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Consulta Pública nº 007/2012

Melhoria da regulamentação sobre expurgos

associados aos indicadores de continuidade

Contribuições do Grupo CPFL Energia

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A) Proposta para aprimoramento da metodologia da compensação por violação

do indicador DIC

1. Introdução

O Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST (Qualidade da Energia Elétrica), aprovado por meio da Resolução Normativa (REN) nº 345/2008 e atualizado por meio das RENs nº 395/2009, nº 424/2010, nº 444/2011 e nº 469/2011, traz em sua Seção 8.2 o comando do pagamento de compensação financeira aos consumidores por violação dos indicadores de continuidade individuais, quais sejam Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – DIC, Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – FIC, Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – DMIC e Duração da Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão – DICRI. Na apuração dos indicadores DIC e FIC já estão contemplados, a possibilidade de expurgos para algumas interrupções ocasionadas no sistema elétrico como, por exemplo, aquelas ocorridas em Dia Crítico e interrupções em situação de emergência. Já na apuração do indicador DMIC, além das interrupções passíveis de expurgo na apuração dos indicadores DIC e FIC, estão também aquelas oriundas de desligamentos programados, desde que os consumidores sejam devidamente avisados e o início e fim da interrupção estejam compreendidos no intervalo programado. Será exposto o impacto das interrupções programadas (interrupção antecedida de aviso prévio, por tempo preestabelecido, para fins de intervenção no sistema elétrico da distribuidora ou transmissora) aqui tratadas como “desligamentos programados”, a realidade das Distribuidoras de energia frente ao plano anual de investimentos no sistema elétrico, no indicador DIC, uma vez que o expurgo para cálculo das compensações não é previsto no regulamento. Cabe ressaltar que os desligamentos programados, em sua origem, visam na grande maioria das vezes intervenções na rede de distribuição para proporcionar aos consumidores melhoria na prestação do serviço de energia elétrica.

2. Necessidade de revisão da regulação

Por definição as compensações aos consumidores representam uma ferramenta regulatória eficiente para garantir a qualidade do serviço das concessionárias de distribuição de energia. Cabe a distribuidora aprimorar seus processos e direcionar seus investimentos para melhoria da qualidade. Entretanto, os investimentos em grande parte incorrem na necessidade de execução de serviços com desligamentos programados. Para estes casos a regulação trata o cálculo do DIC provocado por estes desligamentos programados da mesma forma que um

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desligamento emergencial, não considerando o caráter de melhoria, penalizando o investimento e gerando distorções entre os agentes do setor. Este é um paradoxo, pois ao mesmo tempo em que a concessionária investe na melhoria do sistema, o seu investimento resulta em pagamento de compensações financeiras. Este ponto é ainda mais critico se pensarmos que a distribuição dos limites não é isonômica entre as concessões. As empresas com melhores índices de qualidade são submetidas a limites muito exíguos para realização de seus desligamentos, o que resulta para vários conjuntos elétricos, que a execução de uma única obra já impute no pagamento de compensações aos clientes. Ou seja, as empresas cujos limites e valores realizados de DEC e FEC se encontram na faixa mais eficiente proposta no PRODIST (Tabelas de 1 a 5 do Anexo I da Seção 8.2) têm um menor limite de DIC para realizar seus desligamentos (vide anexo I da proposta). Partindo da premissa que as obras de investimento na rede de distribuição não possuem diferenças no tempo de execução em função das características da concessão, as distribuidoras com resultados menos eficiente em qualidade do serviço possuem maior margem para realizar seus desligamentos, o que fere o princípio da isonomia. Para mitigar esta distorção entre os agentes, o grupo CPFL propõe uma revisão na regulação para que se desconsidere no cálculo das compensações o DIC programado. Esta proposta é complementada com regras que garantam que o cliente não seja penalizado com esse expurgo.

3. Proposta do Grupo CPFL Energia

As alterações sugeridas na regulamentação são: 1) Segregar o indicador DIC em programado e não programado; 2) Critérios para apuração de compensação do DIC para interrupções de desligamento

programado; 3) Manter os critérios de cálculo do FIC, bem como do DEC e FEC. Nos anexos I e II encontram-se os argumentos que fundamentam a proposta do Grupo CPFL para a melhoria do regulamento. Segue sugestão de alteração nos artigos do Prodist:

“ (...) 5.6.3 Apuração dos indicadores individuais.

5.6.3.1 Na apuração do indicador DIC não serão consideradas as interrupções

previstas no item 5.6.2.2, devendo ser segregadas aquelas oriundas de

desligamentos programados e desligamentos não programados.

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(...) “

Inclusão de Artigo:

“ (...)

5.11.5.1 Para fins de compensação por violação do indicador DIC não serão

consideradas interrupções oriundas de interrupções programadas, desde que

atendidas as condições:

a) os consumidores sejam devidamente avisados;

b) o início e o fim da interrupção estejam compreendidos no intervalo

programado.

c) o tempo máximo para o desligamento programado não exceder a 6

horas.

(...) “

O tempo máximo proposto para o desligamento programado foi baseado no tempo para preparação e execução de desligamentos em obras mais complexas e que proporcionam maior valor agregado para o cliente e que sejam executadas seguindo todos os passos de segurança. Este estudo é apresentado no anexo II dessa proposta. Esta proposta não solicita alterações de limites do FIC, bem como do DEC e FEC, nem na metodologia de cálculo destes indicadores; somente propõe expurgo dos desligamentos programados do indicador DIC e que obedeçam ao artigo 5.6.3.1 para efeito do cálculo das compensações financeiras.

4. Conclusões

O PRODIST – Procedimentos de Distribuição vem sendo ao longo do tempo aprimorado pela ANEEL, regulamentando o funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica. Neste sentido o Grupo CPFL Energia vem contribuir para este aperfeiçoamento, mais especificamente quanto ao seu Módulo 8 (Qualidade da Energia Elétrica). Os indicadores individuais DIC, FIC e DMIC podem ser subdivididos quanto a sua origem em programado e não programado, de acordo com o motivo do desligamento. Os desligamentos não programados, não são gerenciáveis, ocorrendo de forma imprevisível e contribuindo negativamente na qualidade da prestação do serviço. Enquanto os desligamentos programados buscam em sua maioria promover a manutenção preditiva reforçando a qualidade do serviço e concorrer para uma maior satisfação do cliente.

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Esta regulação prevê ainda, que uma vez ultrapassado os limites dos indicadores de continuidade individual, se proceda a uma compensação financeira ao cliente, indistintamente de qual foi a origem do desligamento. O limite estabelecido para determinar a violação depende por sua vez, dos limites de DEC e FEC dos Conjuntos de Unidades Consumidoras, para seu estabelecimento. Isto faz com que empresas eficientes tenham estes limites mais baixos, penalizando de modo diferenciado e não isonômico as Distribuidoras. A proposta do Grupo CPFL é que aqueles desligamentos cuja origem seja programada estejam isentos do pagamento de compensações aos consumidores por violação do DIC, uma vez atendidos os critérios aqui propostos. O desligamento programado tem por característica reparar ou reforçar a qualidade do serviço de forma preventiva, avisando ao cliente o período da interrupção e minimizando seu desconforto. Esta alteração na regulamentação, fixando um limite máximo para a execução de desligamento programado em 6 horas, mantém sob controle o desconforto provocado ao consumidor e trata de forma isonômica todas as distribuidoras. Também ficaria restrita a isenção da compensação, não interferindo no computo dos indicadores de continuidade coletivos ou individuais.

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Anexo I

Os limites de DEC e FEC da CPFL Piratininga já alcançaram o limite tecnológico para redes aéreas de distribuição. O que, por conseguinte, atingiu baixos limites para os indicadores DIC; fato que impõe restrições quanto ao gerenciamento dos tempos de desligamentos. Pode ser observado pela Tabela 1 e o Gráfico 1 que a empresa vem realizando intensas e contínuas intervenções programadas na rede de distribuição, refletidas na elevada porcentagem entre as parcelas Programado/Não Programado do DEC.

ANO DEC Programado Nprog % Programada Transm Limite DEC

2000 9,01 2,71 5,18 30% 1,12

2001 8,10 1,62 5,52 20% 0,962002 10,23 0,63 6,73 6% 2,86

2003 6,65 0,74 5,18 11% 0,732004 6,90 1,07 5,24 16% 0,58 10,54

2005 7,99 1,32 4,68 17% 2,00 10,492006 6,75 1,37 4,86 20% 0,52 9,95

2007 6,90 1,79 4,50 26% 0,61 9,782008 6,54 1,61 4,50 25% 0,42 9,6

2009 6,63 1,64 4,64 25% 0,34 8,892010 6,88 1,96 4,53 29% 0,39 8,14

2011 6,44 2,00 4,31 31% 0,13 7,9 Tabela 1 – Indicadores CPFL Piratininga.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

ho

ras

DEC Programado X Não Programado

Nprog Programado % Programada

Gráfico 1.

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Na análise do caráter isonômico entre as empresa distribuidoras de energia elétrica quando das compensações por violação do indicador individual de continuidade (DIC), tomou-se como exemplo comparativo a CPFL Piratininga e a CEMAR.

ANO DEC FEC2000 38,67 29,03

2001 67,54 40,622002 66,78 40,35

2003 67,94 37,282004 63,46 39,31

2005 54,56 32,902006 42,40 24,55

2007 28,59 19,782008 27,19 16,75

2009 23,45 15,102010 21,50 13,98

2011 21,55 11,61 Tabela 2 – Indicadores CEMAR (fonte Abradee).

Sabe-se que o valor do DEC limite exato de cada distribuidora é reflexo direto do DEC limite de cada conjunto da sua área de concessão. Como uma primeira conclusão, os conjuntos com elevado valor de DEC limite incrementam de forma acentuada o DEC limite da distribuidora. Para auxiliar na análise comparativa entre as distribuidoras, a tabela 3 – Classificação das Distribuidoras mostra o valor do DEC limite por distribuidora ordenado em ordem crescente (Fonte: ANEEL).

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DistribuidoraDEC limite

2011CPFL- Piratininga 7,90

CPFL-Paulista 8,65ELETROPAULO 8,74CAIUÁ-D 9,54ELEKTRO 9,63BANDEIRANTE 9,66LIGHT 9,68ESCELSA 11,21EMG 12,06CEB-DIS 12,92CEMIG-D 12,99COPEL-DIS 13,62AMPLA 14,51AES-SUL 14,73ENERSUL 14,94COELCE 14,98CEEE-D 16,04RGE 16,35ESE 16,53COSERN 17,58CELESC-DIS 17,66CELPE 18,66CELG-D 18,74CEAL 18,72COELBA 20,23CEPISA 27,23CELPA 28,48EPB 30,09CEMAT 31,24CERON 32,77CEMAR 34,18

CELTINS 37,19AmE 60,92

1º Quartil

2º Quartil

3º Quartil

4º Quartil

Tabela 3 – Classificação Distribuidoras.

A apuração da compensação é obtida pela identificação dos limites de DIC das tabelas da seção 8.2 do Módulo 8 do Prodist; que estão atreladas diretamente aos limites de DEC e FEC dos Conjuntos de Unidades Consumidoras, e, por conseguinte, relacionadas aos limites globais de cada empresa. Ou seja, quanto menor for os limites globais da distribuidora, mais restritivos serão os limites de DIC. A CPFL Piratininga, que está localizada no 1º quartil, é composta por conjuntos que possuem DEC limites entre 3 e 15 (ano base 2011). Este fato determina o valor mensal de DIC para cada consumidor da área de concessão. A variação dos valores é:

1) Consumidor Média Tensão na área urbana: 3,03 horas e 4,33 horas 2) Consumidor média tensão na área não urbana: 8,31 horas e 10,23 horas 3) Consumidor baixa tensão na área urbana: 4,23 horas e 5,67 horas 4) Consumidor baixa tensão na área não urbana: 9,28 horas e 11,01 horas

Selecionando uma empresa para comparação, a CEMAR, que está localizada no 4º quartil, é composta por conjuntos que possuem DEC limites entre 18 e 81(ano base 2011). Este fato determina o valor mensal de DIC para cada consumidor da área de concessão. A variação dos valores é:

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1) Consumidor Média Tensão na área urbana: 4,66 horas e 11,96 horas 2) Consumidor média tensão na área não urbana: 10,71 horas e 21,42 horas 3) Consumidor baixa tensão na área urbana: 6,03 horas e 19,15 horas 4) Consumidor baixa tensão na área não urbana: 11,45 horas e 24,98 horas

Por simples comparação, percebem-se as diferenças entre os valores para cada faixa de consumidores entre a CPFL Piratininga e a CEMAR. Portanto, o período disponível pela legislação para que a CPFL Piratininga possa realizar as melhorias na sua rede de distribuição sem que haja ultrapassagem do limite é muito mais restritivo. Por outro lado, os tempos de execução de serviços de melhorias, considerando a predominância de redes de distribuição com padrão aéreo, são comparáveis entre as distribuidoras. Ou seja, o tempo necessário para execução de um serviço é o mesmo para qualquer distribuidora, independendo do posicionamento da distribuidora relacionada na tabela 3. Este fato leva a conclusão de que empresas posicionadas em quartis diferentes não são tratadas de forma isonômica. Salienta-se que no processo de regulamentação do indicador DICRI a ANEEL primou em tratar a questão de forma isonômica.

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Anexo II

O Grupo CPFL Energia propõe um limite de 6 horas como sendo o tempo máximo de execução de um desligamento programado admissível para expurgo do DIC programado para compensação por violação do limite é de 6 horas de forma isonômica para todas as distribuidoras. Esta imposição é necessária para estabelecer uma qualidade controlada de prestação de serviço. Para o estabelecimento deste patamar levou-se em conta os tempos de execução dos desligamentos programados da CPFL Piratininga em 2011, inclusive os ocorridos em dia crítico. Analisando este universo conclui-se que 99% dos tempos de execução ocorrem em até 6 horas, incluindo tarefas de complexidade elevada.

Tabela 4 – DIC percentil

10,28

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

10

0,0

0%

98

,00

%

95

,20

%

94

,00

%

92

,10

%

89

,50

%

88

,10

%

86

,10

%

84

,10

%

79

,00

%

79

,00

%

78

,20

%

76

,20

%

74

,30

%

72

,10

%

70

,20

%

68

,30

%

66

,50

%

64

,50

%

62

,50

%

60

,40

%

58

,30

%

56

,40

%

54

,70

%

52

,70

%

50

,50

%

48

,70

%

46

,40

%

43

,40

%

42

,80

%

40

,70

%

38

,80

%

36

,70

%

34

,90

%

32

,90

%

31

,00

%

29

,00

%

27

,10

%

24

,60

%

22

,60

%

21

,20

%

19

,20

%

16

,90

%

15

,20

%

13

,20

%

11

,30

%

9,4

0%

7,3

0%

5,4

0%

3,4

0%

1,4

0%

ho

ras

DIC programado2011

Gráfico 2 – distribuição % do tempo de execução por Interrupção Programda

419 6,05 52 99,10%

48 6,03 53 99,00%

1215 6,00 54 99,00%

62 5,97 55 99,00%

1109 5,97 55 99,00%

Ponto DIC Prog Ordem Porcentagem

5102 10,35 1 100,00%

5103 10,28 2 99,90%

1138 9,95 3 99,90%

3920 9,43 4 99,90%

1137 9,00 5 99,90%

5119 8,78 6 99,90%

595 8,45 7 99,80%

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Exemplificando apresenta-se abaixo a relação entre os investimentos previstos para 2012, comparando com o tempo de execução típico de alguns serviços e o limite de DIC de alguns conjuntos da CPFL Piratininga:

Do Contrato de Construção e Manutenção – CCM celebrado entre a CPFL com parceiros de construção de redes pode-se orçar o tempo de execução de serviços de melhoria, como segue: 1) Substituição de um poste com transformador e chaves fusíveis

Equipe Atividade Tempo (h)

Equipe de plantão* manobras 0,50

CCM**

substituir poste 2,00

reinstalar estrutura da chave 1,00

reinstalar estrutura primária 0,79

reinstalar estrutura IP 0,59

reinstalar estrutura secundária 0,36

reinstalar transformador 1,69

Total Execução (horas) 6,93

Inve

stim

ento

s (R

$ M

M)

Atendimento ao Cliente: 32,5

Suporte Crescimento de Mercado: 55,3

Manutenção do Sistema Elétrico: 13

Melhoramento Sistema Elétrico: 10,8

Projetos Especiais: 34,7

Total = R$ 143,6 milhões

Tem

po

Ser

viço

s (h

ora

s)

Troca de postes = 4

Recondutoramento 1ª = 5

Recondutoramento 2ª = 4

Substituição Trafo = 2

Troca de cruzeta = 3

Lim

ites

con

jun

tos

ESTUARIO

VILA NOVA

BOQUEIRAO

PRAIA GRANDE

SOROCABA 1

JUNDIAI

SOROCABA 4 - ALEM RIO

MARAPE

Clientes MT

DIC = 3,03 a 3,35 horas

Alto Índice de Investimentos

Tempo de Execução dos

Serviços

Baixo Limite dos Conjuntos

Compensações

R$

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2) Substituição de 1 Lance Primário de rede aérea padrão horizontal por “Spacer Cable”

Equipe Atividade Tempo (h)

Equipe de plantão* manobras 0,50

CCM**

retirar condutor 0,30

retirar estrutura 1,00

retirar estrutura 1,38

instalar condutor 0,52

Instalar conexões 2,02

Total Execução (horas) 5,72

* Equipe de plantão: dupla de eletricistas, em veículo leve, para pronto atendimento de emergências e execução de manobras para melhorias. ** CCM: equipe que utiliza veículo preparado para construção e melhoramentos. Para qualquer conjunto de unidade consumidora da CPFL Piratininga há violação do limite do DIC e compensação financeira para todos os consumidores ligados ao respectivo trecho de rede.

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Anexo III

Exemplos reais de interrupções programadas ocorridas nas empresas do Grupo CPFL Energia: CPFL Piratininga

CPFL Leste Paulista

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CPFL Paulista

CPFL Sul Paulista

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CPFL Santa Cruz

CPFL Jaguari

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RGE

RECONDUTORAMENTO DE MT; E INSTALAÇÃO DE RELIGADOR;

Tempo

Programado:

Tempo de Execução: Limite DIC

do Conjunto:

6,0 horas 5,6 horas Caxias do Sul 2

AT: 3,57 BT: 4,83

312 Consumidores

RECONDUTORAMENTO AT; TOCA DE POSTES;

Tempo Programado:

Tempo de Execução:

Limite DIC do Conjunto: Santa Marta

6,0 horas 5,7 horas BT: 5,07 MT: 3,79

135 Consumidores

CPFL Mococa

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B) Exceções na Apuração dos Indicadores Técnicos

Por meio deste documento, o Grupo CPFL Energia vem apresentar suas contribuições em relação a Consulta Pública nº 007/2012 da ANEEL, cujo objetivo é obter subsídios para a melhoria da regulamentação sobre expurgos associados aos indicadores de continuidade. Ademais, o Grupo CPFL Energia reitera as contribuições apresentas pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE. Na sequência, apresenta-se um breve histórico sobre a metodologia de expurgo nos indicadores de continuidade. A Portaria DNAEE n° 046, de 17 de abril de 1978, estabeleceu as disposições relativas à continuidade de serviço a serem observadas pelos concessionários de serviço público de energia elétrica, no fornecimento e energia elétrica a seus consumidores. A Resolução ANEEL n° 024, de 27 de janeiro de 2000, estabeleceu as disposições relativas à continuidade da distribuição de energia elétrica nos seus aspectos de duração e frequência, a serem observadas pelas concessionárias e permissionárias de serviço público de energia elétrica às unidades consumidoras, revogando a Portaria DNAEE n° 046/1978. A referida Resolução ANEEL n° 024/2000 foi alterada pelas Resoluções ANEEL n° 075/2003, n° 177/2005 e n° 345/2008. Além de implementar alterações na Resolução ANEEL n° 024/2000, a Resolução ANEEL n° 345/2008 aprovou os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, versão 0. As disposições relativas à qualidade da energia elétrica encontram-se no Módulo 8 do PRODIST. Já a Resolução ANEEL nº 395/2009, de 15 de setembro de 2009, aprovou a revisão dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, versão Revisão 1. Esta Resolução ANEEL nº 395/2009 revogou a Resolução Normativa nº 024, de 27 de janeiro de 2000, a Resolução nº 505, de 26 de novembro de 2001, a Resolução nº 520, de 17 de setembro de 2002, e a Resolução Normativa nº 345, de 16 de dezembro de 2008. Desta forma, os procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica, abordando a qualidade do produto e a qualidade do serviço prestado, ficaram dispostos nos Procedimentos de Distribuição – PRODIST em seu Módulo 8. As Resoluções ANEEL nº 424/2010, nº 444/2011 e nº 469/2011 atualizaram o texto disposto no Módulo 8 do PRODIST, entre outras disposições. Os eventos excepcionais são uma forma de subsidiar a classificação de condições nas quais são motivadas algumas as interrupções no sistema elétrico e com isso, segmentar o desempenho do sistema de distribuição que muitas vezes são impactados por situações alheias à gestão operacional das distribuidoras. Os eventos excepcionais geralmente estão relacionados a condições extremas que ocorrem no sistema de distribuição, ou trazem impacto para o mesmo, de difícil reparação ou de

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impossibilidade de solução imediata por parte da distribuidora. A definição destes eventos se fez necessária tendo em vista a premissa de que o sistema elétrico não deve ser projetado para suportar todos os tipos de eventos sob pena de se incorrer em investimento imprudente não suportável pela tarifa de fornecimento, fato que acarretaria custos elevados a serem arcados também pelos consumidores de cada distribuidora em sua respectiva área de concessão. Para possibilitar a comparação do desempenho de áreas de concessão distintas, o desejável seria definir critérios únicos para classificar o que deveria ser considerado como evento excepcional. Todavia, esta tarefa pode se mostrar inviável frente às peculiaridades de cada localidade na extensão de todo o território brasileiro. Em alguns países, a definição do que pode ser considerado como evento excepcional está descrito na lei, o que normalmente está acima das definições do próprio setor elétrico. Mesmo que este não seja o principal problema, haverá situações de localidades que têm chuvas extremas ocasionando enchentes e outros lugares com precipitação de neve, por exemplo. No Brasil, depara-se com casos peculiares nos quais as chuvas (precipitação) não são os eventos mais impactantes do setor elétrico, mas sim os ventos a ela vinculados, que se apresentam como os maiores causadores de impactos no sistema. Tendo em vista que a principal motivação para a separação dos eventos excepcionais é medir a real eficiência da distribuidora ou mesmo do sistema de distribuição, subtrair os eventos excepcionais é fundamental, conforme a regulamentação vigente já prevê em suas definições de Interrupções ocorridas em Dia crítico e Interrupções ocorridas em Situação de Emergência, dentre as demais classificações. Na Resolução ANEEL nº 024/2000, eram previstas exceções na apuração dos indicadores de continuidade individuais e coletivos quando as interrupções no sistema elétrico da distribuidora eram motivadas por falha nas instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros, interrupção decorrente de obras de interesse exclusivo do consumidor e que afete somente a unidade consumidora do mesmo, interrupção em situação de emergência e suspensão por inadimplemento do consumidor. Em seu texto original definiu o Dia Crítico como sendo o dia em que a quantidade de ocorrências, associadas à Interrupção em Situação de Emergência, em um determinado conjunto de unidades consumidoras, superasse a média acrescida de três desvios padrões dos valores diários. Com a Resolução ANEEL nº 345/2008, a Resolução ANEEL nº 024/2000 teve seu parágrafo sétimo alterado, modificando, portanto, os critérios de exceção na apuração dos indicadores de continuidade coletivos e individuais. Além das exceções citadas anteriormente, foram incluídas aquelas vinculadas a programas de racionamento instituídos pela União, ocorridas em dia crítico, oriundas de atuação de esquemas de alívio de carga solicitado pelo ONS.

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Contudo, no decorrer do ano de 2008 foram debatidos com a sociedade em geral os assuntos relacionados à definição e aprovação dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST. Neste período foram divulgadas, entre outras, Notas Técnicas da ANEEL com o intuito de contextualizar, exemplificar e estimular o debate entre os agentes acerca da aprovação do PRODIST. Neste interim, foi desenhado no novo regulamento a ser publicado com os novos critérios para expurgo de interrupções na apuração dos indicadores de continuidade individuais e coletivos. Dentre estes critérios, destaca-se o Dia Crítico, como sendo o 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, sendo que 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. Nota-se claramente o rigor estatístico proposto pela ANEEL na definição do Dia Crítico, não ficando margem para interpretações distintas entre as distribuidoras e a Agência. Devido ao fato das interrupções em Situação de Emergência não serem alteradas, ou seja, mantiveram sua definição como sendo a interrupção motivada por caso fortuito ou de força maior, a ser comprovada documentalmente pela concessionária de distribuição, desde que não se caracterize como de sua responsabilidade técnica, por falta de manutenção ou de investimentos em seu sistema, nota-se que havia, e ainda há na regulamentação vigente, a prerrogativa de interpretações distintas entre as distribuidoras e ANEEL acerca destas interrupções. Havia, portanto, a orientação de que o dia crítico dispunha como sustentar e abordar corretamente um evento cujos impactos e desdobramentos no setor elétrico ficaram muito além da capacidade operacional da distribuidora. Ressalta-se que este foi o critério utilizado pela ANEEL no aprimoramento dos expurgos nos indicadores, não orientar que as distribuidoras planejem seus sistemas e suas equipes com base na pior e mais rigorosa situação de eventos impactantes do sistema. Fato este que teria claramente, impactos financeiros tanto para as distribuidoras quanto para os próprios consumidores atendidos. Não obstante, não seria razoável obrigar as distribuidoras a dimensionar suas redes elétricas para suportar condições imprevisíveis e não gerenciáveis, pois além da dificuldade para o planejamento e definição das melhorias e reforços a serem executados na rede elétrica, também acarretaria em ônus desnecessário aos consumidores, haja vista a repercussão tarifária oriunda de tais investimentos. É fato que tal linha de raciocínio já é utilizada acertadamente pela ANEEL no segmento de transmissão (Resolução Normativa nº 270, de 26 de junho de 2007), pois tais

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concessionárias expurgam do cômputo de seus padrões de duração e frequência de desligamentos as interrupções caracterizadas como caso fortuito ou força maior, ou ainda decorrente de situações de sabotagem, terrorismo, calamidade pública, de emergência e por motivo de segurança de terceiros, que interfiram na prestação do serviço, podendo requerer ao ONS a desconsideração do período correspondente. Tais flexibilidades estão, inclusive, refletidas nos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema – ONS (Apuração dos Desligamentos, Restrições Operativas Temporárias, Entradas em Operação e Sobrecargas em Instalações da Rede Básica e a Rotina Operacional deste Operador - AO.BR.05). Outro ponto bastante relevante diz respeito à formação do histórico da qualidade do serviço. Ao longo dos anos, a regulamentação acerca do tema sempre permitiu que as distribuidoras expurgassem eventos excepcionais (não gerenciáveis) de seus indicadores de continuidade, sendo possível asseverar que o histórico de indicadores hoje existente, utilizado na definição das novas trajetórias para a qualidade, já está isento desses efeitos. Desta forma, o entendimento das distribuidoras é que o expurgo destes fatores exógenos e não gerenciáveis dos indicadores de continuidade não deveria ensejar na redução de seus limites pela ANEEL. Diante do exposto, é consenso e positivo tanto para as distribuidoras, a ANEEL e os próprios consumidores que seja minimizada a subjetividade acerca do processo de elenco das interrupções suscetíveis a expurgo dos indicadores de continuidade, bem como as condições adequadas para seu registro e o modo de comprovação ao regulador.

B1) Interrupção em Situação de Emergência

Ressalta-se que a própria ANEEL reconhece os desdobramentos causados por interrupções motivadas por caso fortuito ou de força maior, assim como mencionado na referida NT ANEEL, disponibilizada nesta Consulta Pública. A presença do conceito de situações de caso fortuito ou de força maior, assim como na Resolução Normativa nº 414/2010 em seu artigo 153, excerto abaixo, corrobora com tal reconhecimento.

VI – a violação dos prazos regulamentares para os padrões de atendimento

comercial deve ser desconsiderada para efeito de eventual crédito ao consumidor,

quando for motivada por caso fortuito, de força maior ou se for decorrente da

existência de situação de calamidade pública decretada por órgão competente, desde

que comprovados por meio documental à área de fiscalização da ANEEL.

Nota-se que no referido regulamento podem ser interpretadas distintamente as exceções motivadas por caso fortuito, de força maior ou decorrentes da existência de decretos de órgãos competentes, tais como casos de calamidade pública.

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No caso das interrupções do fornecimento de energia elétrico, o comando existente no PRODIST atualmente permite o expurgo nos indicadores de continuidade quando as interrupções forem oriundas de caso fortuito ou força maior – interrupção em situação de emergência. Nota-se, claramente, que não necessariamente as interrupções em situações de emergência estão vinculadas com decretos de órgão oficiais, tais como decreto de calamidade pública ou decreto de situação de emergência. Para corroborar com este entendimento, na Nota Técnica nº 0050/2010-SRD/ANEEL, de 29/09/2010, constante da documentação da Audiência Pública nº 046/2010, a ANEEL inicialmente propôs que as interrupções em situação de emergência deveriam estar associadas a Decreto de Declaração de Situação de Emergência ou Estado de Calamidade Pública. Porém, na publicação final do texto do PRODIST, tal associação não foi mantida, ou seja, não houve novas orientações sobre as interrupções em situação de emergência. Ocorre que, a título de exemplo, em fiscalizações realizadas tanto pela ANEEL quanto pelas Agências estaduais conveniadas, as interrupções em situação de emergência só têm sido chanceladas quando vinculadas a um decreto. Tal associação não se mostra como assertiva e o critério utilizado pelas fiscalizações deve ser motivo de revisão, em conjunto com as regras do PRODIST. O Módulo 1 do Prodist define Interrupção em Situação de Emergência: Item 2.220: Interrupção motivada por caso fortuito ou de força maior, a ser comprovada

documentalmente pela distribuidora.

De forma concisa podemos definir que caso fortuito ou de força maior existe quando uma determinada ação gera consequências, efeitos imprevisíveis, impossíveis de evitar ou impedir. Desta forma, sugerimos que as interrupções causadas com estas características, e em cumprimento a definição regulamentada, estejam devidamente acompanhadas de documentos oficiais emitidos por órgãos de Segurança Pública (Polícias Civil, Militar e Corpo de Bombeiros) ou Secretarias Estaduais ou Municipais. Na busca de uma padronização entre as Distribuidoras e a Fiscalização da ANEEL evitando-se o apontamento de não conformidades. A título de exemplos foi elencado alguns casos passíveis de serem classificados como Interrupções em Situação de Emergência:

• Onde há o impedimento de acesso às redes e linhas: o Enchentes; o Desmoronamentos;

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o Queimadas cujo fogo ainda não foi debelado; o Queda de pontes; o Interdição de vias públicas e estradas.

• Onde o desligamento é compulsório:

o Incêndios; o Acidentes que necessitem resgates; o Acidentes que necessitem de perícias; o Escalada de estruturas de redes e linhas; o Enchentes; o Atos de vandalismo, sabotagem e furto de cabos de redes, linhas ou

equipamentos; o Tornados ou vendavais de grandes proporções.

B2) Interrupções provenientes de agentes supridores

B2.1 - Introdução

Como resultado da primeira fase da Audiência Pública nº 046/2010, dentre outras alterações, a ANEEL estabeleceu uma metodologia para apuração, limites, compensação e armazenamento dos indicadores de continuidade para transmissoras detentoras de DIT e Distribuidoras acessadas por outras distribuidoras. Estes procedimentos estão no item 6 da seção 8.2 do PRODIST. O Grupo CPFL Energia encaminhou contribuições a Agência, dentro do prazo estabelecido, para aprimoramentos na proposta original. Contudo, no decorrer de 2011, primeiro ano de vigência do item 6 citado acima, alguns eventos no sistema elétrico brasileiro e em particular na região Sul do país, trouxeram dúvidas de interpretação e de correto enquadramento econômico para tratativas entre os agentes de distribuição e transmissão. Tais eventos serviram também para amadurecimento das percepções das distribuidoras do Grupo, pois não haviam sido colocadas em prática. Neste presente documento o Grupo CPFL Energia propõe nova metodologia para alteração dos procedimentos referente aos indicadores de continuidade para transmissoras detentoras de DIT e distribuidoras acessadas por outras distribuidoras.

B2.2 - Contextualização

Interrupções em instalações das transmissoras são refletidas para todos os sistemas elétricos que se encontram a jusante, ou seja, as distribuidoras de energia elétrica são afetadas. Em casos onde são possíveis recursos por meio de manobra na rede elétrica as distribuidoras podem até conseguir sustentar seu sistema por outra fonte supridora, porém, em devidas proporções estes recursos não são possíveis de serem feitos.

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Na regulamentação vigente sobre o tema exposto, caso as interrupções com origem nas instalações das transmissoras venham ocorrer em dias não classificados como críticos, por exemplo, as distribuidoras são obrigadas a calcular e efetuar as compensações aos seus clientes em caso de transgressão dos indicadores DIC/FIC/DMIC. Porém, independente da duração da interrupção causada pela transmissora, as compensações pagas aos consumidores pelas distribuidoras não podem ser cobradas e/ou recebidas das transmissoras. Embora haja limites de frequência e duração das interrupções nos pontos de conexão das transmissoras com as distribuidoras, o efeito financeiro para as transmissoras ocorre no seu ano tarifário seguinte. A redução de receita das transmissoras é integralmente direcionada à modicidade tarifária enquanto o pagamento das penalidades individuais aos consumidores fica como ônus da distribuidora, sem que para isto lhe tenha dado causa. Nas contribuições feitas à época da primeira fase da Audiência Pública nº 046/2010, revisão 2 do Módulo 8 do PRODIST e demais disposições, muitas empresas apresentaram considerações específicas sobre este ponto da proposta de regulamentação. Na verdade, em certos casos, há duplo retorno financeiro aos consumidores: um no desconto dos encargos da transmissão, capturado pela modicidade tarifária, e outro no recebimento das compensações pagas pelo distribuidor. Como exemplo, na área de concessão da Rio Grande Energia – RGE, dia 25/01/2012, às 11h32m, ocorreu uma falha na SE Taquara em 230 kV, de propriedade da CEEE, provocando a interrupção no fornecimento de energia para 37 mil clientes da RGE nos municípios de Taquara, Igrejinha, Parobé, Rolante, Riozinho e São Francisco de Paula sem que esta ocorrência tenha ocorrido em um dia classificado como crítico. A CEEE somente restabeleceu a conexão às 23h21m, totalizando 11h49m de interrupção. Este fato comprometeu todo o empenho da distribuidora na gestão operacional de seus indicadores atrelados aos conjuntos impactados pela referida interrupção para o ano de 2012. Este evento, e também muitos outros ocorridos durante o ano de 2011, mostram a necessidade premente de adequação da regulamentação sobre qualidade do fornecimento de energia na atribuição de responsabilidades aos agentes que dão causa às interrupções. A regulamentação vigente não permite expurgo dos indicadores da distribuidora para este tipo de evento no sistema elétrico. Outro ponto importante a se observar são as conexões de permissionárias de energia diretamente em DITs. Como todo o suprimento é feito por meio da DIT, e a distribuidora tem um CUSD e um CCD com a permissionária, a distribuidora não possui nenhuma ação com relação à continuidade do serviço prestado.

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Quando ocorrem interrupções nas DITs a distribuidora arca com altas compensações por ultrapassagem dos indicadores enquanto as transmissoras têm apenas o desconto na recita anual permitida na próxima revisão tarifária. Como exemplo da importância deste tipo de conexão, na Rio Grande Energia – RGE, foram pagos apenas no ano de 2011 o montante de R$ 647.329,02 em compensações aos clientes sendo que a distribuidora não pode, em nenhum momento, atuar na melhoria do atendimento prestado.

B2.3 – Proposta

As interrupções com origem na fonte supridora provocam impactos significativos na qualidade do serviço prestado pelas Distribuidoras, principalmente em circuitos com configuração radial. Com a alteração dos limites dos indicadores de qualidade individuais na versão de 2010 do Prodist, as empresas Distribuidoras passaram a pagar compensações vultosas, no cômputo geral, aos seus consumidores. Porém, quando do desligamento de um ponto de conexão, os agentes supridores não se solidarizam com as compensações creditadas aos consumidores dessas Distribuidoras. A proposta é, assim como as Distribuidoras compensam outras Distribuidoras e Permissionárias, que as empresas Transmissoras passem a compensar diretamente os seus acessantes quando da ultrapassagem dos limites dos indicadores individuais. A atual metodologia prevista no Módulo 8 do Prodist não é isonômica, cabendo às Distribuidoras todo o ônus da compensação quando há descontinuidade no fornecimento de energia elétrica nos pontos de conexão.