante, devem ser aprovados pela
distribuidora objetivando a coordenação e seletividade do sistema
elétrico de distribuição.
Justificativa:
Entendemos que os estudos de curto-circuito internos às instalações
do acessante são de responsabilidade do mesmo. As instalações do
acessante podem compreender, além do sistema de geração
incentivada, diversos outros sistemas de carga ou mesmo geração,
cada qual com seu sistema de proteção. A inclusão de um sistema de
geração acarreta na realização de novos estudos de curto-circuito e
readequação dos ajustes de proteção em outras partes da planta do
acessante, não podendo estes ser de responsabilidade da
distribuidora.
Nota Tabela 2:
Não aceito Idem item 47
Não aceito Idem item 47
56

115
116
117
Copel
Copel
Copel
(7) Para os sistemas que possuírem inversores de freqüência e
possuírem incorporadas nesta interface as funções de proteção de
acordo com a nota 3, fica dispensada a apresentação de estudo de
curto circuito e de coordenação das proteções.
Nota Tabela 2:
(8) Aplicável a geradores convencionais e geração que utilize
inversores de freqüência para potência máxima instalada até 75 KW
(Monofásico, Bifásico ou Trifásicos) – conectados na Baixa Tensão.
Para Geração que utilize inversores de freqüência para se conectar na
rede da concessionária (Eólica, Foto voltaica, Célula Combustível),
poderão ser instalados sistemas de proteção incorporados nos próprios
equipamentos de eletrônica de potência (Inversores).
Nota Tabela 2:
(9) Para faixa de potência entre 76 kW a 1000 kW, quando o
transformador de interligação a ser utilizado não possuir ligação em
Delta (Triângulo), deverá ser instalado um transformador de
acoplamento no gerador, com relação de transformação 1:1 e conexão
delta/estrela aterrado ( lado do gerador), para fins de isolação de
componentes de seqüência zero e filtro de harmônicos que possam ser
gerados pelo gerador a ser conectado na rede da concessionária.
Nota Tabela 2:
(9) Para faixa de potência entre 76 kW a 1000 kW, quando o
transformador de interligação a ser utilizado não possuir ligação em
Parcialmente aceito Idem item 88
Não aceito
Não aceito Idem item 116
A acessada pode propor proteções adicionais, desde
que justificadas tecnicamente, em função de
características específicas do sistema de distribuição
acessado, exceto para central geradora classificada
como microgeração distribuída.
57

118
119
120
Copel
Copel
Copel
Delta (Triângulo), deverá ser instalado um transformador de
acoplamento no gerador, com relação de transformação 1:1 e conexão
delta/estrela aterrado ( lado do gerador), para fins de isolação de
componentes de seqüência zero e filtro de harmônicos que possam ser
gerados pelo gerador a ser conectado na rede da concessionária.
Nota Tabela 2:
(10) Para sistemas com MT em delta.
Nota: A proteção referida nesta nota é a mesma da (4) anterior.
Entendemos que a melhor técnica é a de abrir linha adicional na tabela,
conforme sugerido.
Nota Tabela 2:
(11) As proteções de sobrecorrente são básicas para qualquer sistema
de geração.
Nota Tabela 2:
(12) Para os casos de controles estáticos o sistema de anti ilhamento
poderá ser passivo (implementado com relé função ANSI 78 e 81 dF/dt)
ou ativo.
Não aceito A Nota 4 foi excluída.
Não aceito Idem item 116
Não aceito Idem item 116
58

121
122
123
Grupo REDE
Grupo REDE
Grupo REDE
Item 9.1
Pot Instalada Nível de tensão de Conexão
< 10 kW Baixa Tensão (monofásico)
10 a 100 kW Baixa Tensão (trifásico)
101 a 500 kW BT (trifásico) / MT
501 a 1 MW Média Tensão
Justificativa:
Definir melhor a faixa de potência.
Item 9.2
Considerando que os inversores possuem as proteções, entendemos
que o elemento de desconexão e interrupção seja um disjuntor que
deve ser instalado antes do inversor.
Justificativa:
Para atuar como proteção geral, inclusive para uma possível falha do
inversor.
Item 9.5
A central geradora classificada como minigeração distribuída
incentivada deve estar conectada ao sistema de distribuição da
acessada através de um transformador de acoplamento.
Alternativamente poderá ser conectada na baixa tensão, se o estudo
da distribuidora definir ser possível essa conexão.
Sugerimos que a minigeração seja instalada somente através de
transformador de acoplamento, excluindo-o da baixa tensão.
Aceito
Não se aplica
Aceito
Não foram apresentadas contribuições ao texto.
O elemento de interrupção automático acionado por
proteção, para microgeradores distribuídos e por
comando e/ou proteção, para minigeradores
distribuídos.
A Tabela 2 prevê a utilização de transformador de
acoplamento só para minigeração distribuída.
Para minigeração, o nível de tensão de conexão da
central geradora será definido pela distribuidora em
função das limitações técnicas da rede.
59

124
Cemig
Justificativa:
Existe contradição entre os dois itens.
Entendemos que é muito pequena a possibilidade de atender a
minigeração através da baixa tensão.
9.1 Para fins de definição da tensão de conexão da central geradora
devem ser consideradas as faixas de potência indicadas na Tabela 1.
TABELA 1 – NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO
DE MICRO E MINICENTRAIS GERADORAS
Potência Instalada Nível de Tensão de Conexão
(*) – As conexões em baixa tensão realizadas através de redes de
média tensão monofásica estão limitadas pela potência máxima de
transformação de 37,5 kVA.
A abertura para atendimento a bifásico se deve a esta restrição. Neste
caso o acessante será considerado bifásico para efeito de medição e
tarifação.
No que tange a alteração para 75 kW é manter a conformidade com a
resolução 414 (artigo 12 inciso I) que estabelece este limite.
(**) – O nível de tensão de conexão deve ser estabelecido de acordo
com os padrões das distribuidoras conforme artigo 13 da resolução
414.
Não aceito
Não há porque igualar o limite de potência instalada de
uma central geradora ao limite para unidade
consumidora, que também pode ser superior e
permanecer ligada em baixa tensão.
60

125
Cemig
Justificativa:
Adequação ao nível de tensão 127/220V (mono/bifásico).
9.2 A Tabela 2 indica os requisitos mínimos necessários para o ponto
de conexão da central geradora.
(6) Os ensaios devem ser os mesmos recomendados pelo fabricante e
deverão ser realizados pelo acessante em entidades reconhecidas
oficialmente.
(7) Para as unidades dentro dessa faixa que queira se conectar em
média tensão, as proteções deverão estar contempladas
Não aceito
Não há porque igualar o limite de potência instalada de
uma central geradora ao limite para unidade
consumidora, que também pode ser superior e
permanecer ligada em baixa tensão.
Para minigeração, o nível de tensão de conexão da
central geradora será definido pela distribuidora em
função das limitações técnicas da rede.
61

126
Light
Item 9.2 A tabela 2 indica os requisitos mínimos necessários para o
ponto de conexão da central geradora.
Tabela 2 – Requisitos Mínimos em função da potência instalada
Justicativa:
Esta tabela determina que para conexão de geradores com potência
inferior a 100 kW não há a necessidade de realização de estudos de
curto circuito e de instalação de transformador de acoplamento.
O estudo de curto-circuito deve ser obrigatório, pelos mesmos motivos
já citados no item 8.2.2.
Em relação ao transformador de acoplamento, deve-se respeitar a
norma da distribuidora acessada. Nos acessos ao sistema de
distribuição da Light tem sido exigido um transformador de
acoplamento com conexão DELTA para o lado da concessionária, para
evitar o desligamento do disjuntor do alimentador de interligação
através do relé de neutro e impedir que os geradores provoquem um
grande aumento no nível de curto-circuito fase-terra na rede de
distribuição. Outro aspecto relevante na qualidade da energia está
relacionado às perturbações no sistema elétrico causadas por
correntes harmônicas, principalmente as de terceira ordem e seus
Não aceito
A acessada pode propor proteções adicionais, desde
que justificadas tecnicamente, em função de
características específicas do sistema de distribuição
acessado, exceto para central geradora classificada
como microgeração distribuída.
62

127
128
129
Light
Light
Cemar
múltiplos, originárias do sistema de geração do acessante.
Item 9.2
Notas:
Item (5) Se a norma da distribuidora indicar a necessidade de
realização estudo de curto-circuito, caberá à ao acessada
acessante a responsabilidade pela sua execução.
Justificativa:
A responsabilidade de realização de tais estudos deve continuar sendo
do acessante, tendo em vista o curto prazo proposto na nota técnica
nº25/2011, em que as distribuidoras devem responder a uma
solicitação de acesso de microgeração no prazo de apenas 15 dias.
Item 9.4 A acessada pode propor proteções adicionais, desde que
justificadas tecnicamente, em função de características específicas do
sistema de distribuição acessado, exceto para central geradora
classificada como microgeração distribuída incentivada.
Justificativa:
A LIGHT entende que a acessada sempre possa propor
proteções adicionais, inclusive nos casos de micro e minigeração. Esta
é uma medida fundamental para garantir a segurança e o bom
funcionamento do sistema de distribuição e principalmente para a
segurança das equipes de operação e manutenção das distribuidoras e
de seus clientes.
Comentários quanto à qualidade de energia :
Regulação de Tensão
A instalação de geradores distribuídos nas redes pode elevar as
Não aceito Idem item 126
Não aceito Idem item 126
Não se aplica
Não foram apresentadas contribuições ao texto.
63

130
Cemar
131 Cemar
tensões nodais em regime permanente levando à necessidade de
limitar a potência injetada por eles. Contudo, não é possível determinar
o grau de responsabilidade de cada gerador de forma que a limitação
da geração seja imposta de forma adequada.
Tal fato ocorre, pois, atualmente, não existe ferramenta computacional
que permita determinar tecnicamente a responsabilidade percentual de
cada gerador neste fator técnico (regulação de tensão), bem como em
sobrecarga, perdas técnicas, nível de curto-circuito e estabilidade.
Comentários quanto à qualidade de energia:
Distorção harmônica
Para o caso específico dos sistemas fotovoltaicos, para os quais se
pretende dar maiores incentivos, os inversores de frequência tem
importância fundamental. Além de realizar a transformação de corrente
contínua em alternada, o equipamento é responsável pela qualidade da
energia entregue ao sistema.
Entretanto, os inversores possuem características não lineares, e como
tais, provocam distorções harmônicas consideráveis, que causam, em
resumo, os seguintes efeitos maléficos aos sistemas, e às cargas neles
inseridos: disparos indevidos de dispositivos de proteção, redução do
fator de potência, aumento da queda de tensão, tensão elevada entre
neutro e terra e fenômeno de ressonância.
Os distúrbios citados acima são de notada preocupação da ANEEL,
tanto que os limites de distorção harmônica são determinados no
Módulo 8 do PRODIST, que trata de Qualidade do Produto. É evidente
que há dispositivos técnicos (filtros ativos e passivos) para mitigar o
impacto das harmônicas, mas são de custo elevado e de tecnologia um
tanto quanto complexa e ainda pouco difundida nos sistemas de
distribuição brasileiros.
Comentários sobre possíveis problemas de operação e manutenção
Não se aplica
Não se aplica
Não foram apresentadas contribuições ao texto.
Não foram apresentadas contribuições ao texto.
64

132
Cemar
Segurança e Operação
Sob determinadas circunstâncias alguns inversores de frequência
podem gerar sinais assimétricos ou níveis significativos de corrente
contínua à rede onde estão conectados, o que pode se tornar até
pouco provável, uma vez que os transformadores de distribuição
oferecem um curto-circuito virtual à corrente contínua.
Entretanto poderá haver um alto risco, caso isso aconteça durante a
execução de uma obra na qual o transformador seja desconectado da
rede e as equipes da concessionária considerarem que a linha está
inerte, ao testá-la com o medidor convencional que é de corrente
alternada. Desta forma, percebe-se que serão necessárias mudanças
significativas na forma de operar o sistema, que trarão,
consequentemente, aumento de custos.
Outro ponto para discussão é quanto ao funcionamento do gerador em
ilha (islanding), situação na qual a instalação geradora mantém o
fornecimento a uma zona da rede de distribuição e às cargas
conectadas, depois de ter perdido o enlace com a rede principal.
A condição de operação em ilha representa também um risco para as
equipes de manutenção, pois pode haver o contato com a rede,
imaginando que a mesma esteja desenergizada. Visando prevenir este
cenário, recomenda-se o uso de um inversor com proteção contra
funcionamento em ilha, que, por sua vez, são de custo elevado e caso
venham a falhar, os efeitos podem ser desastrosos.
Tabela 1
Sugere-se a adequação da tabela 1de acordo com os níveis de tensão
considerados, em conformidade com a Seção V da Resolução
Normativa nº 414/2010, conforme tabela abaixo:
Não aceito
Não há porque igualar o limite de potência instalada de
uma central geradora ao limite para unidade
consumidora, que também pode ser superior e
permanecer ligada em baixa tensão.
65

133
Cemar
Tabela 2
Notas:
(1) Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para
garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu
sistema.
(2) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por
comando e/ou proteção.
(3) Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema
eletro-eletrônico que detecte tais anomalias e que produza uma saída
capaz de operar na lógica de atuação do elemento de desconexão.
Não aceito
A acessada pode propor proteções adicionais, desde
que justificadas tecnicamente, em função de
características específicas do sistema de distribuição
acessado, exceto para central geradora classificada
como microgeração distribuída.
66

134
135
AES Brasil
Elektro
(4) Nas conexões acima de 300 kW, se o lado da acessada do
transformador de acoplamento não for aterrado, deve-se usar uma
proteção de sub e de sobretensão nos secundários de um conjunto de
transformador de potência em delta aberto.
(5) Se a norma da distribuidora indicar a necessidade de realização
estudo de curto-circuito, caberá à acessada a responsabilidade pela
sua execução.
(6) Os ensaios devem ser os mesmos recomendados pelo fabricante e
deverão ser realizados pelo acessante.
Comentários ao item 9.3
Alguns valores de referência que são aplicáveis à geração distribuída
através de sistemas fotovoltaicos não estão presentes na Seção 8.1 do
Módulo 8 – Qualidade da
Energia, como: distorção harmônica de corrente, injeção máxima de
corrente contínua, tempo máximo de ilhamento, tempo de mínimo de
reconexão após condições anormais da rede, tempo máximo de
desconexão em casos de sobre/ sub tensão e valores de desconexão
em caso de sobre/sub tensão.
Sugerimos ainda a homologação de equipamentos que serão
conectados ao sistema por órgão padronizador bem como sistemas de
proteção que isolem a instalação do sistema elétrico da distribuidora no
caso de geração de harmônicos acima do permitido.
TABELA 1 – NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO
DE MICRO E MINICENTRAIS GERADORAS
Potência Instalada
Nível de Tensão de Conexão
< 10 kW Baixa Tensão (monofásico) (A)
Não aceito
Devem ser seguidos os valores de referência do Módulo
8 do PRODIST e também aqueles estabelecidos em
normas técnicas brasileiras, específicas para cada
fontes de energia.
Não aceito Foi aceita a contribuição do item 91.
67

136
137
138
Elektro
Eduardo Kenji
Zen Nakashima
ABINEE
10 a 100 kW Baixa Tensão (trifásico)
100 a 500 kW Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão
500 kW a 1 MW Média Tensão
(A) Deve-se exigir que o cliente tenha ligação bifásica com a
geração conectada entre fases.
Tabela 2
OBS. Além do ensaio para operação inicial, devem ser previstas
verificações e aferições periódicas para assegurar a manutenção das
características do equipamento durante todo o período em que estiver
conectado à rede
9. ... TABELA 1 ...
... > 500 kW ...
Justificativa:
A substituição visa restringir as potencias somente aos critérios de
conceituação das micro e minigerações, esclarecidos no módulo 1,
uma vez que se aplica esta tabela somente a estes agentes.
9.3 Os valores de referência a serem adotados para os indicadores:
tensão em regime permanente, fator de potência, distorção harmônica,
desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e variação de freqüência
são os estabelecidos na Seção 8.1 do Módulo 8 – Qualidade da
Energia.
O sistema de geração distribuída deve ter fator de potência corrigido,
de tal forma que não haja o consumo de reativos excedentes pelo
mesmo.
Não aceito
Não aceito
Não aceito
O acordo operativo deve prever a realização de
inspeções periódicas, que deverão ser realizadas sem
ônus para o acessante.
A minigeração vai até 1 MW e por isso a tabela 1 segue
essa definição.
O fator de potência da instalação deve seguir o módulo
8, ou seja, 0,92 para unidade consumidora.
68

139
Itaipu Binacional
Justicativa:
Uma vez que o sistema de compensação de energia está definido para
a compensação de energia ativa, é fundamental que o sistema de
geração distribuída tenha um fator de potência dentre da faixa
permitida no valor de referência e que, em consequência, não haja
reativos excedentes. Do contrário, seria necessária a implementação
de um sistema de compensação de reativos excedentes, o que não é
interessante tecnicamente, uma vez que o fluxo de reativos pela rede,
implica no aumento de correntes elétricas e no aumento das perdas
técnicas.
Proposta - Minuta Seção 3.7 Módulo 3 PRODIST – Item 9.1. Níveis de
tensão considarados para conexão de micro e minigeradores.
Justificativa:
Potência Instalada
Nível de
Conexão
Tensão de
< 10 kW
Baixa
(monofásico)
Tensão
10 a 100 kW
Baixa Tensão
(trifásico)
100 a 300 kW
Baixa Tensão
(trifásico)
300 a 500 kW Média Tensão
500 kW a 1 MW Média Tensão
Tendo como objetivo “reduzir as barreiras existentes para a conexão de
geração distribuída de pequeno porte” e tendo como desvantagens o
alto custo de implantação e tempo de retorno do investimento elevado,
conforme descrito na Nota Técnica 0025/2011, propõe-se que, não
havendo impedimentos técnicos, a conexão de minigeração até 300
Não aceito
Para minigeração na faixa entre 100 kW e 500 kW, o
nível de tensão de conexão da central geradora será
definido pela distribuidora em função das limitações
técnicas da rede.
69

140
Rodrigo Lopes
Sauaia
kVA em baixa tensão.
Comentários:
Referente ao tópico 9: as distribuidoras devem, compulsoriamente,
permitir que sistemas geradores baseados em tecnologia solar
fotovoltaica cumpram, parcial ou integralmente, os requisitos indicados
na Tabela 2 através do uso de equipamentos adequados e que
possuam declaração de conformidade por parte do seu fabricante ou
fornecedor. Por exemplo, para sistemas fotovoltaicos, o uso de
inversores que possuam as funcionalidades necessárias para
desempenhar as ações requeridas. Os inversores disponíveis para uso
em sistemas fotovoltaicos já possuem funções como: desconexão,
interrupção, sincronismo, anti-ilhamento, proteções de sob e sub
tensão, proteções de sob e sub freqüência etc.
Esta medida tem por objetivo evitar que acessantes sejam obrigados a
instalar sistemas redundantes desnecessários e onerosos, que
reduziriam a viabilidade econômica dos sistemas fotovoltaicos de
geração distribuída. Adicionalmente, propõe-se que, ao invés da
realização de ensaios recomendados pelo fabricante, inclua-se como
ponto para balizar as recomendações técnicas deste item a
apresentação de certificações (nacionais ou internacionais),
reconhecidas e aceitas pelas instituições de controle de qualidade.
Exemplos de cerificações relevantes para energia solar fotovoltaica
incluem normas ABNT, INMETRO, IEC, TÜV, entre outras. Exigir de
cada acessante ensaios dos equipamentos inviabilizaria muitos
projetos devido aos custos e tempo de ensaio. Adicionalmente, isso
não garante que tais equipamentos sejam compatíveis com a
rede brasileira, visto que as recomendações dos fabricantes podem se
basear em testes para outras condições de funcionamento. Deve-se
exigir das empresas responsáveis pela instalação dos sistemas
fotovoltaicos não apenas certificados de conformidade dos
Parcialmente aceito
O acessante deve apresentar certificados (nacionais ou
internacionais) ou declaração do fabricante que os
equipamentos foram ensaiados conforme normas
técnicas brasileiras, ou, na ausência, normas
internacionais.
Nos sistemas que se conectam à rede através de
inversores, as proteções relacionadas na Tabela 2
podem estar inseridas nos referidos equipamentos,
sendo a redundância de proteções desnecessária para
microgeradores distribuídos.
70

141
Rodrigo Lopes
Sauaia
equipamentos, mas também certificados de competência profissional
para a instalação de equipamentos fotovoltaicos (habilitação técnica
dos funcionários responsáveis pelo projeto e pela instalação dos
sistemas, em conformidade com as exigências nacionais). Caso
inexistam, tais habilitações devem ser desenvolvidas e padronizadas a
nível nacional.
Isso ajudará a garantir a qualidade das instalações e dos sistemas de
geração distribuída introduzidos na rede elétrica, de modo a evitar
problemas e danos ao sistema elétrico nacional. A prerrogativa maior é
garantir que os sistemas de geração distribuída instalados utilizem
equipamentos e sejam projetados, instalados e operados com a devida
qualidade e competência. Aceitar a instalação de equipamentos que
não possuam nenhum tipo de certificação colocariam em risco as
instalações, os usuários, os funcionários e a própria rede de
transmissão e distribuição.
Nos itens 9.1 e 9.2, alterar as Tabelas 1 e 2: 500
kW a 5 MW. Alterar o tipo de medição exigida
para medidor bidirecional.
Justificativa:
Acessantes que aderiram ao SCEE necessitam apenas de um medidor
bidirecional para medição da energia ativa gerada e consumida pelo
sistema.
De acordo com o item 13.3 da presente minuta e em conformidade com
o artigo 106 da RN 414/2010, os acessantes serão faturados apenas
pela energia ativa sendo, portanto, desnecessário e oneroso o uso de
um medidor de 4 quadrantes, cuja real finalidade é medir a geração e
consumo de energia ativa e reativa. Em especial, sistemas
fotovoltaicos são projetados para injetar apenas potência ativa na rede
e o uso de um medidor de 4
quadrantes não se justifica do ponto de vista técnico ou econômico.
Parcialmente aceito
O medidor para microgeração deve ser bidirecional.
O limite para a minigeração não foi alterado, pois o
sistema de compensação de energia elétrica não visa
estimular a instalação de centrais geradoras
superdimensionadas, que excedem em muito a carga
instalada da unidade consumidora.
71

142
143
CPFL
CPFL
Ademais, exigir um medidor 4 quadrantes para tais sistemas
encareceria os sistemas de desestimularia uma fatia do mercado
potencial.
TABELA 1 – NÍVEIS DE TENSÃO CONSIDERADOS PARA CONEXÃO
DE MICRO E MINICENTRAIS GERADORAS
Potência Instalada (PI)
PI < 10 kW
Nível de Tensão de
Conexão
Baixa Tensão
(monofásico)
10 ≤ PI < 100 kW Baixa Tensão (trifásico)
100 ≤ PI < 500 kW
Baixa Tensão (trifásico) /
Média Tensão
500 kW ≤ PI < 1 MW édia Tensão
Justificativa:
Adequação de texto para melhor entendimento e limitar a micro e
minigeração distribuída incentivada abaixo de 1 MW.
Fica a critério da distribuidora a definição do ponto e da tensão de
conexão, para avaliação sob o ponto de vista de menor custo global.
TABELA 2 – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA
INSTALADA
Equipamento
Potência Instalada (PI)
PI < 100
kW
100 kW ≤ PI
<
500 kW ≤ PI <
1 MW (4)
Não aceito
Para minigeração, o nível de tensão de conexão da
central geradora será definido pela distribuidora em
função das limitações técnicas da rede.
Para microgeração distribuída, o ponto de conexão às
instalações da distribuidora é o mesmo da unidade
consumidora, sendo vedada a modificação do ponto de
conexão da unidade consumidora exclusivamente em
função da instalação da geração.
Para minigeração distribuída, o ponto de conexão deve
ser único para a central geradora e a unidade
consumidora, devendo ainda situar-se na interseção
das instalações de interesse restrito, de propriedade do
acessante, com o sistema de distribuição acessado.
Não aceito A potência limite para a minigeração é igual a 1MW.
72

Elemento de
desconexão (1)
Elemento de
interrupção (2)
Transformador de
acoplamento
Proteção de sub e
sobretensão
Proteção de sub e
sobrefreqüência
Proteção contra
desequilíbrio de
corrente
Proteção contra
desbalanço de
tensão
Sobrecorrente
direcional
Sobrecorrente
com restrição de
tensão
Relé de
sincronismo
500 kW (4)
Sim Sim Sim
Sim Sim Sim
Não Sim Sim
Sim (3) Sim (3) Sim
Sim (3) Sim (3) Sim
Não Não Sim
Não Não Sim
Não Sim Sim
Não Não Sim
Sim Sim Sim
73

144
145
CPFL
CPFL
Anti-Ilhamento Sim Sim Sim
Estudo de curtocircuito
Medição
Não Sim (5) Sim (5)
Medidor 4
Quadrant
es
Medidor 4
Quadrantes
Ensaios Sim (6) Sim (6) Sim (6)
Justificativa:
Medidor 4
Quadrantes
Adequação de texto para melhor entendimento e limitar a micro e
minigeração distribuída incentivada abaixo de 1 MW.
Solicita-se a essa Agência uma definição e esclarecimento da proteção
Anti-Ilhamento. Esta proteção deve garantir a desconexão da geração
em caso de interrupção de energia por parte da distribuidora. O retorno
ao acoplamento com a rede só poderá ocorrer através de check de
sincronismo.
Excluir nota (4) e renumerar as demais.
Justificativa:
Como sugestão, ilustrar os equipamentos listados nas notas.
Independentemente da potência o acessante deve atender os
requisitos técnicos da concessionária.
9.3 Os valores de referência a serem adotados para os indicadores:
tensão em regime permanente, fator de potência, distorção harmônica,
desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e variação de frequência
são os estabelecidos na Seção 8.1 do Módulo 8 – Qualidade da
Aceito
Aceito
Os requisitos técnicos da distribuidora devem ser
aderentes ao estabelecido no PRODIST e devem ser
seguidos pelos acessantes.
74

146
Greenpeace
Energia Elétrica.
Justificativa:
Adequação da redação.
Comentários:
Referente ao topico 9: as distribuidoras devem permitir que sistemas
geradores baseados em tecnologia solar fotovoltaica cumpram, parcial
ou integralmente, os requisitos indicados na Tabela 2 por meio do uso
de equipamentos adequados e que possuam declaração de
conformidade por parte do seu fabricante ou fornecedor.
Esta medida tem por objetivo evitar que acessantes sejam obrigados a
instalar sistemas redundantes desnecessários e onerosos, que
reduziriam a viabilidade econômica dos sistemas fotovoltaicos
Parcialmente aceito Idem item 140
75

147
148
Celesc
Celesc
TABELA 2 – REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA
EQUIPAMENTO
Elemento de
desconexão (1)
Elemento de
interrupção (2)
Potência Instalada
< 100 kW 100 kW a
500 kW (4)
500 kW a 1 MW (4)
Sim Sim Sim
Sim Sim Sim
Transformador de
acoplamento
Sim (7) Sim Sim
Proteção de sub e
sobretensão
Sim (3) Sim (3) Sim
Proteção de sub e
sobrefreqüência
Sim (3) Sim (3) Sim
Proteção contra
desequilíbrio de
corrente
Não Não Sim
Proteção contra
desbalanço de tensão
Não Não Sim
Sobrecorrente
direcional
Não Não (8) Sim
Sobrecorrente com
restrição de tensão
Não Não Sim
Relé de sincronismo Sim Sim Sim
Anti-Ilhamento Sim Sim Sim
Estudo de curtocircuito
Não Sim (5) Sim (5)
Medição Medidor 4
Medidor 4
Medidor 4
Quadrantes
Quadrantes
Quadrantes
Ensaios Sim (6) Sim (6) Sim (6)
(4) Nas conexões acima de 300 kW, A configuração dos
enrolamentos do transformador de acoplamento/conexão entre
acessante e acessada, deverá obedecer às normativas da
acessada bem como o sistema de proteção adequado se o lado
da acessada do transformador de acoplamento não for aterrado,
deve-se usar uma proteção de sub e de sobretensão nos
secundários de um conjunto de transformador de potência em
delta aberto.
Não aceito
Não há necessidade de instalar um transformador de
acoplamento para microgerador, somente para
minigerador.
Não aceito Este item foi excluído.
76

149
150
151
Nº
152
Celesc
Celesc
Celesc
(6) Os ensaios devem ser os mesmos recomendados pelo
fabricante e deverão ser realizados pelo acessante e
apresentados à acessada, para aprovação da conexão.
(7) Necessário transformador de acoplamento (isolação
galvânica) nas conexões trifásicas, > 10 kW.
(8) Nas conexões acima de 300 kW, deve usar uma proteção de
sobrecorrente direcional, sub, sobretensão e desequilíbrio de
tensão através de relés digitais que possuam estas funções,
aprovados pela acessada.
10. IMPLANTAÇÃO DE NOVAS CONEXÕES
10.1 Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.4 deste Módulo, no que couber.
Não aceito
O acessante deve apresentar certificados (nacionais ou
internacionais) ou declaração do fabricante que os
equipamentos foram ensaiados conforme normas
técnicas brasileiras, ou, na ausência, normas
internacionais.
Não aceito Somente para minigeração.
Não aceito
A acessada pode propor proteções adicionais, desde
que justificadas tecnicamente, em função de
características específicas do sistema de distribuição
acessado, exceto para central geradora classificada
como microgeração distribuída.
10.2 A acessada deve realizar vistoria com vistas à conexão das instalações do acessante, apresentando à central geradora o seu resultado por meio
de relatório formal, incluindo o relatório de comissionamento, quando couber, no prazo de até 30 (trinta) dias a contar da data de solicitação formal de
vistoria pelo acessante.
10.2.1 Para central geradora classificada como microgeração distribuída incentivada, o prazo para realizar a vistoria é de 15 (quinze) dias.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
GIZ
O teor do subitem 10.1 deve ser especificado com subsídios tirados da
seção 3.4 do Módulo 3, de modo a contemplar exclusivamente os
requisitos que se aplicam estritamente à micro e minigeração
distribuída, permitindo à acessada e ao acessante clareza quanto aos
Aceito
O texto foi alterado para especificar exatamente quais
itens da seção 3.4 não se aplicam aos micro e
minigeradores.
77

153
154
155
156
GIZ
GIZ
Endesa Brasil
ABINEE
procedimentos a serem seguidos.
2) Para maior clareza, o texto do subitem 10.2 deve ser o seguinte: “No
prazo de até 30 (trinta) dias a contar da data de solicitação formal de
vistoria pelo acessante, a acessada deve realizar vistoria visando à
conexão das instalações do acessante, apresentando ao acessante o
seu resultado por meio de relatório formal, incluindo o relatório de
comissionamento, quando couber.”
3) As situações em que cabe, ou não, realizar o relatório de
comissionamento devem ser definidas no subitem 10.2.
4) Sugere-se novo texto para o subitem 10.2.1: ”No caso de
microgeração distribuída incentivada, a acessada deverá realizar a
vistoria no prazo de 15 (quinze) dias a contar da data de solicitação
formal de vistoria pelo acessante.”
10.2.1 Para central geradora classificada como microgeração
distribuída incentivada, o prazo para realizar a vistoria é de 30
(trinta) dias.
Justificativa:
Apesar do padrão ser mais simplificado para a Microgereção existe e
tendência de haver um número maior de pedidos.
10.2 A acessada deve realizar vistoria com vistas à conexão das
instalações do acessante ou à ampliação destas, apresentando à
central geradora o seu resultado por meio de relatório formal, incluindo
o relatório de comissionamento, quando couber, no prazo de até 30
(trinta) dias a contar da data de solicitação formal de vistoria pelo
acessante.
Justificativa:
Parcialmente aceito O texto foi alterado para facilitar a compreensão.
Não aceito
Aceito
Aceito
O prazo para a vistoria será de 30 dias, igual para micro
e minigeração, pois a distribuidora precisa dimensionar
suas equipes para atender essa nova demanda.
78

157
158
159
160
Rodrigo Lopes
Sauaia
Rodrigo Lopes
Sauaia
Rodrigo Lopes
Sauaia
CPFL
Está previsto o procedimento para a conexão de geração distribuída.
Contudo, falta um procedimento para a ampliação dessa geração. Por
isso, propomos o texto que segue, ou sugerimos criar um item
específico tratando da questão, inclusive porque uma microgeração
pode se transformar numa minigeração, implicando não só na mudança
da conexão mas também dos termos do contrato vigente.
No item 10.2: alterar prazo limite para até 20 (vinte) dias.
Justificativa:
A mesma do item 7.3
No item 10.2.1: alterar prazo limite para até 10 (dez) dias.
Justificativa:
A mesma do item 7.3
Comentários:
Referente ao tópico 10, incluir um novo item (10.3) definindo
claramente sob quais condições as concessionárias estão obrigadas a
ampliar a rede de transmissão e distribuição para acomodar mais
sistemas de geração distribuída em suas áreas de concessão. É
necessária a definição de prazos máximos para a realização das
referidas expansões na rede. Caso contrário, consumidores
interessados em aderir ao sistema podem acabar excluídos, por tempo
indeterminado, do SCEE devido a limitações de infra-estrutura.
10.2 A acessada deve realizar vistoria com vistas à conexão das
instalações do acessante, apresentando à central geradora classificada
como mini ou microgeração distribuída incentivada o relatório de
comissionamento, quando couber, no prazo de até 30 (trinta) dias a
contar da data de solicitação formal de vistoria pelo acessante.
Não aceito
Não aceito
Não aceito
Parcialmente aceito
O prazo para a vistoria será de 30 dias, igual para micro
e minigeração, pois a distribuidora precisa dimensionar
suas equipes para atender essa nova demanda.
O prazo para a vistoria será de 30 dias, igual para micro
e minigeração, pois a distribuidora precisa dimensionar
suas equipes para atender essa nova demanda.
O parecer de acesso vai indicar quais obras são
necessárias e qual o prazo para realizá-las.
A acessada deve realizar vistoria, no prazo de até 30
dias a contar da data de solicitação formal, com vistas à
conexão ou ampliação das instalações do acessante,
apresentando à central geradora o seu resultado por
meio de relatório formal, incluindo o relatório de
comissionamento, quando couber.
79

161
Nº
162
CPFL
Justificativa:
Adequação da redação.
Excluir item 10.2.1
Justificativa:
Adequação da redação.
Aceito
11. REQUISITOS PARA OPERAÇÃO, MANUTENÇÃO E SEGURANÇA DA CONEXÃO
11.1. Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.5 deste Módulo, no que couber.
O prazo para entrega do relatório para o acessante é de
até 15 dias, contados da data de realização da vistoria.
A acessada deve emitir a aprovação do ponto de
conexão, liberando-o para sua efetiva conexão, no
prazo de até 7 dias a partir da data em que forem
satisfeitas as condições estabelecidas no relatório de
vistoria.
11.2 Para a elaboração do Acordo Operativo, deve-se identificar o Contrato de Fornecimento ou o Contrato de Compra de Energia Regulada para a
central geradora classificada como mini ou microgeração distribuída incentivada e participante do sistema de compensação de energia da distribuidora
local, nos termos da regulamentação específica.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
GIZ
1) O teor do subitem 11.1 deve ser especificado com subsídios tirados
da seção 3.5 do Módulo 3, de modo a contemplar exclusivamente os
requisitos que se aplicam estritamente à micro e minigeração
distribuída, permitindo à acessada e ao acessante clareza quanto aos
procedimentos a serem seguidos.
Parcialmente aceito
O texto foi alterado de forma a deixar mais claro quais
itens devem ser seguidos pelos agentes.
Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.5 do
Módulo 3, observado o item 9 da seção 3.7.
80

163
Nº
GIZ
2) Em substituição ao sugerido no subitem 11.2, recomenda-se a
elaboração de um Acordo Operativo padrão para acesso de micro e
minigeração distribuída incentivada à rede, a ser utilizado pelas partes.
A título de contribuição com este objetivo, informamos no Anexo 4 o
documento “Contrato de Interconexión para Fuente de Energia
Renovable” estabelecido e adotado no México pela Comissión
Reguladora de Energia de México para conexões em baixa tensão.
12. SISTEMA DE MEDIÇÃO
Não aceito
O anexo I da seção 3.5 do módulo 3 traz as diretrizes
para a elaboração do acordo operativo. Não há
necessidade de publicação de texto padronizado.
12.1 O sistema de medição deve atender às mesmas especificações exigidas para unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de tensão da
central geradora, acrescido da funcionalidade de medição em quatro quadrantes.
12.2 Os custos referentes à aquisição e substituição do sistema de medição são de responsabilidade do acessante.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
164 Laboratório de
Sistemas
Fotovoltaicos –
165
166
IEE/USP
GIZ
GIZ
12.1 O sistema de medição deve atender às mesmas especificações
exigidas para unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de
tensão da central geradora, acrescido da funcionalidade de medição
em quatro quadrantes bidirecional.
1) Sugere-se revisão do texto do subitem 12.2 para o seguinte: “Os
custos referentes à aquisição e instalação do sistema de medição são
de responsabilidade do acessante.
Opcionalmente, poderá ser negociada entre as partes a locação do
sistema de medição da acessada para o acessante.”
2) Sugere-se criar um novo subitem 12.3 com a seguinte redação: “A
acessada deverá fazer a ligação do medidor até 15 (quinze) dias após
a realização da vistoria informada no item 10.”
Aceito
Não aceito
Parcialmente aceito
Os equipamentos de medição serão pagos pelo
acessante e doados para a distribuidora.
Foi incluído texto no item sobre implantação de novas
conexões para tratar do assunto.
A acessada deve emitir a aprovação do ponto de
conexão, liberando-o para sua efetiva conexão, no
81

167
168
169
Endesa Brasil
Cemig
Elektro
12.1 O sistema de medição deve atender às mesmas especificações
exigidas para unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de
tensão da central geradora, acrescido da funcionalidade de medição
em quatro quadrantes e medição de grandezas de qualidade do
produto, conforme item 8.1 do Módulo8 quando couber.
Justificativa:
Prever a possibilidade de medição de qualidade do produto, pois as
fontes geradorea podem poluir a rede (por exemplo: harmônicos).
12.1 O sistema de medição deve atender às mesmas especificações
exigidas para unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de
tensão da central geradora, acrescido da funcionalidade de medição
em quatro quadrantes. Deve ser respeitada a estrutura tarifária da
unidade consumidora, ou seja, o medidor, caso aplicável, deve registrar
os fluxos de energia (ativa e reativa) direta e reversa individualmente
por posto tarifário.
Justificativa:
Os medidores deverão ter requisitos adequados para além de medição
em quatro quadrantes, poder registrar de forma individualizada nos
diversos postos horários. Com o estabelecimento da tarifa branca, é
necessário discriminar os postos horários).
12.1 O sistema de medição deve atender às mesmas especificações
exigidas para unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de
tensão da central geradora, no mínimo acrescido da funcionalidade de
medição em quatro quadrantes e do registro dos fenômenos de
Qualidade de Energia.
Não aceito
Não aceito
Não aceito Idem item 167
prazo de até 7 dias a partir da data em que forem
satisfeitas as condições estabelecidas no relatório de
vistoria.
O medidor deve atender ao disposto no PRODIST e
normas técnicas da ABNT. Não deve ser encarecido o
produto para medir grandezas que não serão faturadas
para aquela unidade consumidora.
O sistema de medição deve atender às mesmas
especificações exigidas para unidades consumidoras
conectadas no mesmo nível de tensão da central
geradora, acrescido da funcionalidade de medição
bidirecional de energia elétrica ativa.
Dessa forma, a questão tarifária já está incluída.
82

170
171
172
Elektro
Rodrigo Lopes
Sauaia
Rodrigo Lopes
Sauaia
Justificativa:
A necessidade de registro dos fenômenos de Qualidade de Energia se
justifica para a comprovação de responsabilidade nos casos de
ressarcimento de danos a terceiros, bem como para avaliação do
desempenho do sistema conforme Módulo 8 do PRODIST.
Inserção de novo item
12.3 As concessionárias de distribuição poderão exigir em Normas,
Padrões ou Instruções Técnicas que outras funcionalidades sejam
incorporadas aos medidores.
Justificativa:
Os trabalhos futuros de desenvolvimento e implantação de Normas,
Instruções e Padrões para possibilitar a conexão de micro e
minigeração distribuídas podem requerer funções dos medidores
atualmente não previstas.
12.1 O sistema de medição deve atender às mesmas especificações
exigidas para unidades consumidoras conectadas no mesmo nível de
tensão da central geradora, acrescido da funcionalidade de medição
bidirecional.
Revisar o item 12.2 para o seguinte texto: “Os custos referentes à
aquisição, manutenção e substituição do sistema de medição são de
responsabilidade da acessada.”.
Não aceito Idem item 167
Aceito
Parcialmente aceito
O acessante é responsável por ressarcir a distribuidora
acessada pelos custos referentes às adequações do
sistema de medição necessárias para implantar o
sistema de compensação de energia elétrica, nos
termos da regulamentação específica.
Após a adequação do sistema de medição, a
83

173
Nº
174
Celesc
12.2 Os custos referentes à aquisição, instalação e substituição do
sistema de medição são de responsabilidade do acessante.
Justificativa:
13. CONTRATOS
Necessário deixar mais clara a delimitação das responsabilidades
financeiras para as adequações do sistema de medição pelo
consumidor que optar pelo sistema de compensação de energia.
13.1. Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.6 deste Módulo, no que couber.
Não aceito Idem item 172
distribuidora será responsável pela sua operação e
manutenção, incluindo os custos de eventual
substituição ou adequação.
13.2 Dispensa-se a assinatura dos contratos de uso e conexão para a central geradora que participe do sistema de compensação de energia da
distribuidora local, nos termos da regulamentação específica, sendo suficiente a celebração do Acordo Operativo, nos termos do Anexo I da Seção 3.5.
13.3 A unidade consumidora que aderir ao sistema de compensação de energia da distribuidora deverá ser faturada conforme disposto nas
Condições Gerais de Fornecimento, não se aplicando as regras de faturamento de centrais geradoras, estabelecidas em regulamentos específicos.
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
GIZ
1) O teor do subitem 13.1 deve ser especificado com subsídios tirados
da seção 3.6 do Módulo 3, de modo a contemplar exclusivamente os
requisitos que se aplicam estritamente à micro e minigeração
distribuída, permitindo à acessada e ao acessante clareza quanto aos
procedimentos a serem seguidos.
Não aceito
A distribuidora deve observar as características do
gerador para identificar quais itens da seção 3.6 não se
aplicam.
84

175
176
GIZ
Light
2) Em substituição ao sugerido no subitem 13.2, recomenda-se a
elaboração de um Acordo Operativo padrão para acesso de micro e
minigeração distribuída incentivada à rede, a ser utilizado pelas partes.
A título de contribuição com este objetivo, informamos no Anexo 4 o
documento “Contrato de Interconexión para Fuente de Energia
Renovable” estabelecido e adotado no México pela Comissión
Reguladora de Energia de México para conexões em baixa tensão.
Itens 13.2 Dispensa-se É obrigatório a assinatura dos contratos de uso
e conexão para a central geradora que participe do sistema de
compensação de energia da distribuidora local, nos termos da
regulamentação específica, sendo suficiente a celebração do Acordo
Operativo, nos termos do Anexo I da Seção 3.5.
Justificativa:
O Módulo 3 do PRODIST estabelece as responsabilidades pelas obras
no sistema de distribuição:
“SEÇÃO 3.4 – IMPLANTAÇÃO DE NOVAS CONEXÕES
PROVIDÊNCIAS E RESPONSABILIDADES
2.2 Por parte da acessada.
2.2.5 Dar início às obras no seu sistema de distribuição para possibilitar
a conexão a partir de comunicação formal ao acessante e
posteriormente à celebração do CCD e do CUSD correspondentes,
observado o disposto em regulamento específico da ANEEL.
2.2.5.1 Os prazos para início e conclusão de obras devem ser
estabelecidos de comum acordo pelas partes e constar do respectivo
CCD. “
Há informações contidas no CUSD e CCD de extrema importância e a
Não aceito Idem item 163
Não aceito
Busca-se a simplificação do processo e o acordo
operativo resolverá as questões técnicas mais
relevantes. Como o gerador continuará sendo um
consumidor, não há necessidade de haver outros
contratos.
85

177
178
Cemar
ABINEE
exigência desses contratos permite a documentação das mesmas. Por
exemplo, no caso de necessidade de obra no sistema de distribuição,
antes da entrada em operação de um micro ou minigerador, é preciso
documentar a descrição dessa obra, cronograma e também registrar
que a entrada em operação do gerador distribuído esteve condicionada
a conclusão das obras no sistema de distribuição.
Do Contrato celebrado entre as partes
Por fim, deve ser revisto o tipo de contrato a ser usado, pois as
obrigações das partes serão diversas das existentes nos atuais
contratos de adesão (consumidores/geradores do Grupo “B”). Dentre
os pontos a serem inseridos, vale destacar:
Exclusão do direito de reclamações sobre danos elétricos, pois
o próprio sistema de geração pode gerar eventos que
danifiquem os equipamentos, e a concessionária não tem
condições de monitorar em detalhes a operação de tais
sistemas;
Obrigação cumprir normas de segurança específicas,
especialmente no que se refere a procedimentos a serem
observados quando da realização de intervenções de
manutenção com desligamento do sistema, quando o gerador
deve ser desconectado;
especialmente quanto ao período de validade do saldo de
energia junto à distribuidora; e
13.3 A unidade consumidora que aderir ao sistema de compensação
de energia da distribuidora deverá ser faturada conforme disposto nas
Condições Gerais de Fornecimento, não se aplicando as regras de
faturamento de centrais geradoras, estabelecidas em regulamentos
específicos.
Não aceito Idem item 176
Não aceito
Não compete à ANEEL regular créditos de carbono,
MDL e outras formas de benefícios que as centrais
geradoras podem obter.
86

179
AES Brasil
13.4 É vedada à distribuidora a inclusão de quaisquer cláusulas em
Contrato ou Acordo Operativo, que impliquem, de forma automática, na
cessão de direitos do responsável pela unidade consumidora, de
benefícios indiretos pela geração distribuída, como por exemplo, da
venda de créditos carbono.
Justificativa:
Uma das formas de alavancar a utilização de fontes renováveis é a
utilização dos benefícios indiretos decorrentes de seu uso, como a
venda de créditos carbono no MDL. Para tal, os direitos dos créditos
gerados devem ser do proprietário do sistema de geração distribuída
instalado na unidade consumidora e não da distribuidora. Preocupados
em que esse direito não seja transferido automaticamente para a
distribuidora em função de contrato ou acordo operativo é que
apresentamos nossa proposta.
Comentários ao item 13.2
No que se refere à possibilidade de dispensa de assinatura de tais
contratos, verifica-se que há risco jurídico e regulatório para as
distribuidoras de energia elétrica uma vez que tanto o CUSD e CCD
são instrumentos contratuais que regulam as condições, direitos,
obrigações e procedimentos tanto do usuário (no caso pequenos
geradores) como da detentora da rede de distribuição.
Assim, a ausência de tal instrumento contratual ou até mesmo a
dispensa de assinatura (condição de validade e eficácia do negócio
jurídico) poderá ocasionar isenção de responsabilidades entre as
partes, inconsistências no uso e na conexão do sistema de distribuição,
desigualdade de condições de uso e conexão da rede de distribuição
entre os consumidores livres/especiais/potencialmente livres e a
distribuidora.
Não aceito
A dispensa do CUSD e CCD visa reduzir a burocracia e
os custos para o consumidor com micro ou minigeração
que aderir ao sistema de compensação.
87

Nº
180
Ademais, tal dispensa da assinatura e do instrumento contratual enseja
contrariedade à legislação aplicável e vigente, dentre elas a Resolução
Normativa ANEEL nº 281/99 que estabelece as condições de acesso e
uso do sistema de distribuição e a Resolução Normativa nº 414/2010,
que estabelece as condições gerais de fornecimento de energia
elétrica.
Portanto, a AES desconsidera a possibilidade de “dispensar a
assinatura de tais contratos em determinados casos” pelas pelo risco
jurídico e técnico envolvido para sistema de distribuição, bem como
pela atribuição da distribuição na manutenção e operação de sua rede.
Além disso, entendemos que para os consumidores com
microgeração/unidades geradoras de pequeno porte deve haver uma
simplificação dos contratos com a distribuidora, bem como adaptação
dos contratos de adesão/fornecimento.
Desta forma, devendo haver, regulamento da ANEEL estabelecendo as
condições especificas e fundamentais tanto do microgeradores
consumidores e dos consumidores com geração distribuída com perfil
de geração mais preponderante no sistema.
De acordo, com a categorização detalhada destes perfis de consumo e
geração distribuída por meio do regulamento, a distribuidora poderá
instrumentalizar as regras e procedimentos de acordo com a
Resolução Específica.
INSERÇÃO DE NOVOS ITENS
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
Grupo REDE
Seção 3.1 Procedimento de Acesso.
2 Etapas para Viabilização de Acesso. Tabela 1
Inserir a Micro e a Minigeração.
Aceito
A seção 3.1 será alterada, oportunamente, para refletir
o disposto na seção 3.7.
88

181
ABINEE
Acessante
Etapas a Cumprir
Consulta
de
Acesso
Inform.
de
Acesso
Solic.
de
Acesso
Parecer
de
Acesso
Microgeraçã
o
Facultativa
Necessárias
Minigeração Facultativa Necessárias
Consumidor
Especial
Opcionais Necessárias
Consumidor
Livre
Central
Opcionais Necessárias
Geradora
R
Central
- Necessárias Necessárias
Geradora –
C
Procedimento definido no edital de licitação
Outra Distr.
de Energia
Ag. Import.
Necessárias Necessárias
E Export. Necessárias Necessárias
Ener.
Justificativa:
Novos tipos de acessantes.
14 MEIO AMBIENTE
Quando requeridas pela autoridade ambiental, as licenças de
instalação e de operação devem seguir rito simplificado.
Não aceito
O licenciamento ambiental não é competência da
ANEEL.
89

Nº
182
183
Justificativa:
Pelo caráter de pequeno porte e de padronização das soluções de
geração distribuída, poucos serão os requisitos necessários para
eventual licenciamento ambiental. Por outro lado, considerando-se a
competência que todas as esferas de governo (federal, estadual e
municipal) têm para legislar sobre o assunto, é importante a orientação
para que sejam utilizados mecanismos céleres de licenciamento,
evitando-se complicações desnecessárias, capazes de inviabilizar a
aplicação em massa da geração distribuída.
ITENS DE CARÁTER GERAL
AUTOR TEXTO PROPOSTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
GIZ
UNICA
Comentários:
As sucessivas remissões aos diversos módulos do PRODIST,
utilizadas na minuta da Seção 3.7 juntamente com a observação “no
que couber”, trazem dificuldades à acessada e ao acessante no
tocante a interpretar e executar os referidos procedimentos.
Principalmente no tocante à geração distribuída incentivada, esta
situação pode inviabilizar a realização de projetos de microgeração e
onerar a realização de projetos de minigeração face à elevação dos
custos administrativos. Recomenda-se que o texto, de modo geral,
defina claramente os procedimentos para a micro e minigeração
distribuída incentivada.
Comentários à Nota Técnica n° 0025/2011-SRD-SRC-SRG-SCG-SEM-
SRE-SPE/ANEEL
Aceito
Não se aplica
O objeto desta resolução são os micro e minigeradores
distribuídos, que podem utilizar diversas fontes de
energia, inclusive a biomassa, como combustível. Outro
90

Considerando que o objetivo da proposta de alterações no PRODIST é
promover o aprimoramento regulatório para o acesso de micro e
minigeração distribuída incentivada ao sistema de distribuição,
sugerimos a leitura da contribuição da UNICA à Audiência Pública
ANEEL 038/2011, cujo objetivo era obter contribuições acerca da
consolidação e revisão das regras de acesso aos sistemas de
distribuição. Indicamos, além da contribuição da associação à minuta
de Resolução Normativa, a leitura do documento indicado em ANEXO I
- Sumário Executivo e Relatório “Conexão de cogeradores aos
sistemas de distribuição - Barreiras no acesso e sugestão de
regulação”, que também anexamos a esta contribuição.
Justificativa:
A cana-de-açúcar apresenta em média 200 quilos de palha para cada
tonelada de colmos, sendo que o processamento industrial destes
colmos para extração do caldo e produção de açúcar e etanol resulta
em 250 quilos de fibra, chamada bagaço. A energia gerada pelas
usinas utiliza, essencialmente, o bagaço como combustível, sendo uma
tecnologia já consolidada, embora seu pleno aproveitamento ainda não
ocorra em termos de produção de bioeletricidade.
No entanto, o desafio ainda é maior que o pleno aproveitamento do
bagaço para a bioeletricidade, pois há um novo insumo energético – a
palha, cujo aproveitamento ainda está incipiente e necessita de uma
política setorial específica de incentivo. Diferentemente do bagaço da
cana, a maioria da palha anteriormente era queimada no campo, como
forma de facilitar o corte manual da cana, mas, a partir da década de
1990, tem início as primeiras iniciativas e regulamentações visando o
estabelecimento da colheita sem queima. Por exemplo, em 2007, a
UNICA e o Governo do Estado de São Paulo assinaram o Protocolo
Agroambiental do Estado de São Paulo que promoveu a antecipação
do marco legal que determinava metas para a mecanização da colheita
ponto relevante é o aumento do desconto na
TUSD/TUST para fonte solar, que apresenta enorme
potencial energético, mas ainda não possui preços
competitivos.
Com base na Lei 9427, a ANEEL pode estabelecer
percentuais de desconto nas tarifas entre 50% e 100%
para as fontes constantes da lei, e foi exatamente isso
que motivou a proposta da ANEEL.
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e a redução das queimadas: o prazo para o fim da queima da palha em
áreas mecanizáveis foi reduzido de 2021 para 2014, e, em áreas não
mecanizáveis, de 2031 para 2017.
A palha restante da colheita sem queima é deixada no campo e se
decompõe gradualmente, agregando nutrientes ao solo, e emitindo
CO2 para a atmosfera. A recuperação de parte desta palha, deixando
no campo quantidades ainda suficientes para obtermos os benefícios
agronômicos, apresenta a oportunidade ímpar de se agregar um novo
combustível para geração de bioeletricidade, além do bagaço. Esse
novo combustível – palha – apresenta um poder calorífico quase duas
vezes superior ao do bagaço, porém seu recolhimento, limpeza e
preparo acarretam também custos operacionais e necessidade de
investimentos significativos, que estão impossibilitando o
aproveitamento desse insumo energético.
A proposta de alteração na minuta de Resolução Normativa busca
justamente inserir na discussão do ambiente institucional, a
necessidade de política setorial para a consolidação do uso de
determinadas biomassas vegetais, cuja expansão na matriz energética
nacional pode ser incentivada pela extensão da proposta estabelecida
à fonte solar. Regulamentação posterior da ANEEL estabeleceria como
ocorreria a concessão dos descontos de uso da rede e abrangeria não
somente a palha da cana-de-açúcar mas também biomassas vegetais
que ainda necessitam desse estímulo para sua expansão.
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