nota técnica n° 0084/2007-srd/aneel · nota técnica n° 0031/2015-srd/aneel em 27 de maio de...

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

48554.01121/2015-00

Nota Técnica n° 0031/2015-SRD/ANEEL

Em 27 de maio de 2015.

Processo: 48500.001680/2012-16. Assunto: Análise das contribuições da Audiência Pública nº 052/2014, que tratou da proposta de aprimoramento da definição de Interrupção em Situação de Emergência prevista na apuração dos indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica.

I. DO OBJETIVO

1. O objetivo desta Nota Técnica é apresentar a análise das contribuições recebidas na Audiência Pública nº 052/2014, que obteve subsídios para a proposta de aprimoramento da definição de Interrupção em Situação de Emergência – ISE prevista na regulamentação da apuração dos indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica, para subsidiar decisão da Diretoria Colegiada da ANEEL sobre o assunto. II. DOS FATOS 2. A Nota Técnica nº 084/2014-SRD/ANEEL, de 15/9/2014, realizou a Análise de Impacto Regulatório – AIR, concluindo que a atual definição de Interrupção em Situação de Emergência necessitava de aprimoramento de modo a possibilitar que o regulamento seja aplicado de forma mais simples, objetiva e coerente. Foi proposto o cenário que considera a comprovação de ISE por meio de decreto ou devido a severidade e abrangência combinados.

3. Essa alternativa foi objeto da Audiência Pública – AP nº 052/2014, cujo período de contribuições ocorreu entre 2/10/2014 e 1/12/2014.

4. No âmbito desta AP, foram recebidas contribuições de 14 agentes: Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica – ABRADEE, Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica de Menor Porte – ABRADEMP, AES Brasil, Sr. Arnaldo Silva Neto, Centrais Elétricas de Santa Catarina – Celesc, Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig, Grupo Equatorial Energia, Grupo CPFL, Grupo Energias do Brasil, Light Serviços de Eletricidade S.A – Light, Grupo Neoenergia, Nova Palma Energia, Secretaria de Energia do Estado de São Paulo e Elektro.

Fl. 2 da Nota Técnica n° 0031/2015-SRD/ANEEL, de 27/05/2015


5. Na 12º Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2015 foi deliberada solicitação de distribuidora para realização de expurgo com base no item 5.6.2.2 - vii da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST (expurgo oriundo de atuação de esquemas de alívio de carga solicitado pelo ONS). Naquela oportunidade a Diretoria determinou à SRD que apresentasse, em 90 dias, proposta de aprimoramento do texto do regulamento em relação ao assunto. III. DA ANÁLISE III.1. Análise de Impacto Regulatório da Nota Técnica nº 084/2014-SRD/ANEEL 6. Na Nota Técnica nº 084/2014-SRD/ANEEL, de 15/9/2014, foi realizada uma Análise de Impacto Regulatório - AIR que considerou alternativas para o aprimoramento da definição e ISE. Cinco alternativas regulatórias foram avaliadas e o Cenário 5 foi o selecionado pela AIR:

Cenário 1 – Não modificar a atual definição de ISE: Manutenção da situação atual, em que a definição de ISE está atrelada a subjetividade da definição de caso fortuito ou de força maior.

Cenário 2 – Comprovação por decreto: Associa objetivamente a ISE à existência de decreto emitido por órgão competente.

Cenário 3 – Severidade e abrangência isolados: Seriam elegíveis apenas as interrupções que abrangessem pelo menos 50.000 ou 50% das unidades consumidoras da distribuidora; e a duração das interrupções seja superior a 12 horas para pelo menos 50% das unidades consumidoras atingidas.

Cenário 4 – Critério de severidade e abrangência combinados: Seriam elegíveis apenas as interrupções decorrentes de evento cuja soma do DIC1 dos consumidores interrompidos seja maior ou igual a seis vezes o número de unidades consumidoras da distribuidora no mês anterior ao evento; ou decorrentes de evento cuja soma do DIC dos consumidores interrompidos seja maior ou igual ao valor de 600.000 horas.

Cenário 5 – Comprovação por meio de decreto ou devido a severidade e abrangência combinados: Junção dos cenários 2 e 4, de forma que seriam elegíveis apenas as interrupções decorrentes de evento associado a Decreto de Declaração de Situação de Emergência ou Estado de Calamidade Pública emitido por órgão competente; decorrentes 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 decorrentes de evento cuja soma do DIC dos consumidores interrompidos seja maior ou igual ao valor de 600.000 horas.

III.2. Análise das contribuições recebidas na AP nº 052/2014 7. A regra sugerida pela AIR foi submetida à apreciação da sociedade através da AP nº 052/2014. Quatorze agentes enviaram suas contribuições, cujo aproveitamento está resumido na tabela abaixo.

1 Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão.



Tabela 1 – Resumo dos aproveitamentos das contribuições da AP nº 052/2014.

Aproveitamento Quantidade %

Aceita 4 6

Parcialmente aceita 17 25

Não aceita 40 60

Não aplicável 6 9

TOTAL 67 100

8. As contribuições foram divididas de acordo com os assuntos abordados, listados a seguir: (i) retirada do termo “caso fortuito ou força maior” da definição de ISE; (ii) impacto decorrente das alterações do regulamento; (iii) inaplicabilidade da proposta; (iv) propostas alternativas; (v) limite numérico para caracterização de eventos que tipifiquem ISE; (vi) formulários e relatórios; (vii) início de vigência do regulamento. Apresentam-se a seguir algumas considerações sobre essas contribuições. O Relatório de Análise de Contribuições está em anexo a presente Nota Técnica. 9. A exclusão do termo “caso fortuito ou força maior” é uma questão mais jurídica do que técnica. Entende-se que o assunto foi plenamente abordado na Nota Técnica n° 0084/2014-SRD/ANEEL e no Parecer nº 087/2014/PGE-ANEEL/PGF/AGU. Discutiu-se nesses documentos a especificidade do serviço de distribuição, caracterizado como um serviço de rede que necessariamente interage com o ambiente a sua volta, a existência de interrupções casuais como sendo algo intrínseco a essa atividade, o risco natural da prestação do serviço de distribuição, e a elaboração dos limites como sendo uma franquia que permite a repartição desse risco entre a prestadora do serviço e seus acessantes. Dessa forma, mesmo com a exclusão do termo “caso fortuito ou força maior” da definição de ISE, fica claro que o conceito está contemplado no regulamento. 10. Sobre os impactos decorrentes da proposta disponibilizada na Audiência Pública nº 052/2014, os agentes argumentam que a regulamentação vigente permite excluir situações caracterizadas pelo caso fortuito ou força maior, sem que tal ação esteja condicionada a análise da quantidade de unidades consumidoras atingidas e a duração da interrupção de energia elétrica. A inserção de objetividade à definição de ISE acarretará, na opinião das distribuidoras, em ônus devido a situações que fogem totalmente de seu controle e não serão expurgadas. Adicionalmente poderá produzir impactos na percepção do consumidor, no ranking de continuidade, no fator Xq, no montante de compensação devido à ultrapassagem dos indicadores individuais e no histórico de apuração dos indicadores o que ensejará na revisão dos limites dos indicadores coletivos. 11. Atualmente, o expurgo por ISE é acatado pela ANEEL somente após uma análise da caracterização do caso fortuito ou força maior. Como já abordado na Nota Técnica n° 0084/2014-SRD/ANEEL e corroborado pelo Parecer nº 087/2014/PGE-ANEEL/PGF/AGU, interrupções de pequena magnitude, mesmo com as características de caso fortuito ou força maior, fazem parte da realidade da atividade de distribuição da energia elétrica e são consideradas no estabelecimento dos limites dos indicadores Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC.



12. Sendo assim, não há alteração no entendimento da regulamentação, apenas se propõe um texto mais objetivo de modo a evitar que interrupções que fazem parte do dia a dia da distribuidora (mesmo aquelas não gerenciáveis) e já consideradas nos limites venham a ser expurgadas de forma incorreta. Assim, as distribuidoras que utilizam o expediente de ISE de forma adequada não terão aumento na apuração e, consequentemente, prejuízo nos diversos mecanismos de incentivo. Já para as distribuidoras que utilizam o expediente de forma equivocada (e até mesmo exagerada) é natural que haja impacto – impacto semelhante seria verificado após a ação da fiscalização. Tal afirmação pode ser corroborada da análise do histórico da porcentagem do DEC e FEC expurgado devido a ISE. Desde 2010 a média de expurgos é inferior a 5% dos indicadores DEC e FEC apurados no Brasil. Enquanto que foi verificada distribuidora com média no mesmo horizonte de cinco anos com apuração de 32,5% para o DEC e 17,3% para o FEC. É para evitar exatamente tais discrepâncias que o regulamento está sendo revisado.

2,50%

3,62%

2,34%

3,12%

4,31%

1,92%

2,14%

1,62%

1,83%

2,23%

0,00%

0,50%

1,00%

1,50%

2,00%

2,50%

3,00%

3,50%

4,00%

4,50%

5,00%

2010 2011 2012 2013 2014

Histórico da Média do Percentual dos Indicadores Expurgados Devido à ISE

Média da % do DEC Expurgado Média da % do Fec Expurgado

Figura 1 – Média dos expurgos percentuais devido à Interrupção em Situação de Emergência no Brasil.

13. O ranking e o fator Xq são mecanismos de incentivo adotados pela Agência. Sabe-se que o ranking considera a relação entre a apuração e os limites estabelecidos para as distribuidoras. Tais limites foram definidos de acordo com históricos de apuração que já contemplam interrupções não gerenciáveis de pequena magnitude. O fator Xq é dependente da melhoria verificada na apuração dos indicadores coletivos de um ano em relação ao anterior. A inserção de um critério objetivo trará equidade na apuração dos indicadores porque as distribuidoras irão adotar os mesmos critérios para o expurgo devido à ISE e facilitará, inclusive, os mecanismos de incentivo e de análise de eficiência adotados pela ANEEL.



14. Sobre a inaplicabilidade da proposta, houve contribuições que analisaram a abrangência e a severidade para o enquadramento de ISE. Foram apresentadas simulações para embasar argumentos que na prática o expediente da ISE não atuaria, tendo em vista a elevadíssima magnitude das interrupções (abrangência e severidade) proposta para seu enquadramento.

15. A Celesc-Dis relatou sua dificuldade em agrupar os dados na forma de evento, pois as distribuidoras têm seus dados armazenados por ocorrência ou interrupção. A distribuidora propõe que a ANEEL promova uma etapa para a validação e uniformização das informações contidas nos bancos de dados das distribuidoras. Já a Elektro afirma que não tem registros de eventos cujo impacto em Cliente Hora Interrompido - CHI superior a 600 mil horas.

16. A primeira consideração às contribuições apresentadas sobre a definição da abrangência e da severidade é em relação à dificuldade da definição de evento e da associação das interrupções decorrentes do mesmo. No regulamento atual existe a previsão do armazenamento de informações associadas às interrupções. Não há definição de evento, muito menos a previsão do armazenamento das informações relacionadas a ele.

17. Diante da necessidade da análise das consequências decorrentes de um evento, no regulamento será proposta a definição e quais são as informações mínimas que as distribuidoras devem registrar. A definição de Evento proposta para constar no Módulo 1 do PRODIST é:

Evento Acontecimento que afete as condições normais de funcionamento de uma rede elétrica, podendo gerar uma ou mais interrupções no fornecimento de energia.

18. Já a associação das interrupções decorrentes de um evento é essencial para a análise da tipificação de ISE. Assim, está sendo criada a obrigação de armazenamento dessas informações. 19. A segunda consideração sobre as simulações é em relação aos casos relatados de eventos associados a decretos e que não atingiram o valor do CHI proposto. Casos analisados em processos de fiscalização da ANEEL já apresentavam essa característica, já que geralmente os municípios que fazem uso do expediente do decreto são pequenos e apresentam uma pequena porcentagem do número de consumidores da área de atendimento da distribuidora. Sabendo dessa característica o decreto foi proposto como uma possibilidade de caracterizar ISE – algo que poderá ser revisto no futuro.

20. A terceira consideração é sobre o procedimento adotado nas simulações apresentadas. Percebe-se que os agentes utilizaram no cálculo do somatório dos DICs dos consumidores associados a uma interrupção ou a uma ocorrência. Tal estratégia fez com que os valores apresentados fossem subdimensionados, uma vez que os agentes não utilizaram uma agregação por evento.



21. Uma forma de avaliar a magnitude das interrupções é através de casos que a ISE está explicitamente caracterizada. Além do caso da Energisa Nova Friburgo relatado na AIR, a ANEEL recebeu informações2 de evento que causou significativa interrupção do fornecimento de energia elétrica na região de Santa Catarina. As distribuidoras atingidas foram a IENERGIA e a Celesc-Dis. 22. O caso da Energisa Nova Friburgo ocorreu em janeiro de 2011, quando enchentes e deslizamentos de terra atingiram o estado do Rio de Janeiro. Para fins de análise, foi tratado apenas o caso da Energisa Nova Friburgo – ENF por ter sido a mais atingida pelo ocorrido. O evento atingiu mais de 60.000 unidades consumidoras, o que representou mais de 60% da concessão.

23. Por meio de correspondência3 a IENERGIA informou a ocorrência de tornado no dia 21 de abril de 2015 que danificou todos os alimentadores da Distribuidora. Apesar da Distribuidora não ter relatado o final do restabelecimento é possível avaliar a magnitude ou ordem de grandeza do CHI decorrente do evento. Na Tabela 2 consta um resumo da abrangência e severidade relatadas pela Distribuidora. Foi considerado o número de consumidores declarado pela Distribuidora para o cálculo dos indicadores coletivos anuais de 2014 (32.574 unidades consumidoras).

Tabela 2 – Abrangência e Severidade das interrupções na IENERGIA decorrentes do evento: tornado

ocorrido em Xanxerê, Santa Catarina, em 20 de abril de 2015.

Data e Horário Consumidores Interrompidos

Abrangência Severidade CHI

Consumidores Horas Horas

20/04/2015 15:07 100% 32.574,25 27,13 883.847,98

21/04/2015 18:15 80% 26.059,40 1,25 32.574,25

21/04/2015 19:30 10% 3.257,43 - -

24. Das informações disponíveis podemos verificar que o evento resultou em interrupções cujo CHI total foi muito superior ao proposto na Audiência Pública nº 052/2014, de 195.445 horas (seis vezes o número de unidades consumidoras) para essa Distribuidora. 25. Outra informação disponível está relacionada às consequências do evento para os consumidores da Celesc-Dis. Em 23 de abril de 2015, a Celesc informou que devido ao evento iniciado em 20 de abril de 2015 às 15h07, um total de 158.548 unidades consumidoras foram interrompidas. O encerramento das interrupções ocorreu em 22 de abril de 2015 às 15h54. Ou seja, do início das interrupções ao total restabelecimento houve uma duração de 48,78 horas.

26. Das informações encaminhadas pela Celesc-Dis, a abrangência verificada foi bem superior à proposta na Audiência Pública (50.000 unidades consumidoras).

27. Também foram analisados dados de interrupções ocorridas no ano de 2013 solicitados pela SFE no âmbito da fiscalização da apuração dos indicadores de continuidade de 11 distribuidoras. Foram identificados eventos com o CHI superior ao proposto na Audiência Pública, o que mostra que a referência colocada em Audiência é suficiente para englobar alguns eventos. 2 Em resposta ao Ofício Circular nº 5/2015/SFE/ANEEL. 3 SIC 48513.011165/2015-00



28. Houve contribuição para modificação da forma de consideração na abrangência/severidade do porte da distribuidora. A contribuição propôs faixas de acordo com o número de consumidores das distribuidoras, e para caracterizar a abrangência/severidade se deveria considerar o número de consumidores ou o percentual dos alimentadores atingidos.

29. A proposta é algo que traz aprimoramento ao critério proposto em Audiência Pública e será analisada na seção seguinte. No entanto, descartou-se, neste momento, a hipótese de se considerar como critério o número de alimentadores atingidos. Apesar de se concordar que pode ser relevante na caracterização dos impactos do evento na rede elétrica, seria necessário requisitar informações adicionais para realização de novo estudo.

30. Algumas alternativas foram apresentadas no âmbito da Audiência Pública. As principais propostas focaram em três possibilidades para caracterização de ISE.

31. A primeira foi um critério matemático alternativo, que contemple o impacto no conjunto de unidades consumidoras ou a determinado município que a distribuidora atenda. Do ponto de vista da abrangência em relação ao conjunto, a proposta diverge da lógica do regulamento atual que já possui um dispositivo que captura situações de demandas excessivas no âmbito do conjunto de unidades consumidoras – que é o expediente Dia Crítico. Já a abrangência considerando o município não incorpora a premissa para a definição de ISE – situação excepcionais que impactem na atuação da distribuidora no âmbito de sua área de concessão.

32. A segunda proposta está baseada nas interrupções solicitadas por autoridades competentes. Segundo os agentes, a ANEEL poderia considerar tais solicitações passíveis para caracterizar ISE, já que não haveria dificuldade de comprovação. Ocorre que tais situações são cotidianas, e geralmente são de pequeno impacto no âmbito da área de atuação da distribuidora. Não parece razoável aceitar que eventos de pequena monta sejam sujeitos à expurgo apenas pela facilidade de comprovação. Caso tais situações venham a ser de grande impacto (superar o limite de CHI proposto) serão passíveis de tipificação de ISE. 33. A última opção proposta foi elencar através dos fatos geradores das interrupções quais seriam passíveis de tipificação de ISE. A Tabela 2 do Anexo II da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST seria modificada para explicitar o que seria expurgável. Em complemento, também foi proposto que para cada tipo de fato gerador fosse estabelecida uma duração máxima aceitável para o restabelecimento do fornecimento.

34. A proposta tem seu mérito já que deixam explícitos os fatos geradores que poderiam tipificar ISE. Porém existem duas barreiras para acatá-la. Inicialmente ela diverge de toda a premissa apresentada na Audiência Pública, a de que serão passíveis de tipificação de ISE apenas os eventos de grande abrangência e severidade para a área de atuação da distribuidora. Considera-se outra barreira a grande dificuldade para estabelecer a todas as distribuidoras do país durações máximas para os restabelecimentos das interrupções de acordo com seus fatos geradores. Considerando as diferentes características das distribuidoras brasileiras, estabelecer tais tempos seria algo de grande complexidade e assimetria de informação.



35. As contribuições sobre as informações que deveriam ser armazenadas através de formulários e relatórios convergiram na necessidade da explicitação no regulamento de quais dados as distribuidoras precisam disponibilizar de modo a comprovar a existência de ISE. Também foi encaminhado um modelo de relatório a ser inserido ao regulamento.

36. O modelo de relatório é uma boa sugestão para padronizar como as informações devem ser descritas. Porém, impor tal modelo poderá inibir boas iniciativas de relatórios e informações adicionais que as distribuidoras podem inserir. Assim, propõe-se neste momento que não seja padronizado um modelo de relatório, o que não impede que isso possa ser feito futuramente.

37. O modelo de relatório proposto pelos agentes foi utilizado como referência para listar as informações mínimas que devem constar no relatório. Foi criada a alínea h) no item 5.12.1 da Seção 8.2 para regulamentar a necessidade de elaboração do relatório.

38. Por fim, em relação ao início de vigência do regulamento, há contribuição que justifica a necessidade de um prazo factível para “ajustes e adequações dos sistemas de controle e gestão da operação da rede elétrica, bem como em sistemas de faturamento dos consumidores, devendo o critério matemático ser desenvolvido, implantado e testado previamente à sua efetiva aplicação no dia a dia”. 39. Admitindo a necessidade do estabelecimento de prazo factível para a execução das alterações do regulamento e considerando que não seria salutar para a apuração de indicadores a entrada em vigência de regulamento durante a execução do ano civil, propõe-se que o início de vigência do regulamento seja a partir de primeiro de janeiro de 2016. III.3. Critério matemático para elegibilidade de ISE 40. Em consonância com contribuições que avaliaram o critério matemático para elegibilidade de classificação de interrupção como ISE, nesta subseção será apresentado estudo de aprimoramento da equação matemática para o CHI. 41. Espera-se com o dispositivo de ISE capturar situações que comprometam a atuação na área de concessão, com uma relação de abrangência e severidade relevantes. Assim, uma referência de uma magnitude inicial (um piso) é o conjunto elétrico, que já é contemplado pelo Dia Crítico.

42. Essa referência foi realizada no âmbito da AIR apresentada em Audiência Pública, mas de forma geral. Considerou-se apenas que os conjuntos de unidades consumidoras possuíam em média 25.000 unidades consumidoras e que um evento de grande abrangência seria aquele que atingisse mais que dois conjuntos – mais que 50.000 consumidores.

43. No entanto, pode-se perceber que a quantidade de consumidores por conjunto das distribuidoras é bastante variada. Na Figura 2 é apresentado o histograma da média do número de consumidores por conjunto das distribuidoras. A média foi obtida da relação do número de consumidores e da quantidade de conjuntos de cada distribuidora verificados no ano de 2014.



1

28

13

1817

12

4 42

1 1

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

5

10

15

20

25

30

Até1.0000

1.000 a10.000

10.000 a15.000

15.000 a20.000

20.000 a25.000

25.000 a30.000

30.000 a35.000

35.000 a40.000

40.000 a45.000

45.000 a50.000

Superiora 50.000

Qu

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e D

istr

ibu

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Média de consumidores por conjunto

Histograma da média de consumidores por conjunto

Distribuidoras % Acumulada

Figura 2 – Histograma da média de consumidores por conjunto das distribuidoras.

44. Percebe-se a existência de distribuidoras que possuem conjuntos bastante pequenos, com média de 1.000 consumidores, por outro lado existem distribuidoras com conjuntos bastante grandes, com mais de 50.000 consumidores. Conclui-se, portanto, possibilidade de aprimoramento da proposta colocada em Audiência. 45. Ressalta-se que será apresentada uma proposta alternativa àquela colocada em Audiência Pública apenas para o parâmetro de abrangência. O parâmetro de severidade será mantido, já que se considera que a referência de 12 horas é adequada para eventos de grande magnitude. 46. Mantendo-se a consideração de que o dobro do número médio de consumidores por conjunto de cada distribuidora seria uma abrangência significativa, pode-se visualizar nas figuras a seguir a representação percentual dessa abrangência significativa em relação ao total de consumidores da distribuidora.



0,00%

25,00%

50,00%

75,00%

100,00%

125,00%

150,00%

175,00%

200,00%

225,00%

CE

RA

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FL

Sul

Pau

lista

EN

F

Por

cent

agem

de

Con

sum

idor

es

Abrangência Percentual Calculada para as Distribuidoras com Número de Consumidores Inferior a 100 mil

Figura 3 – Abrangência percentual calculada considerando que dois conjuntos devem ser atingidos para

tipificar um grande evento – distribuidoras com número de consumidores inferior a 100 mil.

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

Por

cent

agem

de

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sum

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es

Abrangência Percentual Calculada para as Distribuidoras com Número de Consumidores Superior a 100 mil

Figura 4 – Abrangência percentual calculada considerando que dois conjuntos devem ser atingidos para

tipificar um grande evento – distribuidoras com número de consumidores superior a 100 mil. 47. As distribuidoras muito pequenas possuem geralmente apenas um conjunto de unidades consumidoras. Tais agentes são mais susceptíveis a eventos que decorrem em interrupções que abrangem a totalidade de seus consumidores. A abrangência calculada em tais casos deve ser mais elevada que a proposta na Audiência Pública (que foi de 50% do número de consumidores). Nesses casos, a abrangência verificada nas figuras foi de 200%.



48. Ressalta-se que os valores apresentados são referências e serão aplicados para o cálculo do CHI das distribuidoras. Uma abrangência de 200% pode ser interpretada como a imposição no cálculo do CHI de uma severidade maior – nesse caso o dobro do estabelecido. Ou seja, um evento para caracterizar ISE em distribuidoras de pequeno porte pode ser aquele que desligue todos seus consumidores por mais de 24 horas. 49. Já as distribuidoras de porte superior possuem uma quantidade maior de conjuntos, o que leva o cálculo da abrangência percentual a valores inferiores a 10%. Quanto maior o porte da empresa, menor será a abrangência calculada. Tal fato permite concluir que ao se adotar para o cálculo do CHI a abrangência proporcional ao número de consumidores da empresa, os valores serão inversamente proporcionais ao porte, ou seja, quanto menor a distribuidora maior deve ser a abrangência percentual considerada. 50. Do exposto, tem-se, portanto, uma abrangência calculada para cada distribuidora, que se multiplicada pela severidade (12 horas) resulta em um CHI calculado para cada empresa – a partir do qual se poderiam considerar as interrupções decorrentes do evento como elegíveis à ISE. No entanto, objetiva-se definir um valor regulatório médio aplicável a todas as distribuidoras, no formato de equação dependente do número de unidades consumidoras.

51. A Figura 5 apresenta a relação entre o número de consumidores da distribuidora e o CHI calculado. Pode-se traçar uma linha de tendência para definir um comportamento representativo dos pontos –foi escolhida a regressão por potência por ter apresentado o melhor coeficiente de determinação4 (R2). 52. Avalia-se que o resultado obtido pela equação de tendência foi muito restritivo para as empresas muito pequenas – para uma severidade de 12 horas a abrangência poderia chegar a mais de 900%, algo que seria alcançado se na prática todos os consumidores fossem interrompidos por quatro dias e meio.

4 Coeficiente de determinação: Medida da eficiência de ajuste da equação de regressão estimada (ANDERSON, David; SWEENEY, Dennis; WILLIAMS, Thomas. Estatística aplicada à Administração e Economia. São Paulo: Cengage Learning, 2009. 440 p.)



y = 18126x0,256

R² = 0,5513

-

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

1.400.000

- 1.000.000 2.000.000 3.000.000 4.000.000 5.000.000 6.000.000 7.000.000 8.000.000 9.000.000

CH

I (h

ora

s)

Número de unidades consumidoras

Relação entre o Número de Consumidores e o CHI Calculado

Figura 5 – Relação entre o número de consumidores e o CHI calculado através da suposição da

abrangência de dois ou mais conjuntos. 53. Para obter uma equação que forneça CHIs factíveis para todos os portes de distribuidoras, foram identificados grupos (clusteres) de distribuidoras de acordo com o número de consumidores. A descrição da clusterização consta no anexo desta Nota Técnica. A média dos consumidores e do CHI de cada grupo foram então obtidos de forma a fornecer pontos considerados representativos para aplicação da regressão. A memória da seleção dos pontos consta na planilha anexa a esta Nota Técnica. 54. Na Tabela 3 são apresentados os pontos obtidos.

Tabela 3 – Pontos selecionados para aplicação da regressão.

Número de Consumidores -

CHI horas

909 21.818

42.945 325.766

1.093.241 618.060

2.612.844 568.263

4.402.790 682.439

7.303.752 938.095



55. Um ponto significativo é o ponto inicial da curva proposta. A menor distribuidora é a Ceral Dis, com 909 consumidores e abrangência calculada de 200%. Foi necessário inserir esse ponto para obter uma linha de tendência com valores factíveis para as distribuidoras pequenas.

56. Com os 6 pontos foi possível obter uma linha de tendência considerada mais adequada. A equação com o melhor R2 foi a de potência apresentada a seguir:

38,0612.2 NCHI

57. Em comparação ao apresentado na Audiência Pública nº 052/2014, houve um aprimoramento para ajustar a fórmula ao porte de todas as distribuidoras, não havendo mais necessidade de estabelecer no regulamento um valor limitador para o CHI. III.4. Alterações no regulamento 58. No Módulo 1, além da alteração da definição de ISE, também foi proposta uma definição de Evento e de CHI. As definições propostas constam no anexo desta Nota Técnica. 59. Ressalva-se que na definição de ISE é preciso ratificar que nem toda interrupção decorrente de evento associado a decreto ou que venha a apresentar o CHI superior ao limite estabelecido será caracterizada como ISE. O pressuposto da impossibilite de atuação imediata da distribuidora e que a mesma não tenha provocado ou agravado as consequências das interrupções deve ser sempre atendido.

60. Na Seção 8.2 do Módulo 8 foram necessárias algumas alterações e inserções de itens e incisos.

61. No item 5.6.2.5 foi retirada a previsão da descrição detalhada do inciso iii porque foram inseridos os itens 5.6.2.2 e 5.12.1. Tais itens foram necessários para explicitar a necessidade da descrição do evento e do prazo para disponibilização das informações.

62. Os itens 5.6.2.9 a 5.6.2.11 foram criados de modo a explicitar no regulamento a necessidade das distribuidoras possuírem procedimentos para gestão de situações em contingência, ou seja, de grandes interrupções do fornecimento.

63. Tais procedimentos já são elaborados pelas empresas, porém a inserção da obrigação no regulamento irá possibilitar que a ANEEL analise de forma mais crítica a atuação das distribuidoras em situações atípicas.

64. Considerando como exemplo os eventos que acarretem em ISE, apesar da excepcionalidade e provável impacto do evento, a distribuidora deve ter um plano de ação mínimo para atuação em tais situações, seja na realocação das equipes que estão executando outras atividades, seja na definição de local com infraestrutura mínima para acompanhar os restabelecimentos do fornecimento do serviço.



65. Outro item que teve alteração foi o 5.12.1. Como na alínea c) do item constam as informações que devem ser registradas para cada interrupção, a proposta de armazenar as informações classificadas como ISE geraria uma redundância. Sendo assim, a tabela V proposta na AIR (Formulário com informações dos consumidores interrompidos) foi descartada. Porém foi acrescentada à alínea mais uma informação a ser armazenada, que é o código único das interrupções, estabelecido pela distribuidora. Tal informação servirá para a associação das informações referentes às interrupções e aos eventos.

66. Em contrapartida, as informações necessárias para a análise do evento foram aprimoradas com a inserção da alínea g) ao item 5.12.1. A proposta é apresentada a seguir:

g) para cada evento que tenha gerado interrupções de que trata o inciso iii do item 5.6.2.2 deverão ser registradas no mínimo as seguintes informações em meio digital:

i.código único do evento, definido pela distribuidora; ii.decorrência do evento, de acordo com 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, ou instrução mais recente;

iii.código único das interrupções de longa duração decorrentes do evento, definido pela distribuidora;

iv.código único do decreto (quando houver), definido pela distribuidora; v.código único do relatório com as evidências do evento, definido pela distribuidora.

67. A decorrência do evento é uma codificação desenvolvida (COBRADE) e irá auxiliar associar a causa do evento e os fatos geradores das interrupções decorrentes ao mesmo. A necessidade da codificação do decreto e do relatório visa facilitar a busca nos arquivos digitais fornecidos pelas distribuidoras. 68. A principal mudança sobre as informações foi em relação ao relatório que deve ser desenvolvido pelas distribuidoras. A contribuição recebida sobre o tema foi sobre a necessidade de criar no regulamento um padrão de relatório, conforme modelo sugerido.

69. Conforme já apresentado anteriormente, propõe-se não padronizar um modelo de relatório neste momento. No entanto, o modelo de relatório proposto pelos agentes foi utilizado como referência para listar as informações mínimas que devem constar no relatório. Foi criada a alínea h) para regulamentar a necessidade de elaboração do relatório.

h) as evidências do evento que tenha gerado interrupções de que trata o inciso iii do item 5.6.2.2 também deverão ser armazenadas por meio de relatório digital, que deve ser disponibilizado no sítio eletrônico da distribuidora em local de livre e fácil acesso, devendo conter as informações mínimas a seguir:

i.código único do relatório; ii.informações sobre o Decreto de Calamidade Pública ou Situação de Emergência (se

houver); iii.descrição detalhada do evento, incluindo mapa geoelétrico e diagrama unifilar da região

afetada; iv.descrição dos danos causados ao sistema elétrico, incluindo a relação dos equipamentos

danificados e sua importância para o sistema;



v.relato técnico sobre a intervenção realizada com as ações da distribuidora para restabelecimento do sistema, incluindo o contingente de técnicos utilizados nos serviços;

vi.tempo médio de preparação, de deslocamento e de execução das equipes; vii.número de unidades consumidoras atingidas; viii.município(s) atingido(s); ix.subestação(ões) atingida(s); x.quantidade de interrupções associadas ao evento; xi.data e hora do início da primeira interrupção; xii.data e hora do término da última interrupção; xiii.média da duração das interrupções; xiv.duração da interrupção mais longa; xv.soma do CHI das interrupções associadas ao evento; xvi.registros diversos que evidenciem a classificação das interrupções no inciso iii do item

5.6.2.2, permitindo identificar a causa, a abrangência e os danos causados pelo evento à rede e às áreas atingidas, como imagens fotográficas, boletins meteorológicos e matérias jornalísticas.

70. A maioria das informações já é armazenada pelas distribuidoras. Talvez a maior dificuldade para adequação seja a associação das interrupções decorrentes do evento. Porém, a associação é essencial para a tipificação de ISE e a comprovação de suas consequências ao sistema elétrico. As distribuidoras devem adaptar seus processos para possibilitar o levantamento dos dados, sem os quais a comprovação da existência de ISE não será possível. 71. O regulamento deve incentivar a transparência das informações que sejam do interesse do consumidor e da ANEEL. Não há dúvidas que as informações relacionadas às interrupções do fornecimento são do interesse do consumidor. O tema foi discutido no âmbito da Consulta Pública nº 17/2013 que apresentou formas de disponibilização ao consumidor das informações relacionadas às interrupções e aos indicadores de continuidade.

72. Assim, propõe-se a disponibilização dos relatórios nos sítios eletrônicos das distribuidoras. Acredita-se que essa medida será fundamental para propiciar o acompanhamento pela ANEEL da aplicação do regulamento, tanto pela regulação quanto pela fiscalização.

73. Também foi necessário adequar os incisos iv, v, e vi do item 6.2.2 que tratam das situações que não são consideradas na apuração dos indicadores de continuidade de transmissoras detentoras de DIT e distribuidoras acessadas por outras distribuidoras.

74. Por fim, o prazo para o início de vigência do regulamento levará em consideração a necessidade de adequação das distribuidoras, tendo início em 1° de janeiro de 2016.

III.5. Atendimento à determinação da diretoria colegiada 75. Na 12º Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2015 foi deliberada solicitação da Escelsa para realização de expurgo em razão de interrupção motivada pela atuação do Esquema de Conservação de Carga – ECC em ocorrência do dia 12 novembro de 2013. Também foi determinado à SRD que apresentasse, em 90 dias, proposta de aprimoramento do texto do PRODIST em relação ao assunto.



76. Sobre o processo5 foi identificado que a Distribuidora considerou o tipo de expurgo constante no item 5.6.2.2 da seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST: “vii. oriundas de atuação de esquemas de alívio de carga solicitado pelo ONS.”, como abrangente para todas as solicitações do Operador Nacional do Sistema – ONS. 77. Por meio da Nota Técnica n° 0082/2014-SRD/ANEEL, de 10 de setembro de 2014, a SRD apresentou manifestação contrária à solicitação da Distribuidora.

10. A ocorrência citada pela Escelsa foi oriunda de um ECC, que não é classificado como ERAC – Esquema Regional de Alívio de Carga6. Isso foi comunicado à distribuidora através do Ofício n° 0207/2014-SRD/ANEEL. Fica claro, portanto, que o procedimento solicitado pela distribuidora contraria o disposto no regulamento, e não deve ser acatado.

78. Constatando que o regulamento poderia dispor de forma mais clara, a Diretoria Colegiada determinou à SRD proposta de aprimoramento do texto. 79. Destaca-se que a SRD já havia identificado a necessidade de aprimoramento do supracitado item 5.6.2.2. Foram realizadas as Consultas Públicas nº 007/2012 e nº 017/2013 e recebidas contribuições de distribuidoras para estender o expediente para todas as solicitações demandadas do ONS. Por outro lado, também houve agentes que opinaram em eliminar esse tipo de expurgo.

80. O assunto deve ser tratado de forma mais detalhada futuramente, de modo a definir pela exclusão do expurgo ou pela expansão do mesmo. Neste momento, de forma a deixar a redação do regulamento mais clara para a sua correta aplicação, é proposta a alteração do inciso vii para: “oriundas de atuação de Esquema Regional de Alívio de Carga estabelecido pelo ONS”.

81. Com objetivo de acompanhar as interrupções decorrentes da atuação dos Sistemas Especiais de Proteção – SEPs, propõe-se a alteração do Anexo II que trata da lista de fatos geradores das interrupções. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 82. Os dispositivos legais aplicáveis ao caso são:

a) art. 393 da Lei nº 10.406, de 10 de janeiro de 2002; b) art. 6º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; c) art. 2º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; d) art. 25 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; e) Resolução ANEEL nº 395, de 15 de dezembro de 2009; e f) Módulos 1 e 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema

Elétrico Nacional – PRODIST.

5 48500.003923/2014-12 6 O ECC também é denominado um ECE – Esquema de Controle de Emergência, conforme alega o ONS na Carta ONS-1270/100/2014.



V. DA CONCLUSÃO 83. As contribuições ratificaram a necessidade da revisão da definição de Interrupção em Situação de Emergência devido à subjetividade da definição existente e explicitaram a importância de se aprimorar no critério objetivo a consideração do porte da distribuidora. Sendo assim, foi proposta uma equação que define esse critério com base no número de unidades consumidoras.

84. Ressalta-se que além de necessariamente atender um dos dois critérios, é imprescindível a comprovação da impossibilidade da atuação imediata da distribuidora e que a interrupção não tenha sido provocada ou agravada por essa. Para facilitar a comprovação, foram propostas informações consideradas mínimas para serem armazenadas pelas distribuidoras em forma de formulários e relatório.

85. Apesar de singela, acredita-se que a proposta de disponibilização dos relatórios no sítio eletrônico das distribuidoras será essencial para um correto acompanhamento da aplicação do regulamento pela ANEEL. 86. Por fim, entende-se que se que a determinação da Diretoria Colegiada foi atendida com a modificação do inciso vii do item 5.6.2.2 do Módulo 8 do PRODIST. VI. DA RECOMENDAÇÃO 87. Com base no exposto, recomenda-se: (i) aprovar a revisão dos Módulos 1 e 8 do PRODIST de modo a contemplar as alterações necessárias para objetivar a definição de Interrupção em Situação de Emergência e a possibilidade de expurgo quando da atuação de Esquema Regional de Alívio de Carga estabelecido pelo ONS.

DJANE MARIA SOARES FONTAN MELO LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ

Especialista em Regulação Especialista em Regulação SRD SRD

De acordo:

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

nota técnica n° 0084/2007-srd/aneel · nota técnica n° 0031/2015-srd/aneel em 27 de maio de...

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