Relatório de Análise de Impacto Regulatório - aneel.gov.br · 3 Segundo Mamede Filho, Manual de...

Brasília, setembro de 2014

Relatório de Análise de Impacto Regulatório

Estudo para aprimoramento da definição de Interrupção em Situação de Emergência previsto na apuração dos

indicadores de continuidade no âmbito da distribuição de energia elétrica

Anexo I da Nota Técnica nº 0084/2014-SRD/ANEEL, de 15/09/2014.

Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD


Este Relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 1

Conteúdo 1. Definição do problema .................................................................................................. 2

1.1 Redes de Distribuição e Eventos Excepcionais ....................................................... 2 1.2 Definição dos Limites dos Indicadores Coletivos e Individuais ................................... 5 1.3. Regulamentação Atual........................................................................................ 8 1.4. O Problema Detectado ....................................................................................... 9

2. Definição do objetivo................................................................................................... 13 3. Coleta de Informações ................................................................................................ 13 4. Definição dos cenários ................................................................................................ 15

4.1. Cenário 1: Não modificar a atual definição de ISE ................................................ 15 4.2. Cenário 2: Critério de comprovação apenas por meio de decreto............................ 15 4.3. Cenário 3: Critério de severidade e abrangência isolados ...................................... 16 4.4. Cenário 4: Critério de severidade e abrangência combinados ................................ 20 4.5. Cenário 5: Comprovação por meio de decreto ou devido a severidade e abrangência combinados ........................................................................................................... 22

5. Análise de impacto dos cenários .................................................................................. 23 5.1. Cenário 1: Não modificar a atual definição de ISE ................................................ 23 5.2. Cenário 2: Critério de comprovação por decreto ................................................... 24 5.3. Cenário 3: Critério severidade e abrangência isolados .......................................... 25 5.4. Cenário 4: Critério de severidade e abrangência combinados ................................ 25 5.5. Cenário 5: Comprovação por meio de decreto ou devido a severidade e abrangência combinados ........................................................................................................... 26 5.6. Comparação entre os cenários .......................................................................... 26

6. Prazo para início de vigência ....................................................................................... 27 7. Alterações necessárias no regulamento ........................................................................ 27 8. Formas de acompanhamento do regulamento ................................................................ 28 6. Conclusão ................................................................................................................. 31



1. Definição do problema

O objetivo desta seção é analisar as interrupções que ocorrem nos sistemas de distribuição classificadas no conceito de Interrupção em Situação de Emergência – ISE, que

busca, de forma resumida, classificar eventos excepcionais aos sistemas de distribuição. Por se tratar de assunto complexo, destaca-se de início a importância da consolidação de alguns conceitos básicos, na linha de buscar a melhor definição do problema, o que será apresentado nessa seção.

A distribuição de energia elétrica é um serviço de infraestrutura de rede, bastante capilarizado e praticamente universal. Cabe à distribuidora prestar o serviço adequado, definido de acordo com parâmetros e indicadores, os quais são estabelecidos de acordo com as características das redes e das situações de operação enfrentadas pelas distribuidoras.

Existem atualmente dois dispositivos no regulamento para diferenciar situações excepcionais à condição normal de operação das redes de distribuição, que provocam penalidades ou consequências diferenciadas às distribuidoras, o Dia Crítico e a ISE. Como será abordado nas subseções 1.1 e 1.2, esses conceitos visam tornar o regulamento mais adequado a condições diferenciadas de operação dos sistemas de distribuição, visando a adequada disponibilização e alocação dos recursos para a solução de ocorrências emergenciais.

A ANEEL já promoveu algumas alterações nesses dispositivos, mas percebe-se que ainda existe a necessidade de aperfeiçoamento no conceito de ISE, pois ainda são observadas dificuldades de interpretação do mesmo por alguns agentes. Na verdade, o problema é mais

amplo, e envolve uma discussão abrangente dos conceitos de interrupção, da função dos limites dos indicadores e da necessidade de eventuais expurgos na apuração dos indicadores. 1.1 Redes de Distribuição e Eventos Excepcionais

As redes de distribuição de energia elétrica são, na sua grande maioria, aéreas e abrangem quase a totalidade do País. Atualmente são mais de dois milhões de quilômetros de redes de distribuição1 no Brasil, as quais estão sujeitas a todo o tipo de intempéries e adversidades, mais ou menos previsíveis.

1 Redes primárias com tensão inferior a 230 kV, dados obtidos do banco de atributos físico-elétricos dos conjuntos de 2012.



Iniciando-se com as condições climáticas, o planejamento e a operação dos sistemas de distribuição devem considerar, por exemplo, que as linhas, postes e demais equipamentos sofrerão os efeitos gerados por calor, umidade, salinidade, ventos, raios, neve, chuva e todas as demais condições possíveis, de acordo com uma probabilidade. Essa probabilidade determinará a esperada ocorrência desses eventos e, baseando-se em uma análise de custo-benefício, as ações da distribuidora para evitar ou minimizar as consequências desses eventos.

A probabilidade de ocorrência é o ponto chave para o planejamento adequado. Raios, por exemplo, são bastante comuns no Brasil, apesar de terem uma maior incidência em algumas regiões. Neve, por outro lado, é um fenômeno de ocorrência impossível no Norte e Nordeste, mas não se pode dizer o mesmo da região Sul.

A discussão aqui apresentada não é exclusiva do Brasil. Pode-se citar um documento de referência, publicado pelo Conselho de Reguladores de Energia da Europa - CEER2, que contém informações a respeito da apuração dos indicadores de continuidade naquele Continente. Ao detalhar os eventos considerados excepcionais nos países europeus, o Conselho afirma que:

It should be noted, however, that weather circumstances that occur occasionally should not be considered as exceptional events. For example, snowstorms are not an exceptional event in Sweden, but could be seen as an exceptional event in southern Greece. Similarly, very hot temperature for sustained periods of time is not an exceptional event in Greece, but could be considered so in Sweden. Lightning should not be treated as an exceptional event anywhere in Europe.

A distribuidora deve aparelhar-se para atuar de forma adequada às condições climáticas, urbanísticas e sociais que caracterizam sua área de atuação. Considerando o exemplo do CEER, tempestades de neve não devem ser consideradas como evento excepcional na Suécia. Já na Grécia, tais eventos podem ser considerados como excepcionais. O Conselho vai além e afirma que descargas atmosféricas não devem ser tratadas como eventos excepcionais. Tal consideração foi feita seja porque descargas atmosféricas são comuns naquele continente, seja porque as redes de distribuição podem ser protegidas com equipamento específico, o para-raios3.

Focando-se agora nas questões sociais, um caso emblemático no setor elétrico é o do abalroamento de postes. É impossível prever onde e quando haverá um abalroamento de poste. Mas é possível, através de análise estatística e de análise da lógica desse fenômeno, identificar que alguns locais estão mais sujeitos a essa ocorrência. E existem inúmeras ações possíveis

2 4TH Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply 2008 - Council of European Energy Regulators (CEER). 3 Segundo Mamede Filho, Manual de Equipamentos Elétricos, 2005, Equipamentos protetores contra sobretensões são denominados para-raios.



para evitar essa ocorrência, como por exemplo, a construção de barreiras/defensas nos postes, o estudo de um traçado mais adequado para a rede previamente à construção (ou a alteração de um traçado existente), a solicitação de ações aos órgãos competentes de trânsito, a adoção de rede de distribuição subterrânea em locais com maior incidência, etc. Também há ações possíveis para a minimização dos impactos da ocorrência, como, por exemplo, a segregação de circuitos cuja ocorrência de abalroamentos é expressiva, a localização mais próxima de equipes de atendimento de emergência, etc.

Poder-se-ia apresentar também inúmeros outros exemplos, mais ou menos prováveis em regiões do Brasil, mas que devem de alguma forma ser considerados no planejamento e operação dos sistemas de distribuição. Por exemplo:

Ventos e chuvas mais fortes possuem ocorrência mais provável na região Sul do que em outras regiões;

Alagamentos são mais esperados em centros urbanos densos e com pouco escoamento;

A presença de animais nas redes ocorre de acordo com características específicas da região4; e

Locais com alto índice de vegetação podem requerer tecnologia de rede compacta ou isolada, que oferecem maior proteção às redes do que a tecnologia nua.

Independentemente da probabilidade da ocorrência dos eventos, a distribuidora deve sempre buscar evitar que um simples evento afete uma grande quantidade de consumidores. Assim, existem equipamentos diversos que podem auxiliá-la nessa tarefa, como os religadores5 automatizados. Outra possibilidade, mais atraente em locais com grande densidade, é o atendimento com mais de uma possibilidade de suprimento, utilizando-se das tecnologias de reconfiguração da rede. As distribuidoras têm feito uso também de subestações móveis, para atendimento de ocorrências com danos em transformadores de subestações.

4 A CEMAT, por exemplo, desenvolveu o Projeto Tuiuiú. De acordo com esse projeto, o posteamento instalado nos pontos de alta inundação, como nos campos alagáveis, é diferenciado, em atendimento à Norma interna PTD 25 – Construção de Redes de Distribuição na Área do Pantanal Mato-grossense. Nesses locais, durante a vazante do Pantanal, formam-se pequenas lagoas e ocorre concentração das aves aquáticas como Tuiuiú e Cabeça Seca, em busca de alimento. As estruturas diferenciadas instaladas nestes locais impedem a morte destas aves por eletrocussão, permitindo o convívio harmonioso entre o sistema elétrico e a fauna local. 5 Segundo Mamede Filho, Manual de Equipamentos Elétricos, 2005, Religadores são equipamentos de interrupção da corrente elétrica dotados de uma determinada capacidade de repetição em operações de abertura e fechamento de um circuito, durante a ocorrência de um defeito.



Como conclusão, é possível afirmar que o serviço público de distribuição de energia elétrica já incorpora as dificuldades intrínsecas de sua área de atuação em seu planejamento e operação, de forma que tais situações não podem ser utilizadas pela distribuidora para furtar-se às suas obrigações.

Não obstante, não seria razoável obrigar o dimensionamento de redes elétricas que suportem todas as intempéries às quais estão submetidas as redes de distribuição. Por exemplo, obrigar que todos os postes tivessem proteção ou, no extremo, que todas as redes fossem subterrâneas. Tal exigência levaria a investimentos não suportáveis pela tarifa de fornecimento.

É com o objetivo de balancear a qualidade adequada com uma tarifa acessível aos consumidores que a ANEEL, assim como outros órgãos reguladores, define limites para os indicadores de continuidade – assunto tratado na próxima subseção. 1.2 Definição dos Limites dos Indicadores Coletivos e Individuais

A ANEEL define limites de continuidade individuais e coletivos para as distribuidoras, de acordo com as particularidades de cada área de atuação. Derivam-se desses limites os mecanismos de incentivo à melhoria da continuidade: o Ranking da Continuidade, as compensações quando da violação dos padrões (limites) dos indicadores individuais e o Componente Q do Fator X.

Partindo-se da discussão apresentada na subseção anterior, pode-se então afirmar que mesmo as distribuidoras mais eficientes conviverão com uma “taxa natural” de ocorrências que geram interrupções de energia elétrica. Ou seja, o nível “ótimo” de qualidade não é o menor possível, mas sim um valor considerado adequado de acordo com os recursos que estão disponíveis. Os limites são mecanismos regulatórios que, ao mesmo tempo em que reconhecem a necessidade de uma franquia às distribuidoras, também permitem induzir sinais de incentivo à melhoria dos serviços.

É bastante difundido6 o entendimento que eventos excepcionais, como condições climáticas extremamente severas, devem ser tratados de forma específica, segregados dos

6 T.A. Short: Electric Power Distribution Handbook. CRC PRESS, Boca Raton, 2004, relata em seu Capítulo 9, seção 9.2 que: Much of the reliability data reported to regulators excludes major storm or major event interruptions. There are pros and cons to excluding storm interruptions. The argument for excluding storms is that storm interruptions significantly alter the duration indices to the extent that restoration performance dominates the index. Further, a utility’s performance during storms does not necessarily represent the true performance of the distribution system. Including storms also adds considerable year-to-year variation in results. On the other hand, from the customer point of view an interruption is still an interruption. Also, the performance of a distribution system is reflected in the storm performance; for example, if a utility does more tree trimming and puts more circuits underground, their circuits will have fewer interruptions when a storm hits.



indicadores de continuidade apurados em situações de normalidade. Dessa forma, os indicadores de continuidade das distribuidoras ficam mais comparáveis entre si, favorecendo metodologias de benchmarking na avaliação delas7.

No extremo, poder-se-ia criar limites específicos para cada ocorrência, segregando-se os indicadores não apenas nas situações de condições climáticas extremamente severas. Por exemplo, um evento que houvesse a quebra de um poste (abalroamento ou queda de árvore) poderia ser registrado em um indicador específico, com um limite apropriado. Entretanto, essa abordagem aumenta sobremaneira a assimetria de informação, e não seria apropriada para utilização do ponto de vista da regulação8.

A ANEEL define limites para os indicadores coletivos, Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora – DEC e Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora – FEC, apurados apenas para as condições consideradas normais. Assim, são expurgados da apuração desse indicador, dentre outros, as interrupções classificadas em dois conceitos:

Dia Crítico: Dia em que a quantidade de ocorrências emergenciais, em um determinado conjunto de unidades consumidoras, superar a média acrescida de três desvios padrões dos valores diários; e

Interrupção em Situação de Emergência – ISE: Interrupção motivada por caso fortuito ou de força maior, a ser comprovada documentalmente pela distribuidora.

Destaca-se que o expurgo dos indicadores DEC e FEC não necessariamente exime a distribuidora de suas responsabilidades. As interrupções ocorridas em Dias Críticos não são contabilizadas nos indicadores DEC e FEC, assim como nos indicadores Duração de interrupção individual por unidade consumidora – DIC, Frequência de interrupção individual por unidade consumidora – FIC e Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora – DMIC. Entretanto, são contabilizadas em um indicador específico, a Duração da interrupção

7 Sugere-se a leitura do exemplo hipotético constante das figuras 1 e 2 da Nota Técnica 0248/2013-SRD/ANEEL, disponibilizada na Consulta Pública n°017/2013. 8 Internamente, a distribuidora que busca a melhoria contínua no atendimento pode (e deve) avaliar seu desempenho estratificado, buscando a melhoria dos processos específicos.



individual ocorrida em dia crítico – DICRI, devendo a distribuidora pagar compensação às unidades consumidoras caso a interrupção dure mais do que um determinado limite9.

Já as interrupções classificadas como ISE são totalmente expurgadas dos indicadores, tanto coletivos como individuais. Isso decorre da impossibilidade de se definir, previamente, parâmetros de desempenho para as distribuidoras nessas situações. Ressalta-se, contudo, que a distribuidora ainda assim deve prestar o atendimento da melhor forma possível, sendo sua atuação passível de avaliação pela ANEEL, com possibilidade de aplicação de multa.

É possível haver uma interrupção classificável como ISE em um dia classificável como Dia Crítico. Assim, estabeleceu-se que o conceito de Interrupção em Situação de Emergência é preponderante ao do Dia Crítico.

A regulamentação de incentivos para a qualidade do fornecimento na distribuição de energia elétrica pode ser resumida conforme apresentação no quadro a seguir.

Classificação das Interrupções Indicadores10 Existe

Limite Atuação para Incentivo

Interrupções Ordinárias

DEC e FEC, DIC, FIC e

DMIC Sim

- Ranking de Continuidade - Componente Q do Fator X - Compensações no caso da violação dos limites dos indicadores individuais

Dias Críticos DICRI Sim - Compensações no caso da violação dos limites do indicador

Interrupções em Situação de Emergência

- Não - Análise específica, com possibilidade de aplicação de multa

As interrupções ordinárias, contabilizadas nos indicadores DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC, representam o dia a dia da distribuição – as condições de operação consideradas normais – e são causadas por inúmeros fatores: vandalismo, abalroamento, roubo, acidente, materiais jogados na rede, falha de equipamentos, raios, animais, ventanias, etc.

Os limites para os indicadores DEC e FEC, e consequentemente para os indicadores DIC, FIC e DMIC, são estabelecidos por um modelo de benchmarking, baseado no histórico do

9 Os limites são definidos de acordo com a tensão de fornecimento e a localização da unidade consumidora, de acordo com o item 5.10.7 e 5.10.8 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST. Por exemplo, para unidades consumidoras atendidas em baixa tensão localizadas em área urbana, o limite do DICRI é de 12,22 horas. 10 Na verdade, as distribuidoras registram indicadores coletivos com a duração e a frequência das interrupções ocorridas em Dias Críticos e em casos de Interrupções em Situação de Emergência. Esses indicadores servem para acompanhamento da ANEEL.



desempenho dos conjuntos de unidades consumidoras das distribuidoras11. Além do modelo matemático, analisam-se as condições gerais da distribuidora, considerando-se as especificidades regionais, os aspectos relativos às dificuldades de acesso em certas áreas, além das condições geográficas e climáticas12. Assim sendo, conclui-se que os limites estabelecidos para esses indicadores consideram as diversas ocorrências que podem acometer os sistemas de distribuição em situações normais de operação. 1.3. Regulamentação Atual

Considerando (i) a contextualização das características das redes de distribuição e as intempéries às quais o serviço de distribuição de energia está sujeito, (ii) a descrição do método de benchmarking utilizado para estabelecer os limites para os indicadores de continuidade e (iii) a existência de interrupções ordinárias, dias classificados como críticos e interrupções que ocorrem em situações de emergência; o objetivo dessa subseção é apresentar o regulamento atual que trata das interrupções que não são consideradas na apuração dos indicadores ordinários, denominadas de interrupções expurgáveis.

As previsões de expurgos constam na seção 8.2 do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, conforme segue.

5.6.2.2 Na apuração dos indicadores DEC e FEC devem ser consideradas todas as interrupções, admitidas apenas as seguintes exceções: i. falha nas instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros; ii. interrupção decorrente de obras de interesse exclusivo do consumidor e que afete somente a unidade consumidora do mesmo; iii. interrupção em situação de emergência; iv. suspensão por inadimplemento do consumidor ou por deficiência técnica e/ou de segurança das instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros, previstas em regulamentação; v. vinculadas a programas de racionamento instituídos pela União; vi. ocorridas em dia crítico; vii. oriundas de atuação de esquemas de alívio de carga solicitado pelo ONS. ... 5.6.3.1 Na apuração dos indicadores DIC e FIC não serão consideradas as interrupções previstas no item 5.6.2.2. 5.6.3.2 Na apuração do indicador DMIC, além das interrupções referidas no item 5.6.2.2, também não deverão ser consideradas aquelas oriundas de desligamentos programados, desde que sejam atendidas as seguintes condições: ...

11 Os conjuntos de unidades consumidoras são subdivisões da área de concessão das distribuidoras, para os quais são definidos limites específicos para os indicadores coletivos DEC e FEC. 12 Por exemplo, os limites estabelecidos para a AES-Eletropaulo consideram que a distribuidora atende uma área extremamente urbana, com possibilidades de alagamento e os mais diversos problemas relacionados às condições de urbanização. Ao mesmo tempo, os limites da Amazonas Energia já consideram que a distribuidora atende uma grande área metropolitana (Manaus), mas também regiões remotas do estado do Amazonas, cujo acesso é precário.



Já as definições constam no Módulo 1 do PRODIST, com as seguintes redações: 2.119 Dia crítico: Dia em que a quantidade de ocorrências emergenciais, em um determinado conjunto de unidades consumidoras, superar a média acrescida de três desvios padrões dos valores diários. A média e o desvio padrão a serem usados serão os relativos aos 24 (vinte e quatro) meses anteriores ao ano em curso, incluindo os dias críticos já identificados. ... 2.220 Interrupção em situação de emergência: Interrupção motivada por caso fortuito ou de força maior, a ser comprovada documentalmente pela distribuidora. ... 2.264 Ocorrência emergencial: Atendimento de emergência provocado por um único evento que gere deslocamento de equipes, inclusive aquela considerada improcedente.

O texto do regulamento atual sofreu algumas alterações ao longo das revisões dos procedimentos. Considera-se importante compreender a evolução do regulamento para, só assim, propor aprimoramentos. 1.4. O Problema Detectado

Chega-se então ao ponto chave da discussão dessa seção. Em uma análise estritamente jurídica, diversos tipos de ocorrências que afetam os sistemas de distribuição podem ser classificadas como Caso Fortuito ou de Força Maior, o que, nessa interpretação, as elegeria a serem classificadas como ISE.

A descrição jurídica do conceito de Caso Fortuito ou de Força Maior foi realizada no Parecer 087/2014/PGE-ANEEL/PGF/AGU de 25 de março de 2014. Alguns pontos importantes são transcritos a seguir.

Nesse sentido, o caso fortuito e a força maior são situações que obstam a formação de um nexo de causalidade entre o dano sofrido e o agente que se pretende responsabilizar por esse dano. Nesse turno, são eventos que impedem que se afirme que o dano decorreu das ações ou omissões daquele que se pretende responsabilizar. (...) Sílvio Venosa13 esclarece que a característica marcante de tais acontecimentos é a sua imprevisibilidade ou inevitabilidade. (...) Tem-se, pois, que a imprevisibilidade ou inevitabilidade é que marca a existência de um caso fortuito ou força maior. Nesse sentido, o Código Civil não faz distinções entre caso o fortuito e força maior e define ambos da seguinte maneira: (...) Trata-se de algo que é necessário, no sentido de que não decorre de culpa do agente que se pretende responsabilidade14 e que não pode ser evitado ou impedido por este. Ou seja, ou o fato era completamente imprevisível, de modo que não se

13 Silvio de Salvo Venosa. Direito Civil. Responsabilidade Civil, Volume 4, 7a edição. São Paulo: Atlas, 2007, p. 48. 14 Nesse sentido é a definição para fato necessário no art. 393 do CC. constante da obra de Carlos Roberto Gonçalves (Direito Civil Brasileiro, Volume 4, Responsabilidade Civil, 7a edição, 2012, São Paulo, Saraiva, p.475.



poderia previamente supor que iria acontecer, ou mesmo, ainda que previsível, não se fazia possível evitar sua ocorrência ou neutralizar suas consequências, sendo assim inevitável15. Pois bem. Como dito, a imprevisibilidade/inevitabilidade de um fato pode variar de acordo com as perspectivas da análise. Algo, por exemplo, que pode ser considerado como inevitável e imprevisível para um pequeno empreiteiro pode não o ser em relação a uma grande companhia de construção.

De fato, há inúmeras ocorrências em que a distribuidora pode alegar a imprevisibilidade

ou impossibilidade de ação, devido apenas à natureza do fato gerador da interrupção, mesmo na hipótese de tal ocorrência ser de pequeno impacto na operação da distribuidora. Assim, utilizando-se dessa tese, há distribuidoras que entendem que tais interrupções devem ser

expurgadas dos indicadores, classificando-as como ISE. A caracterização de caso fortuito ou força maior depende de aspectos relativos ao

evento e a conclusão pode ser influenciada pela subjetividade daquele que realiza a análise. A ANEEL constatou, através de fiscalizações, que quando não é possível a classificação

da interrupção no conceito de Dia Crítico, há distribuidoras que procuram comprovações das mais variadas para classificar certas interrupções como ISE. São vários os casos de condições climáticas atípicas comprovadas com Laudos Meteorológicos elaborados por empresa independente ou de queda de árvore “comprovada” com Boletim de Ocorrência policial.

Como exemplo dos casos identificados pela fiscalização, tem-se a apuração referente ao ano de 2011 dos indicadores de continuidade de uma distribuidora16. Na Tabela I são apresentados os fatos geradores que englobam 90% dos expurgos classificados como Interrupção em Situação de Emergência pela distribuidora.

Tabela I – Fatos geradores das interrupções classificadas como situação de emergência.

Fato Gerador Interrupções Expurgadas COLISÃO DE VEÍCULOS 593

DESCARGA ATMOSFÉRICA 587 POSTE(S) 431

DEFEITO TRANSITÓRIO 366 VEGETAL 330

CONDUTOR 306 DANOS/TERCEIROS 200

VANDALISMO (CARACTERIZADO) 134 CONEXÃO 123

INUNDAÇÃO 73 MANOBRA POR SEGURANÇA 57

15 Segundo Sérgio Cavaliere Filho, a imprevisibilidade é o elemento indispensável do caso fortuito enquanto a inevitabilidade o é da força maior. (Programa de Responsabilidade Civil, 8a edição, 2008, São Paulo, Editora Atlas, p.66. 16 Informações encaminhadas pela distribuidora no âmbito do processo 48500.003647/2012-21.



Fato Gerador Interrupções Expurgadas OBJETOS ESTRANHOS NA REDE 48

MANUTENÇÃO EMERGENCIAL 45 O fato gerador preponderante foi a colisão de veículos – o exemplo clássico de

abalroamento de postes. O fato gerador Descarga Atmosférica também merece atenção por ser um evento extremamente comum nos sistemas de distribuição, e inaceitável como expurgo de indicadores de continuidade.

Dos demais casos listados, percebe-se que apenas Inundação poderia, a princípio, caracterizar ISE. Pode-se, no entanto, aprofundar a análise ao se avaliar a abrangência das interrupções. Na Tabela II é apresentada a porcentagem de consumidores que foram atingidos em relação ao total de consumidores da distribuidora. Verifica-se que a maioria das interrupções foi de pequena abrangência, caracterizando eventos pouco nocivos ao sistema de distribuição e com caráter ordinário. Nesses casos, foi verificado pela fiscalização que tais interrupções foram de fato classificadas incorretamente.

Tabela II - Porcentagem de consumidores que foram atingidos em relação ao total de consumidores do conjunto.

Porcentagem de consumidores atingidos

Quantidade de Interrupções

Porcentagem de consumidores atingidos

Quantidade de Interrupções

0%-5% 3.311 50%-55% 0 5%-10% 182 55%-60% 2

10%-15% 61 60%-65% 0 15%-20% 38 65%-70% 0 20%-25% 19 70%-75% 2 25%-30% 14 75%-80% 1 30%-35% 8 80%-85% 1 35%-40% 5 85%-90% 0 40%-45% 3 90%-95% 1 45%-50% 1 Mais que 95% 6

A maioria dessas interrupções é frequente no âmbito da distribuição e de pequena

abrangência, e não deveriam ser classificadas como ISE. Essas interrupções constam do histórico de apuração das distribuidoras e consequentemente foram consideradas no estabelecimento dos limites regulatórios. Assim, nesses casos são emitidos Autos de Infração, que geram multas e determinações de revisão das apurações dos indicadores e pagamentos de compensações devidas às unidades consumidoras.



Pode-se admitir, eventualmente, que um evento com pequena abrangência não esteja considerado quando do estabelecimento dos limites. Apesar de improvável, isso pode ocorrer, por exemplo, se a distribuidora provar que um determinado evento tem acontecido acima da “taxa natural” de ocorrência, ou seja, que há um cenário diferente daquele avaliado pela ANEEL quando do estabelecimento dos limites. Nesse caso, o mais indicado não é o expurgo do evento, mas sim uma solicitação de revisão extraordinária de seus limites. Essa solicitação já foi acatada pela ANEEL, principalmente quando relacionada ao comportamento do suprimento à distribuidora.

Da mesma forma, as distribuidoras também relatam a necessidade do aprimoramento na definição de ISE e consideram que a subjetividade é a maior dificuldade para aplicação do regulamento. Tal conclusão pode ser verificada na contribuição encaminhada para a Consulta Pública nº 007/2012, transcrita a seguir:

Caso não existam critérios objetivos para a definição desses expurgos, a fiscalização das atividades e a apuração dos resultados das distribuidoras ficariam comprometidas, com prejuízo para os consumidores atendidos.

Também merece registro a existência de distribuidoras que expurgam apenas os casos que estão associados à emissão de um Decreto de Declaração de Situação de Emergência ou Estado de Calamidade Pública pelo poder público, seguindo assim uma lógica que demonstra a severidade do evento, comprovada por documento externo à distribuidora.

Assim, constata-se que há três grupos de distribuidoras: as que expurgaram apenas as interrupções associadas à emissão de um decreto por órgão competente; as que têm sua interpretação do regulamento e, consequentemente, no momento da fiscalização, estão sujeitas a não conformidades, e o último grupo de distribuidoras que fazem mau uso de regulamento e tentam expurgar situações que obviamente não seriam possíveis de enquadramento à ISE.

Pelo exposto, conclui-se que é importante promover a segregação das interrupções em ordinárias e extraordinárias, podendo essas ser classificadas em Dia Crítico ou ISE. No entanto, conclui-se que por haver subjetividade na definição da ISE, há problemas de falta de entendimento do regulamento ou mesmo mau uso por parte de algumas distribuidoras, que geram multas e apurações incorretas dos indicadores. Ademais, as frequentes contestações das distribuidoras quando da aplicação de penalidades geram custos para todos envolvidos, e uma definição mais clara certamente reduziria esses custos.



2. Definição do objetivo O objetivo da presente Análise de Impacto Regulatório – AIR é avaliar a necessidade e

as consequências da alteração da definição de ISE. Nesse sentido, cada alternativa a ser avaliada será estabelecida na forma de um possível cenário no qual a definição possibilite a melhoria na aplicação do regulamento.

Em cada uma das possíveis soluções serão avaliados os prováveis impactos decorrentes, particularmente segundo as seguintes perspectivas:

(i) coerência da definição no contexto de apuração dos indicadores, dos limites e dos mecanismos de incentivo, de forma que a nova definição não deve alterar o entendimento que prevalece sobre o assunto;

(ii) objetividade, que resultará em maior facilidade de observância ao regulamento assim como na redução de não conformidades na apuração dos indicadores;

(iii) simplicidade, propiciando um texto acessível que possa ser compreendido por todos os agentes envolvidos.

3. Coleta de Informações O tema expurgos já foi discutido pela SRD/ANEEL em vários momentos. Sobre a

definição de ISE, a discussão começou em 2010, por meio da Audiência Pública nº 046/2010. Naquela época, a SRD propôs uma nova definição de ISE, transcrita a seguir:

Interrupções decorrentes de eventos que comprometam o funcionamento da rede elétrica da distribuidora, associados a Decreto de Declaração de Situação de Emergência ou Estado de Calamidade Pública emitido por órgãos competentes.

A justificativa dada na época para a mudança na definição foi a sua abrangência, que

dava margem a interpretações diversas, sendo impossível enumerar todas as possíveis situações que se enquadrariam no dispositivo. E foi além, considerando que o Dia Crítico, de certa forma, já contemplava os casos que se enquadram como situação de emergência, o que possibilitava a sua redefinição, restringindo sua aplicação.

No entanto, devido às contribuições recebidas, percebeu-se a necessidade de um aprofundamento jurídico do assunto e posteriormente a retomada da discussão do assunto.

Já na Nota Técnica n° 0100/2012-SRD/ANEEL, disponibilizada na Consulta Pública nº 007/2012, também foi discutida a melhoria da regulamentação sobre expurgos associados aos indicadores de continuidade. Seu resultado culminou na definição de limite para as interrupções



ocorridas em Dia Crítico. Sobre ISE, mais uma vez, algumas contribuições advindas do tema apresentaram caráter jurídico e a discussão do tema foi postergada.

Dando andamento ao processo de revisão dos expurgos, a SRD solicitou por meio da Nota Técnica n° 0232/2013-SRD/ANEEL, de 06/11/2013, parecer da Procuradoria sobre proposta de aprimoramento da regulamentação que trata da apuração das interrupções de energia elétrica e seu relacionamento com o conceito jurídico de Caso Fortuito ou de Força Maior. A procuradoria encaminhou o Parecer nº 087/2014/PGE-ANEEL/PGF/AGU, concluindo que do ponto de vista jurídico a SRD poderia continuar o aprimoramento da definição de ISE, de modo a propor uma definição mais objetiva.

Concomitante à solicitação de parecer da procuradoria, a SRD abriu uma nova Consulta Pública (CP nº 17/2013) de forma a obter contribuições para uma definição mais objetiva de ISE. Na Nota Técnica nº 0084/2014-SRD/ANEEL foram resumidas as contribuições e realizada análise das contribuições. Os cenários que serão analisados na seção seguinte foram selecionados considerando a factibilidade da sua aplicação no regulamento. Os cenários considerados infactíveis não foram analisados, inclusive os encaminhados na Consulta, e as justificativas foram apresentados na análise de contribuições.

Na Consulta Pública foi comentada a ideia de que a ANEEL solicitaria a relação de todas as interrupções registradas nas unidades consumidoras das distribuidoras para auxiliar na métrica que seria estabelecida para caracterizar ISE. No entanto, decidiu-se por não realizar essa solicitação por três motivos. O primeiro está relacionado à natureza dos eventos que se deseja caracterizar; são eventos esporádicos, e a depender do período que as interrupções fossem analisadas, muitas distribuidoras não teriam em seus históricos eventos geradores de ISE. Outro ponto foi a dificuldade que seria gerada para as distribuidoras, pois as mesmas teriam que agregar todas as interrupções por evento – algo não trivial. O último motivo foi a disponibilidade na Agência de bancos com informações de interrupções de distribuidoras advindos de fiscalizações realizadas pela ANEEL e que poderiam ser utilizados no auxílio da tipificação de eventos causadores de ISE – foram analisadas as interrupções da AES Sul (ano de 2011), CEMIG (2011) e Escelsa (2010)



4. Definição dos cenários

Para a análise de impacto regulatório foram elencados cinco cenários de regulamentação que possibilitassem avaliar alternativas para atingir o objetivo estabelecido. Os

cenários foram criados a partir da premissa de que o objetivo é o aprimoramento da definição de ISE para torná-la objetiva e clara, sem, contudo, alterar a coerência com a regulamentação vigente – por exemplo, sem revisar os limites já estabelecidos para os indicadores coletivos e individuais. Cada alternativa procurou emular um cenário para solução ou minimização do problema, de modo que fosse permitida a análise de suas características de maneira geral.

4.1. Cenário 1: Não modificar a atual definição de ISE

Em consonância com os princípios de boa prática regulatória, o primeiro cenário de regulamentação consiste na análise de manutenção das regras vigentes. 4.2. Cenário 2: Critério de comprovação apenas por meio de decreto

Outro cenário passível de análise é a proposta apresentada na Audiência Pública nº 046/2010, que associava objetivamente a ISE à existência de decreto emitido por órgão competente.

Nesse cenário, a proposta de texto para a definição de ISE é: Interrupção ocorrida no sistema de distribuição resultante de evento que

comprovadamente impossibilite a atuação imediata da distribuidora e que não tenha sido provocada ou agravada por esta, associada a Decreto de Declaração de Situação de Emergência ou Estado de Calamidade Pública emitido por órgãos competentes.

Como a proposta é a manutenção da coerência do regulamento17, considerou-se importante explicitar a necessidade da ocorrência da interrupção no sistema de distribuição próprio da distribuidora. Já a comprovação da impossibilidade de atuação da distribuidora é essencial para a caracterização de ISE. Ademais, propõe-se que não será válida a previsão de expurgos nos casos em que houver constatação de que as interrupções foram provocadas ou agravadas pela distribuidora.

17 Conforme consta no atual regulamento, não serão consideradas as interrupções provenientes da transmissora ou distribuidora acessada como interrupção em situação de emergência.



Cabe ressaltar que nem toda interrupção que tenha ocorrido no período de vigência do decreto pode ser expurgada; é condição indispensável que haja associação entre a causa da interrupção e o evento que culminou no decreto. Também é importante observar que a distribuidora, mesmo com a existência do decreto, deve comprovar os danos causados nos seus equipamentos e as dificuldades enfrentadas para o restabelecimento do fornecimento de energia. Ou seja, o decreto é condição necessária, porém não suficiente. De modo a orientar as informações que devem ser disponibilizadas para constatar impossibilidade de atuação da distribuidora, foram elencadas informações consideradas mínimas – a descrição consta na Seção 8.

Por fim, o conceito de Caso Fortuito ou de Força Maior não é mais utilizado na definição, tornando-a mais objetiva.

4.3. Cenário 3: Critério de severidade e abrangência isolados

Na Consulta Pública nº 017/2013 foi apresentada proposta conceitual para caracterizar ISE considerando interrupções do fornecimento requisitadas por autoridade competente por questão de segurança ou o critério da abrangência e severidade. A opção de se considerar expressamente o expurgo de interrupção devido à solicitação de autoridade foi excluída da análise, uma vez que desligamentos de pequenas proporções poderiam ser enquadrados na responsabilidade da distribuidora, conforme destacado no Parecer 087/2014 e na Nota Técnica nº 0084/2014.

A abrangência tem consonância com os conceitos de limites e mecanismos de incentivo regulatórios, ou seja, interrupções passíveis de serem consideradas como ISE devem ter grande alcance/abarcamento. Já a severidade está relacionada a eventos extremamente rigoroso, basicamente oriundos de condições climáticas atípicas.

Na fiscalização anual da apuração dos indicadores de continuidade, as distribuidoras encaminham à fiscalização a relação das interrupções, constando inclusive as interrupções expurgadas. Para estabelecer os critérios que caracterizem abrangência poder-se-ia analisar as interrupções expurgadas devido a ISE. Porém, verificou-se, de forma geral, que a abrangência de uma interrupção não é parâmetro para justificar um expurgo. Na verdade, o importante é a análise do evento que ocasionou as interrupções. Mas as informações existentes nos bancos da fiscalização não possibilitam a agregação precisa das interrupções em eventos, dificultando a análise. A mesma dificuldade foi encontrada para identificar um critério para a severidade.



Diante da necessidade da análise da abrangência e severidade, foram estudados casos específicos. Um dos casos foi o evento ocorrido em 11/1/2011 na região serrana do Estado do Rio de Janeiro, que será descrito brevemente a seguir.

Em janeiro de 2011, enchentes e deslizamentos de terra atingiram o estado do Rio de Janeiro. As cidades mais afetadas foram Teresópolis, Nova Friburgo, Petrópolis, Sumidouro e São José do Vale do Rio Preto, na Região Serrana do estado. Para fins de análise, foi tratado apenas o caso da Energisa Nova Friburgo – ENF por ter sido a mais atingida pelo ocorrido.

Na Figura 1 é apresentado o restabelecimento feito pela ENF no mês de janeiro de 2011. São mostrados o percentual de consumidores interrompidos e a quantidade de consumidores energizados em cada dia após a catástrofe. Observa-se que, mesmo até o fim do mês, a distribuidora não conseguiu restabelecer todos os consumidores.

Figura 1 – Restabelecimento realizado pela ENF em janeiro de 2011 (Fonte: Nota Técnica n°

0100/2012-SRD/ANEEL, disponibilizada na Consulta Pública nº 007/2012).

Considerando que na época a distribuidora possuía aproximadamente 94.000 unidades consumidoras, verifica-se que o evento atingiu mais de 60.000 unidades consumidoras, o que representou mais de 60% da concessão. Considerando-se o evento descrito um caso extremamente severo para a atuação da distribuidora, entende-se que qualquer proposta de definição deveria possibilitar sua classificação como ISE.

No Brasil, os conjuntos18 das concessionárias possuem em média 25.40019 unidades consumidoras. De forma a caracterizar geograficamente a abrangência de um evento

18 O conjunto de unidades consumidoras é definido por Subestação de Distribuição – SED.



extremamente severo, sugere-se que o mesmo deve atingir em média duas subestações completamente. Assim, propõe-se para este cenário o seguinte critério de abrangência: interrupções oriundas de um evento que interrompa pelo menos 50.000 unidades consumidoras de uma distribuidora (posteriormente será realizada a análise para distribuidoras pequenas); essas interrupções seriam, portanto, elegíveis a serem classificadas como ISE.

O dilema da definição de um critério matemático já foi enfrentado por outros reguladores, como exemplo20, a França e o Reino Unido. De acordo com a referência, na França um evento excepcional é caracterizado quando forem interrompidos mais de 100.000 consumidores. Já o Reino Unido considera que um dos critérios para identificar evento excepcional é quando mais de 25.000 consumidores são interrompidos.

Entende-se que o valor de 50.000 consumidores é coerente em distribuidoras de médio e grande porte. Sendo necessária uma métrica que também considere as pequenas distribuidoras. Propõe-se para este cenário considerar também o critério de 50% das unidades consumidoras da distribuidora, o que atenderia às distribuidoras de pequeno porte. Assim, a abrangência será caracterizada quando as interrupções associadas ao evento tenham atingido mais de 50.000 ou 50% dos consumidores da distribuidora.

Para o critério da severidade a proposta disponibilizada na Consulta Pública foi a comprovação através de meios concretos, como a Declaração de Situação de Emergência ou Estado de Calamidade Pública emitido por órgãos competentes. Sabendo que o decreto serve de efeitos jurídicos para execução de atividades de reconstrução e recuperação das áreas atingidas, existirão eventos em municípios que podem ter condições para execução das atividades sem a necessidade de decreto. Assim, o ponto negativo para a proposta foi a manutenção da subjetividade dos meios concretos para comprovação da severidade, já que nem todo evento de grandes proporções estão associados a decretos.

Na Consulta Pública as contribuições sobre a severidade foram no sentido de desconsiderá-la - mais detalhes podem ser obtidos na Nota Técnica 0084/2014. Porém, sua consideração será mantida por se entender que a severidade é critério essencial para caracterizar a impossibilidade de atuação da distribuidora.

Buscou-se uma maneira de associar a severidade com a duração das interrupções. Pode-se utilizar vários parâmetros, como o impacto no DEC da distribuidora, o Tempo Médio de 19 Média obtida do número de unidades consumidoras enviados dos indicadores de continuidade de dezembro de 2013. 20 Os critérios adotados pelos reguladores europeus para caracterizar eventos excepcionais são descritos na Tabela 2.13 do 4TH Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply 2008.



Atendimento a Emergências (TMAE) das ocorrências associadas ao evento ou alguma medida de duração da interrupção para os consumidores atingidos.

O impacto no DEC traria a discussão para as diferentes realidades das distribuidoras, que possuem DEC com ordem de grandeza bem diferente. Por exemplo, enquanto a CELG-D apurou em 2013 o valor de 40,03 horas, a DMED apresentou valores de 3,95 horas no mesmo ano. Já o uso do TMAE das ocorrências associadas ao evento seria uma possibilidade, porém seriam necessários alguns ajustes no regulamento para a sua implementação. Por exemplo, no atual regulamento, quando da apuração do TMAE, existe previsão de expurgo quando ocorre ISE. Então, o regulamento deveria ser modificado para a distribuidora apurar os tempos médios também quando da existência de ISE (o que alteraria o histórico desse indicador, ou complicaria o regulamento ainda mais, criando-se um novo tempo médio a ser apurado quando da ocorrência desses eventos).

Com objetivo de fugir de mudanças em outros pontos do regulamento, a proposta para caracterizar a severidade do evento neste cenário é o uso do tempo de restabelecimento dos consumidores atingidos pelo evento. Propõe-se uma medida de posição como referência para esse tempo: a duração da interrupção de pelo menos 50% das unidades consumidoras atingidas.

Para finalizar a caracterização da severidade, busca-se uma referência de tempo (duração da interrupção). Pode-se obter uma proposta com base no maior valor estabelecido para o indicador DMIC na Tabela 421 do Anexo I da seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST. A Tabela 4 é a que mais caracteriza a realidade das unidades consumidoras e o valor de 12 horas é compatível com o objetivo de caracterizar evento excepcional. Afinal, espera-se que um evento de grande abrangência e com duração superior a 12 horas para uma grande quantidade de unidades consumidoras tenham pouca probabilidade de ocorrer.

A proposta de texto para a definição de ISE neste cenário é: Interrupção ocorrida no sistema de distribuição resultante de evento que

comprovadamente impossibilite a atuação imediata da distribuidora e que não tenha sido provocada ou agravada por esta, sendo elegíveis quando: as interrupções abranjam pelo menos 50.000 ou 50% das unidades consumidoras da distribuidora; e a duração das

21 A Tabela 4 do Anexo I da seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST é referente aos limites dos indicadores de continuidade individuais aplicáveis as unidades consumidoras com tensão contratada inferior a 1 kV e localizadas em áreas urbanas.



interrupções seja superior a 12 horas para pelo menos 50% das unidades consumidoras atingidas.

Os dois critérios são dependentes. Um deles é necessário, porém não suficiente. Ressalta-se ainda que os critérios propostos são similares aos encontrados na primeira redação do Art. 22 da Resolução Normativa nº 024/2000. Outro importante destaque é que os critérios visam estabelecer uma definição mais objetiva, não sendo citado mais o conceito de Caso Fortuito ou de Força Maior.

Assim como no cenário anterior, os critérios que compõem a definição deste cenário funcionam como filtros das interrupções que serão passíveis de expurgo por parte da distribuidora, o que significa que não necessariamente devem ser expurgadas. Elas devem ser comprovadas minuciosamente, através de relatórios detalhados (conforme será apresentado na Seção 8).

4.4. Cenário 4: Critério de severidade e abrangência combinados

A ideia da associação de abrangência e severidade em apenas um critério será proposta no cenário em análise.

No Submódulo 22.3 dos Procedimentos de Rede é definido o indicador sistema-minuto para avaliar o grau de severidade das perturbações no âmbito da transmissão. O indicador é calculado considerando a relação entre a carga interrompida e a carga de demanda máxima verificada no período multiplicado pelo tempo médio de interrupção, conforme apresentado na Equação 1.

)(tanarg)(minint)(intarg

MWperíodonoverificadatâneainsmáximademandadeaCutoserrupçãodemédiotempoMWerrompidademandadeaCSM

Eq. (1)

Outros exemplos podem ser utilizados como referência. Conforme já citado, os critérios

adotados pelos reguladores europeus para caracterizar eventos excepcionais são descritos na Tabela 2.13 do 4th Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply 2008. O Reino Unido adota critério semelhante ao que se deseja propor: o consumidor-minutos (mais que 2 milhões de consumidor-minutos interrompidos) para caracterizar eventos excepcionais (que não estão associados ao clima).



Os dois casos exemplificados, sistema-minuto e consumidor-minuto, fazem uso da junção da abrangência e severidade para estabelecer um único critério. Com base nesses conceitos e com objetivo de fugir de critérios complexos propõe-se o uso da soma da Duração de interrupção individual por unidade consumidora – DIC – como o indicador base para o cenário. Dos indicadores utilizados pela ANEEL, pode-se considerar o DIC como um dos mais importantes já que é a base de toda a apuração da continuidade do fornecimento e tem sua apuração consolidada. A soma do DIC das unidades consumidoras interrompidas é uma boa relação entre a abrangência e severidade do evento, e possibilita a junção dos dois critérios. Um evento de grande abrangência e de duração relativamente pequena ou um evento que tenha atingido uma quantidade menor de consumidores, porém de grande duração poderiam ser classificados no filtro que será proposto.

No Cenário 3 foi proposto que um evento extraordinário é aquele cujas interrupções abranjam 50.000 ou 50% das unidades consumidoras da distribuidora e que a duração das interrupções seja superior a 12 horas para pelo menos 50% das unidades consumidoras atingidas. Partindo-se dos números absolutos apresentados no Cenário 3, pode-se propor a métrica equivalente no Cenário 4 de 600.000 consumidor-hora (50.000 consumidores vezes 12 horas). Assim, o critério será atendido se a soma do DIC dos consumidores atingidos for superior à métrica proposta.

Entende-se que não é possível a obtenção de um valor “ótimo” para a métrica proposta. Afinal, trata-se de buscar a caracterização de eventos extremamente severos, que ocorrem com frequência relativamente baixa e possuem características diferentes em cada concessão. De qualquer forma, a importância desse valor é minimizada quando se ressalta que, assim como nos cenários anteriores, o critério proposto é apenas um filtro para identificação de interrupções elegíveis a serem ISE.

Pode-se, contudo, avaliar a coerência do valor proposto para o critério quando o confrontando com um caso real. Novamente, faz-se uso do caso da ENF.

Na Figura 2 consta uma estimativa22 de restabelecimento das unidades consumidoras devido ao evento ocorrido em 11/1/2011 na região de Nova Friburgo. Percebe-se que até o dia 18/11/2011 a estimativa do somatório dos DICs é de 1.746.128 consumidor-hora.

22 Alternativamente à opção de solicitação de mais informações à distribuidora, optou-se por uma estimativa por entender-se que o restabelecimento pode variar de acordo com o sistema atingido, com a atuação da distribuidora e outros fatores.



Figura 2 – Estimativa de restabelecimento das unidades consumidoras devido ao evento ocorrido em 11/1/2011 na região de Nova Friburgo.

Resta ainda buscar uma métrica que abranja também distribuidoras pequenas.

Novamente baseado nos valores absolutos do Cenário 3, propõe-se que a métrica seja de seis vezes a quantidade de unidades consumidoras da distribuidora (50% do total de unidades consumidoras vezes 12 horas).

Assim, chega-se na proposta de texto para a definição de ISE deste cenário: Interrupção ocorrida no sistema de distribuição resultante de evento que

comprovadamente impossibilite a atuação imediata da distribuidora e que não tenha sido provocada ou agravada por esta, sendo elegíveis apenas as situações:

i. Decorrente de evento cuja soma do DIC dos consumidores interrompidos seja maior ou igual a seis vezes o número de unidades consumidoras da distribuidora no mês anterior ao evento; ou

ii. Decorrente de evento cuja soma do DIC dos consumidores interrompidos seja maior ou igual ao valor de 600.000.

4.5. Cenário 5: Comprovação por meio de decreto ou devido a severidade e abrangência combinados

Outro cenário que merece discussão é considerar a junção de dois cenários, 2 e 4. Assim como todos os cenários, propôs-se no Cenário 4 um filtro para as interrupções que seriam



passíveis de expurgo, permanecendo ainda alguma subjetividade. Tal filtro pode ser mais flexível ou mais rígido.

Alternativamente, é possível adicionar como critério a existência do decreto de situação de emergência ou de calamidade pública emitido pela autoridade competente. Afinal, a existência do decreto normalmente indica que houve um evento climático severo na região.

Assim, esse cenário para definição de ISE é: Interrupção ocorrida no sistema de distribuição resultante de evento que

comprovadamente impossibilite a atuação imediata da distribuidora e que não tenha sido provocada ou agravada por esta, sendo elegíveis apenas quando:

i. Decorrente de evento associado a Decreto de Declaração de Situação de Emergência ou Estado de Calamidade Pública emitido por órgão competente; ou

ii. Decorrente de evento cuja soma do DIC dos consumidores interrompidos seja maior ou igual a seis vezes o número de unidades consumidoras da distribuidora no mês anterior ao evento; ou

iii. Decorrente de evento cuja soma do DIC dos consumidores interrompidos seja maior ou igual ao valor de 600.000.

Na Seção 8 consta a descrição das informações que devem ser disponibilizadas para

constatar as barreiras existentes para atuação da distribuidora.

5. Análise de impacto dos cenários A seguir, é apresentada a análise de cada um dos cenários estabelecidos para solução

do problema. Nesta avaliação foram considerados pontos positivos e negativos de cada cenário regulatório, assim como prováveis impactos segundo as perspectivas apresentadas na Seção 2.

Em cada um dos cenários, serão apresentadas as características que o compõem e eventuais particularidades. Adianta-se que será apresentada uma análise qualitativa do impacto dos cenários. Afinal, trata-se de alteração de uma definição de forma a atender aos objetivos propostos, sem que haja alteração do entendimento do regulamento. Sendo esses objetivos alcançados, entende-se que o impacto é relativamente baixo. 5.1. Cenário 1: Não modificar a atual definição de ISE

A previsão da não penalidade (automática) devido a eventos bastante severos existe desde a primeira versão da regulamentação. Ocorre que na época havia um critério objetivo para



caracterizar tais eventos: a interrupção atingir 50% dos consumidores e comprovação através de decreto. As revisões da regulamentação acarretaram em uma definição de ISE mais subjetiva, tornando a aplicação do regulamento mais complexa.

Como ponto positivo desse cenário pode-se considerar a simplicidade, já que não exige do leitor o conhecimento de termos técnicos ou matemáticos, apenas o entendimento do conceito Caso Fortuito ou Força Maior. Outro ponto positivo é a sua coerência com a atual regulamentação, já que permite a análise pormenorizada dos eventos. Como pontos negativos tem-se a subjetividade da definição, que acarreta na falta de padronização na apuração dos indicadores, na facilidade do uso indevido por parte de alguns agentes, em dificuldades de fiscalização por parte da ANEEL, no aumento de penalidades e processos administrativos e na apuração errônea de indicadores (muitas vezes corrigidos após anos, quando do julgamento final do recurso da distribuidora).

Assim, apesar de haver pontos positivos, a falta de objetividade gera uma série de problemas no processo, não sendo razoável a sua manutenção. 5.2. Cenário 2: Critério de comprovação por decreto

A associação ao decreto também é uma proposta de simples entendimento, sendo esta a maior vantagem deste cenário. A existência do decreto é um grande indício que houve de fato dificuldades enfrentadas pela distribuidora para o restabelecimento do serviço.

Esse critério também é positivo quando se avalia a objetividade, mesmo ressaltando-se que deve haver comprovação da relação direta do evento que motivou a publicação do decreto com a interrupção, com os danos causados nos equipamentos e com as dificuldades enfrentadas para o restabelecimento do fornecimento de energia.

Esse cenário provocará a redução da quantidade de interrupções a serem analisadas pela ANEEL, uma vez que atualmente algumas distribuidoras não adotam esse procedimento. Porém, sabe-se que o decreto serve de efeitos jurídicos para execução de atividades de reconstrução e recuperação das áreas atingidas. Assim, eventos de magnitudes equivalentes podem justificar a publicação de Decretos de Situação de Emergência pelo Poder Público de municípios menores, não resultando em publicação em municípios de maior magnitude, uma vez que os últimos podem ter condições para execução das atividades sem a necessidade de decreto.

Chega-se ao ponto principal do cenário em análise. Se por um lado fornece objetividade

ao processo, por outro pode eliminar interrupções ocorridas em eventos severos e não



considerados nos limites estabelecidos para os indicadores de continuidade. Eventualmente, também poderia tornar elegíveis interrupções de pequeno porte, decorrentes de eventos climáticos não severos, que poderiam estar associados a decretos. Assim, pode-se concluir que a coerência no contexto de apuração dos indicadores é o ponto negativo deste cenário. 5.3. Cenário 3: Critério severidade e abrangência isolados

Este cenário tem como ponto forte a objetividade, pois estabeleceria uma abrangência e severidade específicos para eleger uma interrupção como ISE através de critérios puramente matemáticos. Por outro lado, esta proposta peca no quesito simplicidade, já que exige o conhecimento do critério matemático adotado e exige uma explicação mais pormenorizada ao consumidor de forma a justificar o expurgo da interrupção.

O desafio para o cenário proposto é estabelecer os critérios matemáticos para abrangência e severidade que foram detalhados na seção anterior. A depender do número de consumidores atingidos para a abrangência e a duração da interrupção para a severidade, o filtro será mais rígido ou mais flexível. Assim, o nível de coerência com a apuração dos indicadores não é o maior, porém é superior ao do Cenário 2. Constata-se que dois dos objetivos propostos são antagônicos: ao focar na objetividade será inevitável que algum caso eventualmente elegível de expurgo não será considerado. A dificuldade é estabelecer o quanto a objetividade pode interferir na coerência.

Um ponto negativo do cenário é considerar critérios isolados, o que levará a casos que atendam a abrangência, mas com severidade inferior a um liminar proposto, ou o contrário, que não atenda a abrangência mas sim a severidade. Tais casos serão passíveis de discussão, já que os agentes irão argumentar que foram eventos extraordinários. Entende-se, portanto, que o Cenário 4, a ser analisado a seguir, é mais coerente, pois atenua essa dificuldade. 5.4. Cenário 4: Critério de severidade e abrangência combinados

Em relação à simplicidade e coerência, esse cenário é superior ao do Cenário 3, sendo equivalente na objetividade. Ele é considerado mais simples porque dos indicadores utilizados pela ANEEL, pode-se considerar o DIC como um dos mais importantes, já que é a base de toda a apuração da continuidade do fornecimento e tem sua apuração consolidada. Assim, não será preciso uma apuração diferenciada das interrupções caracterizadas como ISE. Ele é superior na coerência porque a soma do DIC das unidades consumidoras interrompidas é uma boa relação

entre a abrangência e severidade do evento, e possibilita a junção dos dois critérios. Um evento



de grande abrangência e de duração relativamente pequena ou um evento que tenha atingido uma quantidade menor de consumidores, porém de grande duração poderiam não ser enquadrados como situação de emergência. .

O conceito de consumidores-hora com base no somatório dos DICs relacionados ao evento foi a proposta mais simples e objetiva encontrada, porém sempre haverá a discussão de eventos que não atenderam a métrica e mereciam, na visão de um agente, ser expurgados dos indicadores. Realmente, estabelecer a métrica não é algo simples e não há como abarcar todas as situações utilizando apenas um critério matemático. Ao focar na objetividade é possível que algum caso eventualmente elegível de expurgo não seja considerado. Assim, a coerência com a regulamentação pode ficar prejudicada quando se compara com um cenário mais subjetivo, que possibilita, porém, abarcar todas as situações. 5.5. Cenário 5: Comprovação por meio de decreto ou devido a severidade e abrangência combinados

Percebe-se da discussão apresentada que o Cenário 2 possui boa avaliação quanto à objetividade e simplicidade, mas é avaliado negativamente quanto à coerência no contexto de apuração dos indicadores. Assim, propõe-se o Cenário 5 como uma tentativa de viabilizar uma definição mais abrangente, agregando ao Cenário 2 os critérios do Cenário 4.

Como já discutido no Cenário 2, o risco de considerar apenas as interrupções associadas a decreto é de excluir da possibilidade de expurgo interrupções decorrentes de eventos que não houve emissão de decreto e que impossibilitaram a atuação imediata da distribuidora. A opção da abrangência e severidade como um critério adicional contempla tais casos, aumentando a coerência, sem a perda da objetividade desejada. Como ponto negativo, prejudica-se a simplicidade. 5.6. Comparação entre os cenários

A análise quantitativa dos cenários se mostrou inviável devido aos próprios objetivos listados, que não são quantificáveis. Assim, foi realizada uma análise qualitativa dos cenários, e o resumo da análise é apresentado na Tabela III.



Tabela III – Análise qualitativa dos Cenários.

Cenários Objetivos Coerência Objetividade Simplicidade

1 2 3 4 5

Por ser o cenário que melhor atendeu aos objetivos, o Cenário 5 foi o selecionado para o

aprimoramento da definição de ISE.

6. Prazo para início de vigência A implementação da nova definição exigirá alterações mínimas de procedimento das

distribuidoras – já que o entendimento geral continua mantido – e eventualmente alguma alteração de sistema computacional pouco complexa. É desejável que qualquer alteração de apuração de indicadores seja feita no início do ano, contemplando todo o ano civil. Dada a relevância e urgência do assunto, é proposto que o inicio de vigência do regulamento se dê em 1º de janeiro de 2015.

7. Alterações necessárias no regulamento Da forma como apresentado até esta seção, o aprimoramento proposto requer alteração

na definição de ISE, constante do Módulo 1 do PRODIST. Dessa forma, as alterações propostas para o regulamento são:

Módulo 1 – Modificação da definição de Interrupção em Situação de Emergência. Módulo 6 – Descrição das informações que precisam ser armazenadas nos formulários e

nos relatórios. Módulo 8 – Acrescentar o critério proposto no item 5.6.2.2 da seção 8.2. Adicionalmente,

deve-se fazer referência aos formulários e ao relatório nas informações que precisam ser armazenadas por 5 anos.



8. Formas de acompanhamento do regulamento Atualmente, os indicadores de continuidade são estratificados de forma a possibilitar o

acompanhamento das interrupções de acordo com a causa e a localização no sistema elétrico. Dentre os indicadores que são apurados e encaminhados mensalmente à ANEEL, têm-se os indicadores para apuração dos expurgos devido à ISE – DECine e FECine – DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida em situação de emergência. O acompanhamento mensal dos indicadores DECine e FECine possibilita avaliar a frequência e duração das interrupções devido à ISE, assim como identificar casos passíveis de fiscalização. Propõe-se, portanto, que seja continuado o acompanhamento por meio desses indicadores.

Também consta na Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST que a distribuidora deverá, para fins de fiscalização da ANEEL, registrar em formulários próprios as interrupções expurgadas dos indicadores de continuidade. De acordo com o regulamento atual, as interrupções deverão ser descritas em detalhes, com a identificação dos locais ou áreas atingidas, fornecendo uma avaliação pormenorizada da impossibilidade de atendimento, incluindo uma estimativa da duração da impossibilidade de cumpri-las.

Constata-se que as informações mínimas que devem ser armazenadas de forma a facilitar a fiscalização dos procedimentos de expurgo realizados pelas distribuidoras não são padronizadas, o que dificulta a análise, principalmente nos casos de ISE.

A proposta para facilitar o acompanhamento da aplicação do regulamento é estabelecer um formulário padrão com as informações relacionadas às interrupções expurgadas devido a ISE e as informações mínimas que devem constar em relatório para comprovação da impossibilidade de atuação imediata da distribuidora, assim como de que as interrupções não tenham sido provocadas ou agravadas por esta.

Quando há uma interrupção, o restabelecimento geralmente ocorre por blocos de unidades consumidoras. Assim, uma interrupção pode ser segregada em várias outras de

mesmo início, mas de final diferenciado. Com base nessa característica, propõe-se que dois tipos de formulários devam ser preenchidos, um do evento e outro dos consumidores atingidos pelo evento. As tabelas a seguir apresentam os modelos de formulário propostos.



Tabela IV – Formulário com informações do evento.

Código do evento Decorrência do evento Situação considerada Número de consumidores interrompidos Data de início do evento Horário de início do evento Data de restabelecimento Horário de restabelecimento Código do decreto (quando houver) Código evidências do evento Número de consumidores da distribuidora no mês anterior ao evento

O código do evento deve ser um identificador único definido pela distribuidora e utilizado em todos os formulários. A decorrência do evento deve ser de acordo a Codificação Brasileira de Desastres – COBRADE que consta no Anexo I da Instrução Normativa nº 01, de 24 de agosto de 2012 do Ministério da Integração Nacional. A situação considerada deve ser de acordo com as situações previstas para expurgo devido à Interrupção em Situação de Emergência. A data e hora do restabelecimento devem ser referentes à normalização do fornecimento de energia a todas as unidades consumidoras afetadas pelo evento. O código do decreto deve ser um identificador único definido pela distribuidora e utilizado como o nome do arquivo onde consta o decreto, caso exista. O código de evidências do evento deve ser o nome do arquivo que consta o relatório sobre o evento gerador das interrupções.

Tabela V – Formulário com informações dos consumidores interrompidos.

Número de ordem da interrupção Código do evento Fato gerador Código identificador único do consumidor Valor apurado do DIC da interrupção Código do Município Código do Conjunto Subestação Alimentador Data de início da interrupção Horário de início da interrupção Data de restabelecimento do consumidor Horário de restabelecimento do consumidor



O Número de ordem da interrupção corresponde a sua identificação no sistema de apuração dos indicadores. O Fato gerador deve ser de acordo com a classificação das causas das interrupções, conforme ANEXO II: Lista de Fatos Geradores” da Seção 8.2 do Módulo 8. O código identificador único do consumidor corresponde ao código único de representação do consumidor na base da distribuidora. O indicador DIC deverá ser expresso em hora e centésimos de hora. Código do Município deve ser de acordo com o Manual de instrução para uso do Indqual. O conjunto, subestação e alimentador informados devem ser referentes à configuração vigente na data da interrupção.

As informações constantes nos formulários não são consideradas suficientes para comprovação das barreiras existentes para atuação da distribuidora. Assim, sugere-se que as distribuidoras elaborem relatórios com as informações consideradas importantes para a descrição do evento. De modo a orientar a elaboração do relatório são listadas informações consideradas mínimas que devem constar no documento. As informações são detalhadas a seguir. Descrição pormenorizada do evento, indicando a abrangência municipal e em relação

aos conjuntos.23 Descrição pormenorizada dos danos causados ao sistema elétrico, incluindo a relação

dos equipamentos danificados, sua importância para o sistema e mapas geo-referenciados com a localização.

Descrição da atuação da distribuidora desde o início do evento, constando as ações realizadas, equipamentos reparados, equipes que atuaram na correção dos danos, tratativas com demais órgãos envolvidos, etc.

Tempos de restabelecimento das unidades consumidoras (gráfico com o tempo de restabelecimento de 20%, 50%, 75%, 90%, 95% e 100% dos consumidores, para as consequências do evento como um todo).

Documentos diversos que comprovem a abrangência, severidade e impossibilidade de atuação da distribuidora, como boletins meteorológicos e boletins de ocorrência.

Como dito na Nota Técnica 0084/2014 a elaboração do relatório faz parte do processo

de publicidade das informações que será tratado em processo específico. Neste momento só estão sendo propostas as informações mínimas que devem constar no documento. A forma de

23 Em caso de eventos climáticos, devem ser apresentados mapas identificando detalhadamente a região e o sistema elétrico, além de fotos dos danos causados à rede elétrica. Todos os registros fotográficos devem constar legenda com pequena explanação sobre a foto, contendo localidade, data e fato observado.



disponibilização do documento ficará, por enquanto, a cargo das distribuidoras, porém considera-se uma boa prática a disponibilização os relatórios na internet.

Por fim, a necessidade da disponibilidade das informações é importante para evitar que no momento da solicitação pela ANEEL a distribuidora solicite um prazo para elaboração dos documentos. Assim, é proposto que as informações devem estar disponíveis em até dois meses após o período de apuração das interrupções.

6. Conclusão Com base no contexto do serviço de distribuição de energia elétrica e no processo

adotado pela ANEEL para definição dos limites dos indicadores coletivos e individuais, constatou-se que a atual definição de Interrupção em Situação de Emergência necessita de aprimoramento de modo a possibilitar que o regulamento seja aplicado de forma mais simples, objetiva e coerente.

Com objetivo de aprimorar essa definição foram descritos cinco cenários e indicado o mais adequado aos objetivos propostos. O cenário escolhido garante mais objetividade ao regulamento, sem perder a coerência com os demais regulamentos, a apuração dos indicadores e os procedimentos relacionados à qualidade do fornecimento.

Para o acompanhamento do regulamento foram propostos modelos de formulários e relatório de forma a facilitar a fiscalização dos expurgos realizados pelas distribuidoras.

Espera-se com a proposta aumento da objetividade, mantendo a coerência no regulamento relacionado à apuração dos indicadores de continuidade, de forma a facilitar os mecanismos de comprovação pelas distribuidoras e o procedimento de análise dos eventos realizado pela ANEEL.

DJANE MARIA SOARES FONTAN MELO

Especialista em Regulação – SRD LEONARDO MENDONÇA DE OLIVEIRA QUEIROZ

Especialista em Regulação – SRD

De acordo:

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD

Relatório de Análise de Impacto Regulatório - aneel.gov.br · 3 Segundo Mamede Filho, Manual de...

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