Nota Técnica n 124 /201 6-SRG -SRT -SRM -SFG -SFE -SFF …€¦ · · 2016-11-08* A Nota Técnica é um documento emitido pela s Unidades Organizacionais e destina -se a subsidiar

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

Nota Técnica no 124/2016-SRG-SRT-SRM-SFG-SFE-SFF/ANEEL

Em 26 de outubro de 2016.

Processo: 48500.002919/1998-29 Assunto: Análise das contribuições recebidas na 2ª fase e solicitação de abertura da 3ª fase da Audiência Pública nº 16/2013.

I. DO OBJETO 1. Analisar as contribuições recebidas na 2ª fase da Audiência Pública nº 16/2013 – AP 16/13, e propor que novos aperfeiçoamentos regulatórios com vistas à incorporação das melhores práticas de gestão orçamentária e de governança no Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS sejam objeto de uma 3ª fase da AP nº 16/13. II. DOS FATOS

2. O orçamento do ONS é custeado em parte pelos associados e em maior parte pela Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST. Destaca-se que, inicialmente, não se previa a inclusão do orçamento do ONS na TUST. A Resolução nº 248/1998 da ANEEL que originalmente estabeleceu as condições gerais para a prestação do serviço de transmissão não contemplava o pagamento dos custos operacionais do ONS por meio da TUST.

3. Ocorre que, ainda em 1998, a Resolução nº 307/1998 aprovou o Estatuto do ONS considerando que parte do custeio seria provido pela TUST, sem, entretanto, a definição de critério de distribuição dos custos entre TUST e contribuição associativa. A partir de então, a Assembleia Geral sempre estabeleceu o montante da contribuição associativa, devendo o restante dos recursos serem arrecadados via TUST.

4. Na apreciação da proposta orçamentária do ONS para o ciclo 2010/2011, frente à complexidade dos temas próprios de um orçamento tão singular e à usual assimetria de informação entre entidade regulada e regulador, decidiu o Diretor relator, acompanhado por unanimidade pela Diretoria, que a Procuradoria-Geral Federal – PGF e as Superintendências de Fiscalização Econômica e Financeira –

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 81F07590003A5940 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA,MARCUS VINICIUS DE LELES FRAZAO, TICIANA FREITAS DE SOUSA

CAMILLA DE ANDRADE GONCALVES FERNANDES,RAFAEL ERVILHA CAETANO, FELIPE ALVES CALABRIA, GIACOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA,SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO, JOSE MOISES MACHADO DA SILVA, VINICIUS GROSSI DE OLIVEIRA

DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR ISABELA SALES VIEIRA, FELIPE PEREIRA, JULIO CESAR REZENDE FERRAZ

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Pág. 2 da Nota Técnica no 124/2016-SRG-SRT-SRM-SFG-SFE-SFF/ANEEL, de 26/10/2016.


SFF, Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT, Regulação Econômica – SRE e Regulação dos Serviços de Geração – SRG, sob a coordenação desta última, propusessem aperfeiçoamentos regulatórios com vistas à incorporação das melhores práticas de gestão orçamentária e de governança no ONS.

5. Atendendo tal decisão, foram emitidas as Notas Técnicas nº 32/2012-SRG-SRT-SFF-SEM/ANEEL e nº 012/2013-SRG-SRT-SFF/ANEEL que recomendaram alteração no Estatuto do ONS e na Resolução nº 373/991. Na Reunião Pública Ordinária do dia 05 de março de 2013, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu abrir a 1ª fase AP 16/13, com período de contribuições de 7 de março a 8 de abril de 2013. Nesse momento, a proposta de aprimoramento regulatório abordou os seguintes aspectos:

a) Contemplava as seguintes diretrizes que o ONS deveria observar para melhorar a gestão dos seus recursos orçamentários:

i. A adoção das padronizações constantes no Manual de Acompanhamento e Fiscalização da ANEEL;

ii. Priorização da gestão centralizada nas aquisições de materiais e contratação de serviços;

iii. Emprego de sistema de gestão para controle dos processos administrativos;

iv. Utilização de banco de preço e cadastro de fornecedores; e

v. Aquisição de materiais e serviços mediante processos competitivos.

b) Fixava a parcela do orçamento a ser custeada por contribuição associativa em percentual igual a 8,11%; e

c) Definia como receitas extraorçamentárias os recursos recolhidos pelo ONS diretamente dos seus membros associados, mas não passíveis de repasse tarifário, as quais seriam utilizadas pelo ONS para:

i. Pagamento de multas; e

ii. Pagamento de despesas de custeio e investimentos não aprovadas pela ANEEL no orçamento proposto ou glosadas pela ANEEL quando da fiscalização da execução orçamentária.

6. Findo o prazo da 1ª fase da AP 16/13, foram recebidas contribuições dos seguintes agentes e associações: ABRADEE - Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica, AES Brasil, CESP - Companhia Energética de São Paulo, CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista, ONS, Sindicato dos Urbanitários no Distrito Federal – STIU-DF (entidade sindical representativa dos funcionários do ONS) e TRACTEBEL.

7. Em 14 de dezembro de 2015, foi emitida a NT nº 152/2015-SRG-SRT-SFF/ANEEL, a qual apresenta a análise das contribuições recebidas na 1ª fase da AP nº 16/2013. Por meio dessa NT foi também solicitado encaminhamento de minuta de resolução para deliberação da Diretoria Colegiada e abertura da 2ª fase da AP 16/2013. Dentre os pontos da minuta de resolução, destacam-se o que se segue:

1 A Resolução nº 373/99 definiu as regras para apresentação e aprovação dos orçamentos anuais do ONS.






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a) Manutenção das diretrizes relativas à gestão orçamentária propostas anteriormente, e inclusão de novas estruturas de administração e controle:

i. Criação de auditoria interna e contratação de auditoria externa;

ii. Estabelecimento de pesquisa de avaliação de satisfação anual entre os funcionários e associados;

iii. Adoção de medidas que fortaleçam os pressupostos da adequada manifestação formal, como a obrigatoriedade de assinatura dos documentos emitidos pelos responsáveis por sua elaboração, em especial das notas técnicas emitidas;

iv. Adoção de instrução processual de modo a prover ordenamento, coesão, coerência e publicidade em relação aos documentos recebidos, fatos analisados e decisões tomadas;

v. Envio da proposta orçamentária para os associados em tempo hábil para análises e diligências; e

vi. Publicação da prestação de contas em área de livre acesso do sítio eletrônico, com nível de detalhamento adequado que permita à sociedade tomar conhecimento, objetivamente, quanto à natureza específica do gasto, ao respectivo volume financeiro, à economicidade e à moralidade administrativa dos dispêndios realizados.

b) Definição de que 100% do orçamento do ONS seria custeado por meio de contribuição associativa a partir de 2018;

c) Repasse tarifário apenas dos custos e investimentos considerados como eficientes e prudentes pela ANEEL após a fiscalização da prestação de contas;

d) Estabelecimento em Manual de Acompanhamento e Fiscalização da ANEEL das orientações para apresentação do orçamento e prestação de contas, além das diretrizes acerca do que a ANEEL consideraria como custos eficientes e investimentos prudentes;

e) Aprovação prévia do orçamento do ONS seria parcial e consideraria apenas os dispêndios do orçamento especificados no Manual de Acompanhamento e Fiscalização da ANEEL; e

f) Pagamento das multas via contribuição associativa, sem repasse tarifário.

8. A 2ª fase da AP 16/2013 ficou aberta de 17 de dezembro de 2015 a 3 de março de 2016, e durante esse período foram recebidas mais de 70 contribuições dos seguintes agentes e associações: Conselho de Consumidores da CELPA - Centrais Elétricas do Pará, TRACTEBEL, ABIAPE – Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia, ABRATE – Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica, UNICA – União da Indústria de Cana-de-Açúcar, ELETRONORTE, AES Tietê, ABRACE – Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, COPEL, APINE – Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica, ABRAGE – Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica, CESP, STIU-DF - Sindicato dos Urbanitários no Distrito Federal (entidade sindical representativa dos funcionários do ONS), CEMIG, ONS, ELEKTRO, e EDP.






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9. Para discutir as contribuições e tratar das propostas de aprimoramento a serem estabelecidas em norma, foram realizadas ao todo 8 reuniões internas com as diversas superintendências envolvidas nesse processo (SRG, SRT, SRM, SGT, SFE, SFF e SFG).

10. Em 20 de julho de 2016, as superintendências da ANEEL apresentaram à Diretoria Colegiada as motivações para a melhoria da governança no ONS, as propostas de norma que foram objeto da 1ª e da 2ª fase da Audiência Pública nº 16/2013, bem como os principais pontos da minuta de resolução que deverá ser objeto da próxima fase da AP 16/2013. Nessa reunião técnica, a Diretoria Colegiada da ANEEL definiu diretrizes, as quais foram tratadas nas etapas seguintes dos trabalhos.

11. Em 17 de agosto de 2016, a convite do Diretor André Pepitone, relator do processo em tela, foi realizada reunião com auditores da Controladoria-Geral da União - CGU para apresentação dos encaminhamentos relacionados à melhoria da governança do ONS, em sintonia com os apontamentos do Relatório 201503620 – Auditoria de Gestão de 2014.

12. Em 22 de agosto de 2016, a SRG, de modo a subsidiar estudos para a criação de indicadores, encaminhou ao ONS o Ofício nº 182/2016-SRG/ANEEL solicitando uma série de informações relativas à operação do Sistema Interligado Nacional – SIN.

13. Em resposta ao Ofício nº 182/2016-SRG/ANEEL, o ONS encaminhou a Carta ONS – 1351/100/2016, de 21 de setembro de 2016, informando que, em que pese o ONS dispor de todos os dados solicitados, diante do período abrangido (2007-2016), bem como do volume e da diversidade das informações requeridas, será necessário um prazo adicional estimando de até 30 duas para conclusão do levantamento, consolidação e entrega da totalidade das informações solicitadas. O operador comunicou também que, conforme esses dados forem sendo consolidados, os mesmos poderão ser entregues de forma escalonada.

14. Por fim, foi realizada reunião com o ONS no dia 26 de outubro de 2016, e nessa oportunidade foram discutidos com o ONS os principais aspectos da nova minuta de normativo.

15. Como resultado das discussões relatadas nos parágrafos anteriores, foi concluída a nova proposta a ser discutida na 3ª fase da AP 16/2013. As questões endereçadas na nova minuta de resolução estão devidamente abordadas na próxima seção desta NT, contudo, visando concluir o registro dos aprimoramentos objetos das três fases da AP, apresentam-se abaixo os destaques da nova proposta:

a) Ampliação das diretrizes e estruturas a serem implementadas com vistas à melhoria da gestão orçamentária e da governança, com acréscimo dos seguintes itens:

i. Adoção de sistema de cobrança aos agentes em função da entrega particularizada de determinados produtos, como documentos oficiais elaboradas pelo ONS;

ii. Extensa deliberação e devida aprovação da proposta orçamentária no âmbito da Assembleia-Geral do ONS, para posterior envio para a ANEEL; e

iii. Esclarecimento quanto à responsabilidade do Conselho de Administração, do Conselho Fiscal e dos membros participantes do ONS, uma vez que os mesmos respondem, solidária ou subsidiariamente, por condutas inadequadas praticadas pelo ONS.






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b) Orçamento ONS tratado por meio de uma regulação revenue-cap: i. Após análise da projeção dos custos e investimentos considerados eficientes e

prudentes, o orçamento do ONS será fixado pela ANEEL por um período de 5 anos;

ii. Dentro do ciclo de revisão orçamentária periódica ocorrerão reajustes orçamentários anuais com vistas à atualização monetária e, desde que devidamente motivada e fundamentada, poderá ocorrer revisão orçamentária extraordinária com o objetivo de incorporar novos investimentos essenciais e inadiáveis; e

iii. A economia dos recursos orçamentários de um ano para o outro será revertida à modicidade, e a necessidade de recursos extraorçamentários, se não contemplados em revisão orçamentária periódica ou extraordinária, deverá ser suportada pelos associados do ONS por meio da contribuição associativa, sendo vedado o repasse tarifário.

c) Aumento gradual da participação da contribuição associativa no rateio dos custos do ONS:

i. Os agentes de geração e transmissão detentores de novas outorgas deverão participar do custeio do ONS integralmente por meio de contribuição associativa; e

ii. Sempre que ocorrer uma desestabilização da TUST no segmento de geração, as novas tarifas serão calculadas considerando que o custeio do ONS por parte do gerador ocorrerá integralmente por meio de contribuição associativa.

d) Metas de desempenho dentro de uma regulação por incentivo:

i. O ONS fica autorizado a instituir bonificação relativa ao cumprimento de metas de desempenho a serem aplicadas no âmbito do programa de Performance Organizacional – PO desse operador;

ii. A bonificação da PO será limitada a dois salários, pagos aos funcionários em julho de cada ano; e

iii. 80% do pagamento da bonificação da PO correspondem ao cumprimento de metas estipuladas pela ANEEL no anexo da norma, e 20% devem-se ao cumprimento de metas anualmente propostas pelo ONS e aprovadas pela ANEEL.

e) Levantamento das alternativas para pagamento das multas aplicadas ao ONS:

i. Multas pagas pelos associados do ONS por meio de uma cobrança de contribuição associativa extraordinária;

ii. Multas pagas pelos associados do ONS, sendo que o valor da multa seria acrescido nas contribuições associativas do ano seguinte;

iii. Multas pagas pelos funcionários do ONS por meio de desconto na bonificação da PO; e

iv. Combinação das alternativas elencadas acima.






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III. DA ANÁLISE III.1 Contribuições recebidas na 2ª fase da AP 16/2013 16. As principais contribuições recebidas no âmbito da 2ª fase da AP 16/2013 são abordadas de modo a explicitar os posicionamentos dos agentes setoriais.

17. A ABIAPE, ABRACE, CESP, STIU-DF, CEMIG e EDP concordaram que boas práticas de governança devem ser induzidas ao Operador. Esse direcionamento vai ao encontro dos estudos de métodos, técnicas e institucionalizações relevantes para aperfeiçoar a transparência e prestação de contas do ONS para com os associados e os consumidores finais de energia elétrica, na medida em que são diretamente afetados pelas políticas operativas do ONS. Sendo assim, as contribuições foram acatadas.

18. Quanto às multas, denotou-se uma falta de consenso por parte das contribuições. A ABRATE, APINE, CEMIG e Elektro discordam que as multas sejam arcadas pelos associados. Já o STIU-DF e o Conselho de Consumidores da CELPA concordam com a proposta formulada na 2ª fase pela ANEEL, de que as multas devem ser pagas pelos agentes associados, retirando um possível ônus futuro dos consumidores cativos.

19. A Copel, por outro lado, sugeriu uma terceira via. A empresa argumenta que o pagamento de multas deve ser suportado diretamente pelos funcionários do ONS, via Performance Organizacional – PO, uma vez que são os empregados que realizam as políticas operativas da instituição e, se o ONS foi penalizado, deve-se ao comportamento inadequado de seus funcionários e não dos agentes associados. Decidiu-se acatar parcialmente os pontos ressaltados, dando-se margem para, na 3ª fase da Audiência Pública, se discutir de modo mais abrangente todas as possibilidades de pagamentos de multas, desde que não haja repasse tarifário para os consumidores finais.

20. Em relação ao aumento da contribuição associativa no rateio dos custos do ONS, houve questionamentos de ordem metodológica e conceitual. A AES Tietê pleiteou escalonar o percentual custeado pelas contribuições associativas, ao invés de ser realizado de uma única vez no ano de 2018. As empresas Tractebel, APINE, ABRAGE, CESP, CEMIG e EDP ressaltaram em suas contribuições que a figura da TUST estabilizada para o segmento de geração impossibilitaria a anulação da parcela de custos do ONS cobertos em âmbito tarifário, já que a TUST permaneceria inalterada por 10 ciclos tarifários ou por todo o período da outorga de concessão.

21. Na contramão da proposta da ANEEL, a Copel, APINE, ABRAGE e CEMIG solicitaram que não houvesse repasse dos custos do ONS via contribuição associativa, ou seja, que toda a orçamentação do Operador fosse amparada na TUST. Já a ÚNICA, ABRACE, APINE, CESP, CEMIG e o próprio ONS demandaram que, antes de uma mudança brusca de alteração do rateio de custos, fossem aprofundados os impactos que essa decisão acarretaria antes e depois de 2018. Ainda quanto a esse ponto, o STIU-DF e a Elektro demandaram que o rateio fosse mantido tal como realizado hoje, pois, caso aumente-se a proporção de gastos mantidos por contribuições associativas, pode ocorrer uma redução da autonomia do ONS, com prejuízo para a operação do sistema como um todo.

22. As contribuições relativas ao rateio dos custos do ONS foram acatadas parcialmente. A nova minuta de resolução é fruto de um novo estudo relativo aos impactos da alteração do rateio de






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custos, bem como incorpora a ideia de um aumento gradual da participação da contribuição associativa e estabelece a redução da parcela referente à TUST apenas quando de sua desestabilização. As contribuições que pleitearam manutenção do status quo ou maiores pagamentos via consumidores finais não foram acatadas.

23. Quanto à orçamentação anual do ONS, também não houve consenso em relação ao exposto pela ANEEL na 2ª fase da Audiência Pública. A ABRATE, CEMIG e ONS discordam que o pagamento dos custos ineficientes e imprudentes seja feito pelos associados, posição contrária à das contribuições do Conselho de Consumidores da CELPA e do STIU-DF, que concordam com o repasse aos consumidores finais apenas dos custos eficientes e prudentes.

24. Questionamentos foram postos pela AES Tietê, APINE, ABRAGE e ONS quanto à definição do conceito de custos imprudentes e ineficientes. Tais agentes entendem que poderá haver insegurança no setor caso esses custos sejam conhecidos somente à época da publicação do Manual de Acompanhamento e Fiscalização da ANEEL. Acrescentando-se a isso, a Elektro e STIU-DF entendem que deve haver uma prévia aprovação do Manual para se conhecer adequadamente os conceitos e métricas do Regulador. As contribuições foram acatadas parcialmente, uma vez que, considerando a abordagem relativa ao orçamento-teto e à regulação por incentivos presente na nova minuta de resolução, a edição do referido manual não é necessária.

25. Ainda, o ONS alega em suas contribuições que as propostas que implicam alterações de seu Estatuto padecem de vício de iniciativa, na medida em que a Assembleia-Geral é o órgão responsável pela aprovação das alterações estatutárias propostas pelo Conselho de Administração, para posterior aprovação da ANEEL. A contribuição foi rejeitada, haja vista que a Procuradoria-Geral Federal já analisou essa questão e, conforme Parecer nº 290/2013-PGE/ANEEL/PGF/AGU, concluiu que é perfeitamente possível a ANEEL editar, em Resolução Normativa, o regramento para os aprimoramentos regulatórios propostos na AP 16/13. O ONS aponta também uma série de questões que, conceitualmente, se mostram incoerentes.

26. O operador alega impossibilidade da ANEEL alterar o modelo estabelecido pela União para o ONS, pois entende que o repasse ao consumidor final dos custos do ONS "é uma consequência lógica do modelo adotado pelo setor, eis que os serviços prestados pelo ONS beneficiam toda a sociedade brasileira". Em outro momento, o ONS informa que, “em razão de sua natureza jurídica ser de direito privado”, não cabe nem a adoção de instrução processual visando prover ordenamento, coesão, coerência e publicidade, e nem a publicação da prestação de contas em área de livre acesso do seu sítio eletrônico. Ou seja, por um lado o ONS afirma que deve ser custeado por tarifas públicas, uma vez que beneficia toda a sociedade, mas por outro lado argumenta que é uma instituição de natureza jurídica de direito privado e, sendo assim, não está abrangido por normas da Administração Pública que têm o objetivo de melhorar a governança das instituições e garantir, para a sociedade, a devida transparência do processo decisório.

27. Em resposta, constata-se que a ANEEL, ao regulamentar o critério de rateio das fontes de recursos do ONS, não está alterando o modelo setorial estabelecido pela União. Esse ponto resta incontestável quando se observa que a atual regulamentação que definiu as fontes de recursos do ONS é Estatuto do ONS, aprovado por meio de resolução da ANEEL. Como naquele momento apenas se estabeleceu as fontes de recursos, no presente momento se pretende definir um critério de distribuição dos custos entre TUST e contribuição associativa. Quanto à natureza jurídica do operador, é igualmente






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notório que o ONS deve adotar as melhores práticas de gestão e governança independente de sua natureza jurídica ser de direito privado ou público.

28. Contra o argumento do ONS de que o aumento da contribuição associativa implica em perda de autonomia, observa-se que o ONS já dispõe de meios para tratar essa questão. O § 2º do art. 9º do Estatuto estabelece que o ONS deverá advertir, multar ou mesmo excluir os agentes inadimplentes. Sendo assim, o agente que suspender o pagamento da contribuição visando, por exemplo, coagir o ONS, deve sofrer a devida punição. Além disso, a independência do operador deve ser estimulada por meio das melhorias de governança tratadas na minuta de resolução, e eventuais desvios de conduta tanto pelo ONS como pelos seus associados serão acompanhados pelas áreas de fiscalização da ANEEL.

29. O ONS comenta ainda que, apesar de entender legítima toda a proposta que vise aprimoramento da gestão do ONS, não há nenhuma evidência de falhas e/ou descumprimento da gestão hoje praticada. Contra essa afirmação, tem-se a relatar dois pontos: (i) a Diretoria Colegiada da ANEEL, na apreciação da proposta orçamentária do ONS, ciclo 2010/2011, concluiu pela necessidade de governança do ONS; e (ii) a fiscalização da ANEEL emitiu o TN nº 023/2016-SFF, por meio do qual se evidencia uma série de graves não conformidades relacionadas à gestão orçamentária do ONS.

30. O ONS informa ainda que, como toda a documentação já é devidamente assinada por responsáveis técnicos, não faz sentido se estabelecer isso em normativo. Em contraponto, registra-se que os documentos do ONS não são assinados pelos responsáveis técnicos. Como exemplo citam-se as Notas Técnicas emitidas sem as assinaturas dos próprios responsáveis pela sua elaboração ou pelos estudos nelas contidas.

31. Por fim, a ABIAPE encaminhou contribuição recomendando a aplicação de uma regulação por incentivos no ONS. Considerando o trade-off entre a segurança de suprimento e economicidade do despacho do operador, a ABIAPE sugere a implementação de mecanismos de eficiência com a vinculação, por exemplo, à redução do ESS – Encargo de Serviço do Sistema e uma previsão de 14ª salário aos funcionários do ONS. Dessa forma, indica a ABIAPE, incentivam-se os funcionários do ONS a implementar melhorias que reflitam a redução dos custos de operação e, consequentemente, o aumento da sua remuneração.

32. A Associação sugere então que esse tema seja objeto de nova Audiência Pública, de modo a proporcionar aos agentes a oportunidade de contribuir de forma específica para a modelagem de um mecanismo com compartilhamento de benefícios, caso haja uma redução global de custos. A contribuição foi plenamente acatada.

33. Nos próximos tópicos os aspectos conceituais da proposta de aperfeiçoamento regulatório são tratados com mais detalhes.

III.2 Ampliação das ações e estruturas de governança

34. O § 1º do art. 1º trata das ações de gestão e de controle que promovam o uso prudente de seus recursos orçamentários nas despesas de custeio e investimentos. Nesse ponto, houve o acréscimo de um inciso na nova minuta de norma visando melhorar a alocação dos custos em função do uso dos recursos demandados. Nessa esteira, propõe-se que o ONS cobre determinado valor por produto entregue






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aos agentes associados:

“VI - adoção de sistema de cobrança aos agentes em função da entrega de determinados produtos do ONS, como documentos oficiais elaboradas por esse operador, de modo a melhorar alocação dos custos entre os seus associados.”

35. No 2º do art. 1º, o qual aborda a institucionalização de novas estruturas e práticas de administração e controle que promovam a redução dos riscos e otimização dos resultados, foi incluído um inciso para tratar das discussões para aprovação da proposta orçamentária no âmbito da Assembleia-Geral, e mais um inciso para tratar da homologação dos acordos coletivos de trabalho. Em especial, foi estabelecida a necessidade de:

VI - análise, deliberação e aprovação da proposta orçamentária e de sua fundamentação no âmbito da Assembleia-Geral do ONS, para posterior envio para a ANEEL

VIII - necessidade de prévio encaminhamento à ANEEL das pautas, propostas e minutas de Acordos Coletivos de Trabalho a serem firmados diretamente entre a Diretoria do ONS e os representantes dos sindicatos de categorias profissionais atuantes no Operador, para homologação e início da vigência.

36. Por fim, visando tratar em norma das responsabilidades inerentes à condição de membros do Conselho Fiscal e de membros associados do ONS, foram acrescidos os §§ 3º e 4º no art. 1º:

§ 3º Tendo conhecimento de irregularidades envolvendo bens, serviços ou pessoas do ONS, o Conselho de Administração e o Conselho Fiscal devem tempestivamente denunciar os fatos aos órgãos da Administração Pública e à Auditoria Interna, sob pena de responderem, solidária ou subsidiariamente, por tais condutas.

§ 4º Os membros associados do ONS respondem, solidária ou subsidiariamente, pelas obrigações assumidas pelo ONS.

III.3 Orçamento: revenue-cap 37. Anualmente a ANEEL, após a análise dos custos apresentados pelo ONS, aprova o orçamento do operador. O Gráfico 1 indica a evolução desses orçamentos, em milhões de R$. Durante o processo de análise e aprovação do orçamento, grandes discussões são engendradas acerca dos custos: se eficientes ou não. Devido à análise incipiente realizada pela Assembleia-Geral do Operador acerca do seu orçamento, a ANEEL vem aperfeiçoando mecanismos de controle e fiscalização dos seus custos. No entanto, por mais esforços que sejam empreendidos na tentativa de realizar as averiguações orçamentárias, duas problemáticas estão presentes: a ausência de visão de longo prazo, e o curto espaço de tempo para uma discussão mais aprofundada das propostas orçamentárias.






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Gráfico 1 – Evolução do orçamento anual* do ONS (em milhões de R$)

* O orçamento do ONS teve seus valores aprovados em ciclos de janeiro a dezembro, de 2000 a 2007. De 2008 a 2015, os ciclos orçamentários do ONS foram de julho do ano X a junho do ano X+1. Em 2016, o ciclo orçamentário voltou a coincidir com o ano civil. Os valores indicados no gráfico são a composição dos valores anuais sempre de janeiro a dezembro.

38. Visando promover uma visão de longo prazo, estimular estabilidade aos repasses dos custos do ONS para a contribuição associativa e para a TUST, bem como suscitar uma discussão mais aprofundada acerca dos gastos do operador, sugere-se a adaptação do modelo de “revenue-cap” (receita-teto) para ser aplicado ao ONS.

39. A receita-teto já é aplicada no setor de transmissão com resultados relevantes tanto para a garantia de previsibilidade na percepção de receitas (sob o ponto de vista dos acionistas), quanto para a estabilidade de custos repassados aos outros agentes (sob o ponto de vista dos usuários). Amoldar a orçamentação do Operador à lógica de receita-teto fornecerá elementos para uma operacionalização mais eficiente do SIN.

40. A sistemática proposta é a de ciclos orçamentários de cinco anos, a seguir demonstrada:

a) Ano 0

i. Encaminhamento à ANEEL, após discussões e aprovação pela Assembleia-Geral do ONS, dos investimentos e gastos, inclusive com pessoal, para os próximos cinco anos;

ii. Avaliação pela ANEEL considerando as informações prestadas, as fiscalizações realizadas e eventuais glosas de custos ineficientes, podendo ser contratada consultoria ou auditoria independente para tanto; e

iii. Aprovação de um orçamento fixo para o período de cinco anos.

b) Anos 1 a 5

i. Execução do orçamento anual;

ii. Envio de Relatório de Prestação de Contas Anual para análise e






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monitoramento da ANEEL;

iii. Fiscalizações documental e/ou in loco por parte da ANEEL; e

iv. Apenas no Ano 5: Repetição do processo do Ano 0 para o novo ciclo orçamentário.

41. De modo que o orçamento do ONS não sofra perdas inflacionárias, entre os anos 2 a 5, o orçamento será corrigido monetariamente pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA ou por outro que venha a substituí-lo. Essa correção será chamada de “reajuste orçamentário anual”. Passados cinco anos, quando um novo ciclo orçamentário é alcançado, há uma reavaliação completa dos custos do Operador, fixando-se uma nova receita-teto. A “revisão orçamentária periódica” ocorreria no ano do reposicionamento das receitas do ONS.

42. Essa sistemática cria um teto orçamentário durante o ciclo proposto, ao passo que estimula o Operador a ter um planejamento orçamentário de longo prazo, uma vez que será necessário realizar uma análise que reflita os investimentos futuros. Ademais, além dos incentivos para o ONS melhorar a sua gestão orçamentária, tal regulação proporciona também mais previsibilidade quanto aos custos repassados tanto aos consumidores, via TUST, como aos agentes, via contribuição associativa.

43. Caso haja a devida motivação e fundamentação, poderá ser realizada uma revisão orçamentária extraordinária com o objetivo de incorporar novos investimentos essenciais e inadiáveis. Quando os gastos e investimentos previstos ultrapassarem o orçamento-teto fixado pela ANEEL e não for aplicada pela ANEEL a sistemática de uma revisão orçamentária extraordinária, os agentes associados ao ONS devem suportar tais despesas adicionais via contribuições associativas, sendo vedado o repasse tarifário. Isso visa incentivar uma maior participação das empresas nas discussões da Assembleia-Geral e nas ações realizadas pelo Operador.

44. Nesse ponto é relevante destacar o caráter associativo do ONS: embora os agentes associados não façam parte da Diretoria do ONS, eles possuem representação nos Conselhos Administrativo e Fiscal e na Assembleia-Geral com direito a voz e voto, devendo fazer-se ouvir e, se necessário, denunciar eventuais irregularidades para o Regulador e os órgãos de controle da Administração Pública.

45. No caso de não utilização completa do orçamento do ONS, no cálculo da TUST do ano seguinte tais quantias serão revertidas em prol da modicidade tarifária. Em especial, a economia dos recursos orçamentários de um ano para o outro será revertida à modicidade tarifária.

46. Além disso, quando da entrada de novos associados do ONS ao longo do ciclo de revisão orçamentária, o tratamento a ser dado a esse recurso extra (i.e. acima do orçamento-teto) será semelhante ao que atualmente ocorre no processo de cálculo da RAP (onde novos entrantes geram uma arrecadação da RAP maior do que o seu valor aprovado pela ANEEL). Tais recursos extras formarão um crédito a ser capturado por uma parcela de ajuste que, quando do reajuste orçamentário, deverá ser utilizada para reduzir o montante do novo orçamento anual aprovado.

47. Essa minuta de resolução também incorpora o rito para o ONS apresentar à ANEEL (i) a proposta orçamentária para o ciclo seguinte, para análise e aprovação, e (ii) a prestação de contas do orçamento, para análise e acompanhamento. Dessa forma, uma vez que se está atualizando o texto da






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Resolução nº 373, de 29 de dezembro de 1999, a qual trata das regras para a apresentação e aprovação dos orçamentos anuais do ONS, propõe-se a revogação dessa resolução. III.4 Orçamento: Fonte de Recursos 48. Em relação à alteração das fontes de recursos do orçamento do ONS, o que se propõe é a ampliação gradual da parcela de recursos provenientes diretamente dos agentes via contribuições associativas, sem repasse tarifário, em detrimento de uma redução da parcela do orçamento coberto pela TUST, de maneira a aumentar o interesse e a participação dos associados nas políticas de gastos operacionais do ONS.

49. Isto posto, em um primeiro momento cabe estabelecer que o pagamento de contribuição associativa ao ONS é um dos deveres dos agentes com geração despachada de forma centralizada pelo ONS, dos agentes de transmissão, dos agentes importadores e exportadores com ativos de transmissão conectados à rede básica, dos agentes de distribuição integrantes do Sistema Interligado Nacional – SIN, e dos consumidores livres conectados à rede básica. A assertiva de que os agentes não têm qualquer ingerência sobre o ONS e, portanto, não poderiam pagar contribuições associativas é falsa. Ao entrar no mercado de energia elétrica, esses agentes submetem-se às regras setoriais vigentes, sendo uma delas associar-se ao ONS e cumprir com obrigações de pagamento de contribuições associativas. Por fim, conforme inciso I do parágrafo único do art. 34 do Estatuto do ONS, as contribuições dos membros associados são calculadas de maneira proporcional aos seus números de votos.

50. Nesse diapasão, foram aprofundados arranjos regulatórios que seriam afetados pela elevação, no curto e médio prazo, do percentual de custeio do orçamento do ONS via contribuições associativas (que atualmente correspondem a 3% das fontes de recursos do Operador, sendo os restantes 97% custeado pela TUST). No total, seriam 10 tipos de contratos ou regimes regulatórios afetados.

51. Dentro dos segmentos regulados, o setor de distribuição representa 35,7% dos votos da Assembleia-Geral do ONS, e atualmente arcam com cerca da metade do orçamento do operador (pagam 35,7% dos 3% provenientes da contribuição associativa e cerca de metade dos 97% advindos da TUST). Ademais, tanto a contribuição associativa do ONS quanto os valores na TUST apresentam recomposição tarifária nos processos anuais de reajuste. Assim, sem uma alteração nos contratos de concessão em relação à neutralidade dos Encargos Setoriais da Parcela A, com incorporação da contribuição associativa na parcela de despesas operacionais, o incentivo relativo à ampliação da participação das distribuidoras nos processos orçamentários do ONS perde força. Todavia, consta da proposta de regulamentação dos procedimentos tarifários em discussão no âmbito da Audiência Pública 58/20162 a transferência do valor correspondente ao encargo do ONS para o item de despesas operacionais.

52. Dentro do setor de transmissão, o qual atualmente contribui com 28,6% (correspondente ao percentual de votos da Assembleia-Geral do ONS) dos 3% da parcela do orçamento custeado pela contribuição associativa, existem concessões renovadas, licitadas a partir de 2007 e ligações internacionais, cada qual com regras próprias para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do

2 Essa AP 58/2016 trata dos procedimentos e critérios a serem utilizados no Reajuste Tarifário Anual ou na Revisão Tarifária Ordinária das concessionárias de distribuição de energia elétrica que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos do Decreto nº 8.461/15, ou que assinarem o termo aditivo ao contrato de concessão, nos termos do Despacho nº 2.194/2016.






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contrato.

53. Como nem todos os contratos foram formulados na lógica de repasse tarifário adicional por mecanismos de revisão, e considerando que, à época dos leilões, os agentes vencedores devem ter incorporado nos lances os custos previstos sem a expectativa de elevação percentual das contribuições associativas do ONS, seria necessário o aditamento de tais contratos para agregar a possibilidade de recomposição financeira. Sem aditá-los, não se espera implementar a elevação das contribuições associativas do ONS. Como alternativa, sugere-se, como regra, que as ofertas nos novos leilões de transmissão considerem que o pagamento dos custos do ONS deve ocorrer integralmente por meio de contribuição associativa. Dessa feita, conforme as concessões de transmissão atualmente vigentes forem vencendo e novos leilões forem realizados, o percentual total de contribuição associativa dos contratos de transmissão tenderá, no longo prazo, a 28,6% do total do orçamento do ONS.

54. Quanto ao segmento de geração, a regulação da ANEEL via REN n° 559, de 27 de junho de 2013, criou a figura da “estabilização da TUST”. Esse mecanismo consiste em estabelecer uma TUST fixa durante a vigência da outorga para empreendimentos participantes de leilão de energia nova, sendo que, caso a central geradora não saia vencedora ou não participe de leilão de energia nova, a TUST é fixa por 10 ciclos tarifários. Ela foi motivada por pleito dos agentes de geração que almejavam uma estabilidade maior nos custos de Transmissão, de modo que todas as concessões de geração apresentam TUST estabilizadas.

55. Dessa forma, as TUSTs somente poderiam ser alteradas (i.e. reduzida em função da equivalente elevação das contribuições associativas) com as “desestabilizações” de TUST. Sendo assim, conforme forem ocorrendo as desestabilizações, pode-se elevar as contribuições associativas dos agentes de geração. Excluem-se desse rol tanto as usinas cotistas da Lei n° 12.783, de 11 de janeiro de 2013, que, por terem tarifas reguladas, necessitariam de repasses tarifários anuais inclusive para as contribuições associativas. Além disso, tal como no segmento de transmissão, nos novos leilões os agentes deveriam incorporar em suas ofertas o pagamento de parcela de custos do ONS 100% via contribuições associativas.

56. Para se ter uma melhor dimensão da proporção de custos cobertos via contribuições associativas ao ONS, foi construído o Gráfico 2 apresentado a abaixo. A estimativa de crescimento foi realizada em termos de evolução de quilômetros de rede para a transmissão (o qual foi considerado parâmetro proxy para o faturamento das empresas) e de evolução de capacidade instalada da geração, ambos baseados em Planos Decenais de Expansão da Empresa de Pesquisa Energética – EPE.






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Gráfico 2 – Evolução estimada das contribuições associativas sobre o orçamento total do ONS

57. Em resumo, o gráfico acima considera:

a) Distribuição: Manutenção das condições atuais de repasse tarifário3;

b) Transmissão: Manutenção das condições atuais e, para os novos leilões, custeio do ONS integralmente por meio das contribuições associativas; e

c) Geração: Manutenção das condições atuais de repasse tarifário para as usinas no regime de cotas e, tanto para os novos leilões como quando da desestabilização da TUST, custeio do ONS integralmente por meio das contribuições associativas.

58. Assim, no final do período de análise todas as transmissoras e geradoras (exceto aquelas do regime de cotas) realizarão pagamento dos custos relativos ao ONS 100% via contribuições associativas. Nesse cenário cerca de 64% do orçamento do Operador seria custeado por meio de contribuição associativa (frente os 3% atuais), e o restante seria mantido por repasses tarifários das distribuidoras e das geradoras no regime de cotas. III.5 Regulação por incentivos via PO

59. O Programa de Performance Organizacional - PO é o mecanismo criado pelo próprio ONS para recompensar seus funcionários em função do alcance de resultados previamente fixados. Atualmente essa recompensa é uma bonificação de até 2 remunerações. Por meio da Resolução Autorizativa nº 5.643, de 16 de fevereiro de 2016, foi aprovado pela ANEEL, no âmbito do processo orçamentário de 2016, uma PO associada à execução de 15 ações estratégicas, sem extensão dos pagamentos aos Diretores do ONS.

60. Dando continuidade às análises relativas às metas da PO iniciadas no final de 2015, as superintendências envolvidas da ANEEL, juntamente com a Diretoria Colegiada, ao longo de 2016 aprofundaram as discussões relativas às metas capazes de garantir que a atuação do ONS trará benefícios adicionais ao setor elétrico e à sociedade. O resultado desse trabalho é um redesenho desse

3 Portanto, ainda sem incorporar os aprimoramentos em discussão na AP 58/2016.






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programa de PO, com inclusão de metas predefinidas pela ANEEL, a serem incorporadas no anexo da minuta de resolução, e com a manutenção das propostas anuais de metas por parte do ONS.

61. Entende-se que se a devida circunscrição for realizada, a PO poderá contribuir para melhorar a operação do sistema e aumentar a eficácia e eficiência das ações do ONS. Dessa forma, as metas estipuladas pela ANEEL visam servir de instrumentos aderentes a uma regulação por incentivo, em especial para desestimular condutas impróprias e incentivar comportamentos adequados. Adicionalmente, as metas a serem propostas anualmente pelo próprio ONS para aprovação da ANEEL teriam, em complemento às metas fixas estabelecidas pela Agência, um caráter de consecução de projetos estratégicos, com períodos pré-estabelecidos para seu início e conclusão. Por fim, o peso das metas fixas equivaleria a 80%, sendo que as metas anualmente propostas pelo ONS teriam um peso de 20%.

62. Há que se registrar que a PO não tem caráter de habitualidade e, por conseguinte, é vedada a sua incorporação aos salários. Isso porque, do contrário, haveria a descaracterização de seu caráter de bonificação. Compreende-se também, como mecanismo de aperfeiçoamento dos sistemas de controle, de modo a propiciar a devida análise dessa bonificação, a inclusão na proposta orçamentária das informações relativas a salários e vantagens pecuniárias de todos os funcionários e diretores do ONS por código de matrícula.

63. Ao realizar uma análise transversal dos desafios enfrentados pelo ONS, foi possível depreender que diversas questões poderiam ser endereçadas como passíveis de metas da PO. A seguir apresenta-se a estruturação de metas e os seus respectivos benefícios para a sociedade, agrupadas conforme o foco de atuação.

a) Foco na operação do SIN e no sinal do Custo Marginal de Operação – CMO:

Meta 1: Melhoria na previsão dos dados de entrada dos modelos computacionais utilizados na Programação Mensal da Operação

Benefícios esperados: CMOs e despachos mais adequados à realidade física do sistema; adequação dos custos de Encargo de Serviço de Sistema - ESS à realizada física do sistema; e maior segurança e estabilidade na formação do preço de curto prazo.

Meta 2: Maior alinhamento entre o Preço de Liquidação das Diferenças – PLDs e a operação do SIN

Benefícios esperados: CMOs e despachos mais adequados à realidade física do sistema; adequação dos custos de ESS à realizada física do sistema; e maior segurança e estabilidade na formação do preço de curto prazo.

Meta 3: Melhoria da operação em tempo real

Benefícios esperados: redução dos despachos de UTEs por restrições operativas para modulação de carga; redução do ESS; melhoria da gestão de reserva de potência; e redução do risco de corte de carga.

Meta 4: Melhoria no planejamento da operação e na operação da rede

Benefícios esperados: melhoria do planejamento elétrico-energético; melhoria do planejamento energético; CMO e despachos mais adequados à






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realidade física do sistema; incentivo para o ONS atuar na melhoria dos modelos computacionais com vistas à garantia do suprimento; redução da diferença de preços entre submercados; redução do ESS; redução do PLD; e aumento da segurança energética.

b) Foco nos processos internos do ONS:

Meta 5: Melhoria no compliance e no enforcement

Benefícios esperados: maior estímulo para o ONS realizar as melhorias apontadas pela ANEEL; e atendimento à demanda eletroenergética com segurança e confiabilidade a custos módicos.

Meta 6: Melhoria na gestão dos recursos orçamentários

Benefícios esperados: maior estímulo para o ONS realizar as ações estratégicas propostas pelo próprio operador; e aumento do benefício percebido pela sociedade diante dos custos por ela dispendidos.

c) Foco nas relações entre o ONS e os agentes:

Meta 7: Melhoria na gestão de intervenções

Benefícios esperados: aumento da previsibilidade, para os agentes de geração e transmissão, em relação às paradas para manutenção de equipamentos.

Meta 8: Melhoria na gestão das recomendações do Sistema de Gestão de Recomendações – SGR

Benefícios esperados: aumento da garantia de cumprimento das recomendações do ONS por parte dos agentes.

Meta 9: Garantia da emissão de documento e prestação de informações no prazo adequado

Benefícios esperados: previsibilidade dos prazos em processos com etapas de emissão de documentos e prestação de informação pelo ONS.

64. Existem outras questões as quais poderiam ser enfrentadas com o mecanismo da PO, contudo existem alguns aspectos essenciais para sua caracterização. A primeira é a quantificação. Metas de PO devem ser MRV4 (mensuráveis, reportáveis e verificáveis). Assim, metas puramente qualitativas sem uma quantificação possível não tem como serem utilizadas como métricas da bonificação. A segunda é que atividades-padrão não podem ser utilizadas como instrução de bonificação, pois isso é parte de sua remuneração salarial: um esforço adicional ao considerado como atividade normal faz-se mister para percepção desse estímulo monetário.

65. À luz do exposto, apresentam-se abaixo os indicadores escolhidos para quantificar essas metas. Ademais, no Anexo I consta uma tabela resumo com foco em que se insere a meta, o aperfeiçoamento requerido, os indicadores propostos, os benefícios esperados para a sociedade, bem

4 Essa concepção é clássica na arena negocial das conferências de mudanças climáticas como fator essencial para transparência e controle quanto ao cumprimento de metas.






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como a superintendência da ANEEL responsável pelo acompanhamento e gestão do indicador.

Meta 1: Melhoria na previsão dos dados de entrada dos modelos computacionais utilizados no Programa Mensal da Operação (PMO)

Indicador 1 - Energia Natural Afluente – ENA

66. Para a otimização do SIN é essencial que os dados de entrada nos modelos computacionais guardem a melhor relação possível com a realidade. Consoante aos regramentos dos Procedimentos de Rede (mormente os Submódulos 9.2, 9.5, 9.6 e 23.5), é de responsabilidade do ONS trabalhar os dados hidrológicos. O Operador deve definir metodologias para análise de consistência de dados hidráulicos e consolidar as informações. Embora a ENA seja uma variável estocástica, dependente de eventos probabilísticos, é imprescindível que previsões satisfatórias sejam produzidas pelo ONS. Dessa forma, contribui-se para otimização dos despachos do SIN, com a devida redução dos custos de geração e manutenção dos níveis de segurança elétrica e energética em patamares adequados.

67. O Gráfico 3 apresenta o erro observado entre os valores previstos de ENA para o SIN nos Programas Mensais de Operação – PMO (revisão 0) calculados pelo ONS, e os valores realizados ao final de cada mês. A série de dados comportou os anos 2013, 2014 e 2015. Erros negativos são entendidos como estimativas menores de Energia Natural Afluente do que o realizado.

Gráfico 3 – Erro ENA (diferença percentual entre valores previstos e valores realizados) em MWmed

Indicador 2 - Carga do SIN

68. Da mesma forma que a previsão da ENA, a previsão de carga tem impacto direto na atribuição de custos de geração e na segurança do sistema. Os Procedimentos de Rede também atribuem ao ONS a responsabilidade de consolidar as previsões de carga global de energia e demanda do SIN (Submódulo 5.6), promovendo a consistência dos dados encaminhados pelos agentes e emitindo relatório de conformidade de dados, explicitando se o agente atende ou não aos padrões e prazos estabelecidos. Malgrado seja um dado estocástico, ele possui menor magnitude do que as variáveis hidrológicas, podendo-se obter um menor desvio.






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69. Tal como feito na seção anterior, o Gráfico 4 apresenta os erros de carga do SIN entre a previsão feita pelo ONS nas PMO (sem revisões) e o realizado mensalmente. Erros positivos indicam que a previsão de carga foi maior do que a realizada.

Gráfico 4 – Erro Carga (diferença percentual entre valores previstos e valores realizados) em MWmed

Meta 2: Alinhamento entre o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e a operação do SIN

Indicador 3 - Republicação de PLD

70. Conforme a Nota Técnica nº 28/2013-SRG-SEM/ANEEL, de 11 de abril de 2013, no período de 2008 a 2011 foram identificados 15 casos de erros cuja consequência foi o recálculo do CMO/PLD. Desses 15 casos, 10 referem-se a erros na inserção de dados dos modelos de formação de preço de curto prazo, 2 por problemas no código-fonte desses modelos, 1 por representação inadequada de algum componente do sistema nesses modelos, e 2 estão relacionados a modificações impostas por atos normativos.

71. Em resposta à necessidade de se estabelecer em regulamento as situações em que são obrigadas as republicações do PLD, e em que casos e prazos essas poderiam ser requeridas, a Diretoria da ANEEL aprovou a Resolução Normativa nº 568, de 23 de julho de 2013. O artigo 2º da Resolução Normativa nº 568/2013 define as condições necessárias para a republicação do PLD:

“Art.2º A republicação do valor do PLD pela CCEE deverá ser efetuado na hipótese de ocorrer a identificação dos seguintes erros:

I – na inserção de dados;

II – no código fonte em qualquer programa da cadeia de modelos; ou

III – na representação de qualquer componente do sistema.

§ 1º A identificação de qualquer erro de que trata o caput deverá ser informada






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diretamente à ANEEL.

§ 2º A republicação do PLD será autorizada por meio de Despacho da ANEEL publicado no Diário Oficial da União.

§ 3º A republicação do PLD ocorrerá apenas nos casos em que a diferença, em módulo, entre o PLD recalculado e o seu valor original for superior a 10% (dez por certo) do valor do PLD mínimo vigente.

72. Considerando que, caso o PLD já tenha sido utilizado pelos agentes para suas próprias decisões comerciais e para a liquidação do Mercado de Curto Prazo, a sua republicação pode ocasionar impactos relevantes. Por esse motivo, faz-se necessária a melhoria tanto da previsibilidade dos preços como da estabilidade regulatória.

73. O que se quer incentivar com a incorporação do Indicador 3 no rol de metas da PO é a atuação preventiva do ONS. Sendo assim, além da apuração dos erros, o ONS, que tem uma atuação central nesse processo, deve atuar cada vez mais para que tais erros não ocorram. E a frequência de republicações do PLD somente diminuirá quando as atividades de prevenção e de avaliação do ONS aumentarem. Em uma perspectiva mais ampla, isso implica a melhoria da qualidade das atividades e dos processos do ONS, desde o planejamento das suas ações, até o treinamento do pessoal, correções de rotinas internas, modernização de sistemas e aprimoramentos nos algoritmos utilizados principalmente nos modelos NEWAVE e DECOMP.

Meta 3: Melhoria da operação em tempo real

Indicador 4 - Geração das usinas eólicas

74. Conforme o Submódulo 8.1, o qual trata da programação diária da operação eletroenergética, o ONS deve validar, sob o enfoque elétrico e energético, os programas de geração e intercâmbio definidos, detectando possíveis violações de condições de contorno para a operação elétrica do SIN. A adequada aferição diária da produção energética das usinas, bem como o aperfeiçoamento das previsões de geração é, portanto, uma atividade relevante.

75. A geração eólica tem se tornado cada vez mais representativa na matriz elétrica brasileira. De natureza intermitente, essa fonte tem afetando a lógica de operação do sistema elétrico, o que demanda aprimoramentos por parte do operador. Nesse contexto, um desafio atualmente enfrentado pelo ONS diz respeito ao atendimento da carga do Nordeste, considerando a grande escassez hídrica da região e flutuação da geração eólica ao longo do dia. A conjunção desses fatores tem demandado o operador a manter o intercâmbio para a região Nordeste em nível elevado, e a despachar térmicas para atender a variação da carga ao longo do dia.

76. Por conseguinte, são necessárias melhorias na qualidade da previsão tanto da geração eólica como da carga diária de cada submercado, ambas para apoio da operação em tempo real. Isto posto, associar um indicador de aperfeiçoamento preditivo da geração de energia eólica às metas de PO do Operador poderá garantir maior fiabilidade e otimização eletroenergética ao SIN.






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Indicador 5 – Carga de demanda diária

77. Enquanto o Indicador 2 trata da previsão de carga com foco no Programa Mensal da Operação Energética - PMO, o Indicador 5 aborda a previsão de carga para a programação diária da operação eletroenergética e para a programação de intervenções em instalações da rede de operação (Submódulo 5.4).

78. O envolvimento do ONS nesse processo (Indicador 5) é similar ao anterior (Indicador 4). O operador deve: gerenciar o recebimento dos dados de carga, provenientes dos agentes e do próprio ONS; interagir com o agente, sempre que necessário, para solicitar esclarecimentos ou revisão dos dados analisados, visando a correções imediatas; elaborar as previsões de curvas de carga para a programação diária eletroenergética; bem como emitir relatório de conformidade de dados, explicitando se o agente atende ou não aos padrões e prazos estabelecidos.

Meta 4: Melhoria no Planejamento da operação e na operação da rede

Indicador 6 - ESS por Restrição Operativa

79. Os Encargos de Serviços do Sistema – ESS correspondem aos valores monetários destinados à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN. Compreendem os custos decorrentes da geração despachada fora da ordem de mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado, a reserva de potência operativa disponibilizada pelos geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma, a reserva de capacidade disponibilizada pelos geradores, a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas.

80. Os custos de restrições de operação correspondem ao ressarcimento para as unidades geradoras cuja produção tenha sido afetada por restrições de operação dentro de um submercado. Os custos totais decorrentes dessas restrições são determinados pela soma dos pagamentos às usinas em modo constrained-on e constrained-off.

81. Embora essas restrições possam ocorrer por fatores de força maior, quão melhor forem os modelos de otimização e os estudos de planejamento de operação do ONS, menores as expectativas de despacho por razão de restrição operativa. Desse modo, atrelar um indicador financeiro às metas de PO do Operador induz uma redução contínua do ESS, o que gera benefícios palpáveis aos agentes conectados ao SIN. Indicador 7 - ESS por Segurança Energética

82. A geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE foi prevista na Resolução do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE n° 8, de 20 de dezembro de 2007. A referida Resolução foi quase integralmente






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substituída pela Resolução CNPE n° 35, de 6 de março de 2013, incluindo o comando que permite o despacho adicional ao indicado nos modelos computacionais. É relevante transcrever o disposto na Resolução n° 3/2013 do CNPE:

“Art. 2º Por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE, extraordinariamente e com o objetivo de garantir o suprimento energético, o ONS poderá, adicionalmente ao indicado pelos programas computacionais, despachar recursos energéticos ou mudar o sentido do intercâmbio entre submercados.

§ 1º A decisão do CMSE deverá ser respaldada em estudo do ONS, consolidado em Nota Técnica específica.”

83. De maneira análoga ao ESS por restrição operativa, o ESS por razão energética guarda relação direta com a identificação do que o ONS considera como despacho otimizado no SIN. O Gráfico 5 apresenta os valores relativos a ESS por despacho fora da ordem de mérito de custo desde janeiro de 2009 (somatório de recebimentos de todos os submercados).

84. Com isso, denota-se a relevância para os consumidores de que os modelos computacionais e o planejamento operativo do sistema sejam os mais acurados possíveis, sobretudo, porque os despachos fora da ordem de mérito têm alcançado cifras bilionárias.

Gráfico 5 – ESS despachos por razões de segurança energética no SIN (em milhões de R$)

Fonte: Informações de Mercado - Recebimento de Encargos de Serviços de Sistema – Dados solicitados à CCEE (encaminhados em 30/09/2016).

Indicador 8 - Vertimento Turbinável

85. Em consonância ao Submódulo 7.3, cabe ao ONS emitir metas e diretrizes eletroenergéticas, de forma a assegurar a otimização dos recursos de geração disponíveis. Os principais

5 A Resolução CNPE 03/2013 determinou a implementação de metodologia para internalização de mecanismos de aversão a risco nos programas computacionais, que substituíram as Curvas de Aversão ao Risco – CARs introduzidas pela Resolução nº 109/2002.






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desafios à operação de sistemas hidrotérmicos são as incertezas relacionadas à variabilidade natural do fenômeno hidrológico e o limite físico da capacidade de armazenamento dos reservatórios.

86. Quando o operador decide preservar os níveis dos reservatórios por meio do despacho de geração termelétrica (mais cara), caso no estágio futuro ocorra um aumento significativo das afluências e os reservatórios estejam cheios, o resultado dessa operação acarretará vertimentos. No caso de não haver demanda suficiente ou capacidade de transmissão para outro subsistema, e ainda houver capacidade de geração hidráulica disponível, essa energia vertida é conhecida como vertimento turbinável. A consequência é o desperdício de uso do recurso energético mais barato e renovável.

87. Dessa maneira, em que pesem as incertezas relacionadas ao processo de planejamento e programação da operação, cabe ao Operador buscar otimizar a utilização dos recursos eletroenergéticos, o que inclui buscar melhorar as previsões de afluências, os estudos para controle de cheias, avaliar as capacidades de intercâmbio para transmissão de excedentes energéticos a outras regiões, buscar a melhor representação dos dados nos modelos de otimização, de forma a evitar vertimentos turbináveis indesejados

Meta 5: Melhoria do compliance e do enforcement

Indicador 9 - Planos de Melhoria

88. A fiscalização da conformidade regulatória no ONS está entre as atribuições da ANEEL. Os objetivos fundamentais das fiscalizações realizadas pela Agência são promover a educação dos agentes do setor de energia elétrica e garantir a prestação dos serviços adequados, pressupondo-se uma atuação de natureza preventiva, de forma a garantir o cumprimento da regulamentação, legislação vigente e contrato de concessão. Nesse contexto, as ações preventivas de fiscalização poderão resultar em Planos de Melhorias pactuados entre o ONS e ANEEL com o intuito de melhorar procedimentos e garantir a conformidade regulatória nos processos de responsabilidade do Operador. 89. O Plano de Melhoria será um instrumento que visa dar tratamento a situações inadequadas que forem identificadas durante um processo de fiscalização, sejam nas etapas de monitoramento, ação à distância ou ação presencial. O Plano contemplará o conjunto de ações a serem postas em prática pelo operador em prazos pré-definidos, de forma a aprimorar sua performance quanto ao cumprimento de suas obrigações, garantindo o atendimento de padrões de qualidade, quantidade, custo, prazo e segurança compatíveis com a finalidade e categoria do serviço oferecido

Meta 6: Melhoria na gestão dos recursos orçamentários

Indicador 10 - Planos de Ação

90. O Plano de Ação é elaborado pelo ONS para atender as orientações estratégicas de sua Diretoria e está integrado com o seu orçamento anual, aprovado pela ANEEL. O Plano de Ação 2016/2020 está estimado em R$ 50,8 milhões, sendo R$ 34,6 milhões previstos para 2016, o que representa 5,7% do Orçamento deste ano. Dentre os projetos atualmente em execução destaca-se: Projeto 5.20 -Desenvolvimento do Sistema de Gestão da Programação Diária Eletroenergética do SIN, Projeto 5.21 -






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Desenvolvimento do Montador DECOMP, e Projeto - Projeto Sistema de Acompanhamento da Manutenção – SAM.

91. Esse indicador visa sistematizar o acompanhamento do cronograma previsto em relação ao realizado, para cada projeto do Plano de Ação. Em especial, espera-se ampliar o estímulo para que o ONS cumpra os prazos e entregue os produtos previamente acordados com a ANEEL.

Meta 7: Melhoria na gestão de intervenções

Indicador 11 - ICO (Intervenções Canceladas pelo ONS) e Indicador 12 - INA (Intervenções não Aprovadas pelo ONS)

92. Com a finalidade de garantir a integridade dos equipamentos e o bom funcionamento do SIN cabe ao ONS controlar, aprovar e autorizar as intervenções na rede de operação, minimizando riscos para o sistema e para as instalações. A gestão de intervenções nas instalações da rede de operação está prevista no Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede, que estabelece os procedimentos para a programação de intervenções. Este Submódulo apresenta também os critérios para aprovação, priorização e cancelamento das intervenções.

93. A aprovação de intervenções e sua execução são importantes para a manutenção adequada das instalações de geração e transmissão. Por outro lado, a disponibilidade dos equipamentos tem papel fundamental na operação do sistema. Assim, deve haver um equilíbrio entre a maximização da disponibilidade das instalações e garantia da execução das intervenções necessárias para mantê-las em condições adequadas de funcionamento durante sua vida útil.

94. Dessa forma, os indicadores 11 e 12 buscam acompanhar, respectivamente, os percentuais de cancelamentos de intervenções e de intervenções não aprovadas pelo ONS, segundo indicadores estabelecidos no Submódulo 25.10 dos Procedimentos de Rede.

95. Os cancelamentos de intervenções pelo ONS impactam os planos de manutenções dos agentes de geração e transmissão e o planejamento da execução das intervenções programadas. Além disso, levando em consideração a necessidade de se garantir condições operativas adequadas para o sistema, é de se esperar que algumas intervenções solicitadas pelos agentes não sejam aprovadas pelo ONS. Dessa forma, tanto o percentual de intervenções aprovadas e, posteriormente, canceladas pelo ONS, como o percentual de intervenções não aprovadas pelo ONS se apresentam como indicadores relevantes a serem acompanhados.

Meta 8: Melhoria na gestão das recomendações do SGR (Sistema de Gestão de Recomendações)

Indicador 13 - Reprogramações no SGR e Indicador 14 - Cancelamentos no SGR

96. As recomendações emitidas pelo ONS resultam de análises e estudos da operação do sistema elétrico, como as análises de ocorrências e perturbações no sistema. O cumprimento tempestivo das recomendações pelos agentes de geração e transmissão é importante para a correta operação do SIN. Deste modo, uma gestão adequada das recomendações deve minimizar as reprogramações e os






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cancelamentos das recomendações emitidas pelo ONS. Nesse sentido, os indicadores 13 e 14 buscam monitorar as reprogramações e os cancelamentos de recomendações, segundo indicadores estabelecidos no Submódulo 25.11 dos Procedimentos de Rede.

97. As reprogramações de recomendações retardam a solução dos problemas e a correção de falhas apontadas nas análises e estudos realizados pelo ONS, ao passo que o cancelamento de uma recomendação indica que houve falha na análise ou estudo que apontou sua necessidade ou que alguma ação importante deixará de ser realizada.

Meta 9: Garantia da emissão de documento e prestação de informações no prazo adequado

Indicador 15 - Declaração de Inexistência de Relacionamento com o ONS – DIR, Indicador 16 - DAPR (Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de Rede) - Início da Operação em Teste, Indicador 17 - DAPR - Início da Operação Integrada ao SIN, em caráter provisório, Indicador 18 - DAPR - Início da Operação Integrada ao SIN, Indicador 19 - Termos de Liberação para equipamento de transmissão - TL

98. O ONS tem a obrigação de fornecer uma série de documentos cuja emissão impacta diretamente no início do fluxo de receitas de empreendimentos. Na atividade de geração, os agentes que estão concluindo as obras de determinada máquina e entrado na fase sua de operação devem receber do ONS, dependendo do tipo de usina e de determinadas circunstâncias, um dos seguintes documentos: Declaração de Inexistência de Relacionamento com o ONS – DIR; DAPR (Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de Rede) - Início da Operação em Teste; DAPR - Início da Operação Integrada ao SIN, em caráter provisório; ou - DAPR - Início da Operação Integrada ao SIN.

99. Tais documentos são resultado da análise do operador com o objetivo de garantir que a unidade geradora, ao iniciar sua operação, não provoque distúrbios no sistema elétrico. Esses documentos são exigidos pela ANEEL para autorizar do início da operação em teste ou início da operação comercial da unidade geradora, conforme Resolução Normativa nº 583, de 22 de outubro de 2013. E na data estabelecida nessas autorizações os agentes estão aptos a comercializar energia na CCEE.

100. Da forma análoga, os equipamentos de transmissão estão aptos a operar comercialmente quando, após a execução de todos os procedimentos de comissionamento das instalações, o ONS emite o Termo de Liberação (TL). Isto posto, esses indicadores visam garantir que o início da disponibilização das instalações de geração e transmissão ocorra dentro do prazo estabelecido na legislação vigente.

Indicador 20 - RAP (Relatórios de Análise de Perturbações)

101. É responsabilidade do ONS a coordenação da análise das perturbações que acometem o sistema Interligado Nacional, nos termos do Submódulo 22.3, com a devida participação dos agentes de operação envolvidos. Os estudos, informações e análises para identificação das causas das grandes perturbações e das ações e recomendações necessárias para evitar novas ocorrências compõem parte do conteúdo dos Relatórios de Análise de Perturbações – RAP, a ser emitido pelo operador. 102. A tempestividade na emissão desses relatórios tem o objetivo de prestar contas à






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sociedade e de definir com brevidade as medidas necessárias para evitar novas perturbações, conferindo presteza e transparência às ações dos agentes setoriais envolvidos. O Submódulo 22.3, em seu item 7.2, define que os RAPs devem ser emitidos até 15 dias úteis após a realização da reunião de análise, entre o ONS e os agentes de operação envolvidos na perturbação.

III.5.1 Benchmarking internacional

103. Observa-se que vários dos indicadores descritos acima também se encontram entre métricas implementadas pela FERC – Federal Energy Regulatory Commission6 para mensurar o desempenho dos ISO – Independent System Operators e dos RTOs – Regional Transmission Organizations. Em atendimento à recomendação de senadores e da GAO – Government Accountability Office7, a FERC definiu 30 indicadores8 para avaliar do desempenho de seis ISO e RTO (ISO-NE, NYISO, PJM, MISO, SPP e CAISO), e cinco empresas atuantes em áreas fora do mercado dos ISO e RTO (APS, PacifiCorp, LG&E/KU, Southern e Duke).

104. Dentre esse conjunto de indicadores, aqueles que têm semelhanças com a proposta em discussão nessa 3ª fase da AP seguem abaixo:

Precisão na previsão da carga e da geração eólica (Load and Wind Forecast Accuracy): A métrica relativa à previsão de carga mede o desvio entre a demanda máxima real e a demanda máxima prevista para o dia seguinte, e a métrica referente à previsão da geração mede a disponibilidade real comparada com a disponibilidade prevista para o dia seguinte.

o Essas métricas da FERC são análogas ao Indicador 4 (Geração das usinas eólicas) e Indicador 5 (Demanda ativa global instantânea), além de também serem comparáveis ao Indicador 1 (Energia Natural Afluente – ENA) e Indicador 2 (Carga do SIN).

Planejamento da confiabilidade no longo-prazo (Long-Term Reliability Planning): O conjunto das métricas medem (i) o número de instalações de transmissão aprovadas para construção por motivos de confiabilidade, o percentual de projetos concluídos, e o percentual dos projetos concluídos dentro do cronograma, (ii) o tempo de processamento das solicitações de interligação dos geradores, e (iii) a comparação entre a reserva de capacidade observada e a planejada9.

o Essas métricas estão alinhadas aos Indicadores 15 a 19 (Entrega no prazo dos documentos DIR, DAPR-Op. Teste, DAPR-Op. Comercial Provisória, DAPR-Op. Comercial, e Termo de Liberação), bem como ao Indicador 8 (Vertimento

6 Agência que regula a transmissão e o mercado atacadista interestadual de energia elétrica nos Estados Unidos.

7 Agência independente, também conhecida como “Congressional Watchdog”, que trabalha para o Congresso investigando como o governo federal gasta o dinheiro do contribuinte.

8 Conforme relatórios “Common Metrics for RTO/ISOs and Individual Utilities” dos anos de 2014 e 2016, disponível em: http://www.ferc.gov/industries/electric/indus-act/rto/rto-iso-performance.asp

9 Reservas de capacidade reais além dos níveis previstos representam uma baixa probabilidade de perda de carga devido ao fornecimento inadequado.






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turbinável).

Conformidade com as normas de confiabilidade da NERC (NERC Reliability Standards Compliance): Esta métrica fornece uma visão geral em relação à violação das normas do NERC - North American Electric Reliability Corporation referente aos padrões de confiabilidade.

o Essa medida está em consonância com o Indicador 9 (Planos de Melhoria), já que esse mede o grau de resposta do ONS aos planos de melhorias de conformidade regulatória provenientes das atividades de fiscalização da ANEEL.

Coordenação na interrupção da transmissão (Transmission Outage Coordination): Essas métricas incluem uma medida de aviso prévio de interrupções planejadas e uma medida de cancelamentos de interrupções devido a fatores como interrupções planejadas conflitantes ou interrupções forçadas que poderiam causar problemas de confiabilidade e custos de congestionamento adicionais.

o Essa métrica é semelhante ao Indicador 11 (Intervenções Canceladas pelo ONS - ICO), Indicador 12 (Intervenções não Aprovadas pelo ONS - INA), Indicador 13 (Reprogramações no SGR) e Indicador 14 (Cancelamentos no SGR).

Sistema Lambda (System Lambda): Essa métrica mede o custo incremental de energia derivada da função de despacho econômico realizada pelos centros de controle.

o Essa medida apresenta certa similaridade ao Indicador 6 (ESS devido ao despacho por restrições operativas) e Indicador 7 (ESS devido ao despacho por razão energética), uma vez que esses capturam o custo do despacho do ONS alocado ao encargo do servido de sistema.

Custos Administrativos (Administrative Cost): Essa métrica mede a habilidade dos operadores de gerenciar a taxa de crescimento dos seus custos administrativos pari passu com a taxa de crescimento da carga do sistema.

o Métrica com grande semelhança ao Indicador 10 (Planos de Ação), na medida em que esse relaciona a execução física e financeira dos projetos do plano de ação do ONS.

105. Além dos Estados Unidos, a Nova Zelândia também implementou um programa de acompanhamento das atividades do seu operador de sistema elétrico (Transpower). Nesse caso, optou-se pela adoção de uma autodeclaração anual entregue ao regulador e disponibilizado à sociedade no formato de um relatório10, por meio do qual o operador avalia o seu desempenho em relação a determinados Objetivos Principais de Desempenho (em inglês, PPOs – Principal Performance Objectives). Esse relatório inclui informações sobre segurança da operação do sistema, serviços ancilares, segurança do suprimento, comissionamento de usinas, propostas de mudança nas regras e alterações nos códigos, compliance, bem como sobre o Plano Estratégico e de Negócio, pessoas e recursos do próprio operador. Esse Plano Estratégico considera um horizonte de cinco anos, enquanto o Plano de Negócios estabelece as estratégias chaves para ano seguinte.

10 Relatório System operator self anual review, disponível em: https://www.ea.govt.nz/operations/market-operation-service-providers/system-operator/annual-system-operator-reviews-and-assessments/






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106. Isto posto, observa-se uma tendência por parte de alguns reguladores de acompanhar as atividades dos seus operadores de sistemas de maneira mais objetiva e responsiva. Alinhada a essa direção, a proposta em curso utiliza um sistema de métricas em conjunto com o pagamento de bonificações para compor os instrumentos de uma regulação por incentivo. Essa regulação por incentivos, além de prover feedbacks quantitativos acerca do desempenho do operador, tem o potencial para, de maneira mais eficaz e eficiente, incentivar condutas adequadas e desincentivar comportamentos inadequados.

III.6 Alternativas para pagamento de multas

107. Dentro da ótica de instrumentos de controle estatal sobre os agentes regulados, foram desenvolvidas diversas técnicas para induzir ou reforçar o comportamento dos atores de modo a enquadrarem-se dentro do padrão entendido como mais adequado. Com o passar dos anos, a academia e instituições de controle interno, controle externo e agências reguladoras desenvolveram conceitos para racionalizar as melhores estratégias para cada tipo de agente. Externar-se-á o conceito de pirâmide de compliance (ou pirâmide de enforcement), a qual será útil para demonstrar como o ONS pode ter mais incentivos a manter sua conduta nas melhores práticas de gestão. Inicialmente, para facilitar o entendimento, compreende-se que compliance significa “adesão ou obediência às regras estabelecidas” e enforcement significa “as estratégias para garantir que as regras sejam obedecidas”.

108. A ferramenta de pirâmide de compliance11 se encontra dentro da teoria de diferenciação regulatória dos riscos e da regulação responsiva, a qual concerne na identificação dos tipos de comportamento possíveis dos atores envolvidos e tratamento diferenciado para cada tipo de comportamento. Segundo a teoria, agentes com comportamento pernicioso, que descumprem as normas formuladas, devem ter tratamento distinto, sobretudo mais severo, do que agentes acomodados ao regramento vigente em uma “escalada da regulação” em termos sancionatórios. No estudo em questão, trabalhar-se-á com quatro tipos de atores, posto que o número de tipos de atores varia na literatura. A Figura 1 apresenta um esquemático representativo da pirâmide.

109. Os atores da base da pirâmide são os “Bem-Intencionados”, aqueles que desejam cumprir as regras. Para essa primeira camada, a regulação deve privilegiar o seu cumprimento espontâneo, por meio de diálogo, simplificando procedimentos e esclarecendo dúvidas. Alguns autores entendem que sanções premiais podem ser aplicadas como meio de persuasão aos agentes, reforçando que eles devem continuar sendo “Bem-Intencionados”12. O segundo nível trata dos atores “Esforçados”, os quais tentam cumprir as regras, mas nem sempre conseguem. Para esses atores os instrumentos de persuasão são mantidos, mas incorporam-se reprimendas, isto é, sinalizações de que seu comportamento pode ser aperfeiçoado, devendo-se esforçar mais para cumprir os regramentos impostos.

110. O terceiro nível é o de atores “Reativos”, que não querem seguir as regras. Para eles, o

11 Para maior detalhamento de mecanismos de Regulação Responsiva sugere-se a leitura de Ayres I, Braithwaite J (1992) Responsive Regulation: Transcending the Deregulation Debate, Oxford University Press, New York, e Braithwaite J (2011) The Essence of Responsive Regulation. University of Britsh Columbia Law Review 44, 475-520.

12 Bemelmans-Videc M.L., Rist R.C., Vedung E.O. Carrots, Sticks, and Sermons: Policy Instruments and Their Evaluation (Comparative Policy Analysis Series). 2011.






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regulador deve impor sanções, mesmo que leves, para desincentivar os comportamentos inadequados. Havendo penalizações esse tipo de ator altera sua conduta. Finalmente, o quarto nível dos atores “Exploradores”, aqueles que decidiram não cumprir as normas. Para esses atores, diálogo, prêmios, reprimendas e penalizações leves não irão modificar suas condutas, restando apenas sanções fortes. A ideia é, se esses atores não vão cooperar, que eles sejam forçados a aderir às regras ou sair do negócio.

Figura 1 – Pirâmide de Compliance

111. Nesse sentido, os atores são sempre instados a obedecer às normas espontaneamente, ficando na base da pirâmide onde suas condutas são reforçadas ou premiadas. Essa visão introduz a noção de que os agentes regulados reagem aos posicionamentos do regulador, devendo este tomar atitudes drásticas quando os atores estiverem alcançando os patamares mais elevado da pirâmide13.

112. Adicionalmente, deve-se sublinhar que a adoção da pirâmide de compliance dentro da regulação setorial não é inovação vislumbrada pela ANEEL. Em “The Regulatory Craft” publicado por Malcolm Sparrow, apresenta-se uma miríade de aplicações possíveis para as teorias de diferenciação regulatória de riscos. Internacionalmente, no setor elétrico, destaca-se a utilização da abordagem na Division of Hydropower Administration & Compliance da FERC (Comissão Federal de Regulação do Setor Energético dos Estados Unidos). No Brasil, a Controladoria-Geral da União (CGU) tem propagado entre as Agências Reguladoras a teoria de Regulação Responsiva como forma de estruturar mecanismos de governança corporativa promotores da eficiência, eficácia e efetividade dos gastos públicos.

113. Recentemente, no âmbito do Planejamento Estratégico – Ciclo 2014-2017, a ANEEL incorporou os conceitos da Pirâmide de Compliance e de diferenciação regulatória de riscos na reformulação promovida do modelo de fiscalização dos segmentos de geração, transmissão e distribuição. Desta forma, considerando que as atividades de fiscalização da Agência estão sendo executadas segundo estes conceitos, é natural que a aplicação alcance também o ONS enquanto agente regulado.

13 HEIMER, C. A. Disarticulated Responsiveness: The Theory and Practive of Responsive Regulation in Multi-Layered Systems. UBC Law Review, Vancouver, v. 44, n. 3, p. 663-693, mar. 2011.






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114. Isto posto, é fundamental esclarecer que se acredita que os funcionários, dirigentes e associados do ONS se encontram na base da pirâmide. No entanto, a ANEEL, como Agência Reguladora, deve incitar que assim permaneçam, formatando prêmios, reprimendas, sanções leves e pesadas, de modo a nenhum agente em específico perceber ganhos ao não aplicar os regramentos impostos ao ONS. Faz-se necessário, portanto, que a agência reguladora disponha de instrumentos e mecanismos que permeiam todos os níveis da pirâmide.

115. Além disso, cabe esclarecer que, conforme já esclarecido pela PGF no seu Parecer nº 277/2012-PGE/ANEEL/PGF/AGU, de 21 de maio de 2012, a redação do art. 14, § 4º, inciso I, da Resolução nº 63, de 12 de maio de 200414, atualmente já “constitui fundamento jurídico para exigir que as sanções pecuniárias sejam recolhidas dos associados contribuintes do ONS sem que haja repasse” aos consumidores de energia elétrica. Ademais, contra o questionamento do ONS de que no presente momento inexiste mecanismo regulatório para arrecadação das multas aplicadas, há que se relatar que:

a) conforme já comunicado pela ANEEL ao ONS por meio do Ofício nº 489/2015-DR/ANEEL, de 8 de dezembro de 2015, “cabe relatar que o rito adequado para o devido recolhimento dos valores e pagamento de multa poderia ter sido estabelecido pelo ONS junto aos seus associados, uma vez que é de competência privativa do seu Conselho de Administração, propor à sua Assembleia-Geral, para posterior aprovação da ANEEL, as alterações que se fizerem necessárias em seu Estatuto; e

b) conforme já esclarecido na Nota Técnica nº 152/2015-SRG-SRT-SFF/ANEEL, de 14 de dezembro de 2015, em resposta ao argumento do ONS de que atualmente não há tempo hábil para convocação de uma Assembleia-Geral Extraordinária, a convocação da assembleia que tratou da alteração do Estatuto do ONS para permitir o pagamento da PO também aos seus Diretores “ocorreu nos dias 10, 11 e 12 de outubro de 2015, através de anúncios publicados nos jornais Estado de São Paulo e O Globo, sendo que a assembleia foi realizada em 27 de outubro de 2015. Ou seja, o tempo entre a convocação de uma Assembleia-Geral Extraordinária e a aprovação da supracitada alteração em Estatuto foi de cerca de duas semanas, período este compatível com a necessidade de aprovação para o recolhimento de eventual multa aplicada pela ANEEL”.

116. Portanto, resta claro que hoje é possível ao ONS cumprir o disposto na Resolução nº 63/2004, uma vez que ele poderia fazer diligência para que os pagamentos das multas aplicadas ocorressem por meio de contribuição associativa extraordinária. Todavia, para além das discussões no âmbito da 2ª fase da AP 77/2011, a qual trata da revisão da Resolução nº 63/2004, espera-se debater nessa 3º fase da AP 16/13 um leque maior de opções para pagamento de possíveis multas a serem aplicadas ao ONS. Desse modo, abre-se o espaço para, mais uma vez, se aprofundar as discussões acerca do pagamento de multas por parte do ONS. As alternativas elencadas nesta Nota Técnica foram estruturadas com base nas seguintes perguntas: Quem deve pagar a multa? E como a multa deve ser

14 A Resolução Normativa nº 63/2004 trata da regulamentação pertinente à imposição de penalidades aos concessionários, permissionários, autorizados e demais agentes de instalações e serviços de energia elétrica, bem como às entidades

responsáveis pela operação do sistema, pela comercialização de energia elétrica e pela gestão de recursos provenientes de encargos setoriais. O seu art. 14, § 4º, inciso I, estabelece que a base para o cálculo das multas aplicadas ao ONS é a “montante do último orçamento anual aprovado pela ANEEL, ficando vedado o repasse tarifário da respectiva penalidade”.






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paga?

117. Por meio da Tabela 2 apresenta-se a lista de alternativas para pagamento de multas aplicadas ao ONS. Todas as alternativas foram pensadas de modo a não fazer cair sobre o consumir o ônus do pagamento de multa, uma vez que se a multa recai sobre os recursos obtidos via repasse, estará onerando quem não é associado por ato da associação, o que não é permitido pelo Código Civil (Parecer nº 277/2012-PGE/ANEEL/PGF/AGU).

Tabelas 2 – Alternativas para pagamento de multas aplicadas ao ONS

Quem deve pagar a multa? Como a multa deve ser paga?

Alternativa A Associados do ONS

Por meio de uma contribuição associativa extraordinária, a ser instituída pelo ONS com a finalidade específica de recolhimento de recursos para pagamento de multas até 31 de dezembro do ano da decisão transitada em julgado na esfera administrativa.

Alternativa B Associados do ONS

Por meio da contribuição associativa ordinária (dentro da parcela dos 3% do orçamento atualmente cobertos pela contribuição associativa) e pagamento até 31 de dezembro do ano da decisão transitada em julgado na esfera administrativa.

Alternativa C Associados do ONS

Rateio da multa conforme número de votos de cada associado, e inclusão da parcela devida à multa na contribuição associativa de cada agente do ano seguinte da decisão transitada em julgado na esfera administrativa.

Alternativa D Funcionários do ONS

Desconto dos valores das multas do total do orçamento do ONS alocado ao Programa de Performance Organizacional - PO, sendo que a bonificação da PO a ser paga a cada funcionário consideraria o valor remanescente dessa rubrica do orçamento (i.e. após desconto do somatório das multas aplicadas no ano).

Alternativa E Associados e

funcionários do ONS

Multa a ser paga tanto pelos associados do ONS (50%) como para seus funcionários (50%). Composição entre a Alternativa D e uma das Alternativas A, B e C.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

118. Esta Nota Técnica tem como fundamentação legal o art. 13 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, o art. 8º do Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004, a Resolução nº 373, de 29 de dezembro de 1999 e a Resolução Autorizativa nº 328, de 12 de agosto de 2004.






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V. DA CONCLUSÃO

119. Diante do exposto, e em conformidade com as orientações da Diretoria Colegiada, conclui-se que os seguintes aprimoramentos devem ser implementados:

a) Ampliação das diretrizes e estruturas a serem implementadas com vistas à melhoria da gestão orçamentária e da governança, conforme art. 1º da minuta de resolução;

b) Após análise da projeção dos custos e investimentos considerados eficientes e prudentes, fixação do orçamento do ONS por um período de 5 anos, com reajustes orçamentários anuais e, desde que devidamente motivada e fundamentada, com possibilidade de revisão orçamentária extraordinária, conforme o disposto nos arts. 2º, 3º e 4º da minuta de resolução;

c) Aumento gradual da participação da contribuição associativa no rateio dos custos do ONS, conforme arts. 5º e 6º da minuta de resolução;

d) Revogação da Resolução n° 327, de 29 de dezembro de 1999, que trata da apresentação e aprovação anual do orçamento do ONS;

e) Autorização para o ONS instituir bonificação relativa ao cumprimento de meta de desempenho a ser aplicada no âmbito do programa de Performance Organizacional – PO desse operador, nos termos do art. 7º da minuta de resolução;

120. Além disso, apesar da minuta da norma estabelecer em seu art. 8º que as multas deverão ser pagas integralmente mediante contribuição associativa, conclui-se pela necessidade de uma discussão mais ampla das alternativas para pagamento das multas aplicadas ao ONS. Em especial, espera-se debater com os agentes, consumidores e com o ONS todo o rol de alternativas disposto na Tabela 2 desta Nota Técnica.

121. Por fim, em relação à regulação por incentivo a ser implantada por meio do Programa de PO, conclui-se que seja objeto dessa fase da AP a discussão focada no conceito e na pertinência dos indicadores listados no anexo da minuta de resolução. Todavia, sugere-se que, após o estabelecimento desses indicadores em Resolução Normativa, seja realizada uma discussão exclusivamente para tratar da formulação e dos limites inferiores e superiores de cada indicador, ou seja, das faixas de tolerância dos indicadores, bem como do peso de cada indicador em relação à bonificação total da PO. Por fim, propõe-se que essas faixas sejam posteriormente definidas pela Diretoria da ANEEL em Resolução Homologatória.

VI. DA RECOMENDAÇÃO 122. Recomenda-se o envio da minuta de resolução em anexo para deliberação da Diretoria Colegiada, encerramento de 2ª fase da Audiência Pública n° 16/1, e posteriormente, abertura da 3ª fase da Audiência Pública nº 16/13.

123. Recomenda-se ainda que seja efetuada análise por parte da SFF quanto ao escopo dos trabalhos da auditoria externa a ser contratada pelo ONS para avaliação dos registros contábeis, verificação da divulgação das demonstrações contábeis, e emissão de parecer com possíveis






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recomendações e não-conformidades, em atendimento ao disposto no inciso I do § 2º do art. 1º da minuta de resolução.

FELIPE ALVES CALABRIA Especialista em Regulação - SRG

FELIPE PEREIRA Especialista em Regulação - SRM

VINICIUS GROSSI DE OLIVEIRA Especialista em Regulação - SRG

ISABELA SALES VIEIRA Especialista em Regulação - SFE

RODRIGO CESAR NEVES MENDONÇA Especialista em Regulação - SFG

RAFAEL ERVILHA CAETANO Especialista em Regulação - SFG

GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA Especialista em Regulação - SRT

ALBERTO RODRIGUES FERNANDES

Assessor - SRT

MARCUS VINICIUS DE LELES FRAZÃO Especialista em Regulação – SFF

HÁLISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA Assessor - SFF

De acordo:

CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de

Geração

SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO Superintendente de Regulação dos Serviços de

Transmissão

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ

Superintendente de Regulação Econômica e Estudos de Mercado

CAMILLA DE ANDRADE GONÇALVES FERNANDES

Superintendente de Fiscalização dos Serviços de Geração Substituta

JOSÉ MOISÉS MACHADO DA SILVA Superintendente de Fiscalização dos Serviços de

Eletricidade

TICIANA FREITAS DE SOUZA Superintendente de Fiscalização Econômica e

Financeira






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Anexo I – Relação de Indicadores de Performance Organizacional

Aperfeiçoamento Indicador Benefícios para a sociedade Área

responsável

Foc

o na

ope

raçã

o do

SIN

e n

o si

nal d

o C

MO

Meta 1

Melhoria na previsão dos dados de

entrada dos modelos computacionais

utilizados no PMO

Ind. 1 Energia Natural Afluente • CMO e despachos mais adequados à realidade física do sistema. • Adequação dos custos de ESS à realizada física do sistema. • Maior segurança e estabilidade na formação do preço de curto prazo.

SRG

Ind. 2 Carga do SIN

Meta 2 Alinhamento entre o PLD e a operação do

sistema Ind. 3

Republicação do PLD em atendimento à REN 568/2013

Meta 3 Melhoria da

operação em tempo real

Ind. 4 Geração das usinas com operação intermitente: energia eólica

• Redução dos despachos de UTEs por razão elétrica para modulação de carga. • Redução do ESS. • Melhoria da gestão de reserva de potência. • Redução do risco de corte de carga.

Ind. 5 Carga de demanda diária

Meta 4

Melhoria no planejamento da operação e na

operação da rede

Ind. 6 ESS por Restrição Operativa

• Melhoria do planejamento elétrico-energético. • Redução da diferença de preços entre submercados. • Redução do ESS.

Ind. 7 ESS por Segurança Energética

• Melhoria do planejamento energético. • Incentivo para o ONS atuar na melhoria dos modelos computacionais com vistas à garantia do suprimento. • CMO e despachos mais adequados à realidade física do sistema. • Redução do ESS.

Ind. 8 Vertimento turbinável

• Melhoria do planejamento energético. • Aumento da segurança energética. • Redução do ESS. • Redução do PLD.






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Aperfeiçoamento Indicador Benefícios para a sociedade Área

responsável

Foc

o no

s pr

oces

sos

inte

rnos

do

ON

S

Meta 5 Melhoraria do

compliance e do enforcement

Ind. 9

Planos de Melhoria da Conformidade Regulatória apresentados pelo ONS como respostas às atividades de fiscalização da ANEEL.

• Maior estímulo para o ONS realizar as melhorias apontadas pela ANEEL. • Atendimento à demanda eletroenergética com segurança e confiabilidade a custos módicos.

SFE e SFG

Meta 6 Melhoria na gestão

dos recursos orçamentários

Ind. 10 Projetos do Plano de Ação do ONS

• Maior estímulo para o ONS realizar as ações estratégicas propostas pelo próprio operador. • Aumento do benefício percebido pela sociedade diante dos custos por ela dispendidos.

SRT

Foc

o na

s as

rel

açõe

s en

tre

o O

NS

e o

s ag

ente

s

Meta 7 Melhoria na gestão

de intervenções

Ind. 11 ICO - Intervenções Canceladas pelo ONS

• Aumento da previsibilidade, para os agentes de geração e transmissão, em relação às paradas para manutenção de equipamentos.

SFE e SFG Ind. 12

INA - Intervenções Não Aprovadas pelo ONS

Meta 8 Melhoria na gestão das recomendações

do SGR

Ind. 13 Reprogramações no SGR • Aumento da garantia de cumprimento das recomendações do ONS por parte dos agentes. Ind. 14 Cancelamentos no SGR

Meta 9

Garantia da emissão de documentos e

prestação de informações no prazo adequado

Ind. 15 DIR - Declaração de Inexistência de Relacionamento com o ONS

• Previsibilidade dos prazos em processos com etapas de emissão de documentos e prestação de informação pelo ONS.

SFG

Ind. 16

DAPR (Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de Rede) - Início da Operação em Teste

Ind. 17 DAPR - Início da Operação Integrada ao SIN, em caráter provisório

Ind. 18 DAPR - Início da Operação Integrada ao SIN

Ind. 19 Termos de Liberação para equipamento de transmissão

SRT

Ind. 20 RAP - Relatórios de Análise de Perturbações

• Prestação da informação com presteza e transparência para a sociedade.

SFG e SFE






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AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº , DE XX DE XXXXXX DE 2016.

Estabelece critérios para o Operador Nacional do Sistema

Elétrico – ONS desempenhar as atividades de gestão

orçamentária, e dá outras providências.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL,

no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto

nos arts. 13 e 14 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, no art. 23 da Lei nº 10.848, de 15 de março de

2004, no art. 8º do Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004, o que consta do Processo nº

48500.002919/1998-29, resolve:

Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS desempenhará as suas atribuições

com isonomia, transparência, integridade, representatividade, flexibilidade, razoabilidade,

proporcionalidade e economicidade, realizando as ações necessárias ao desenvolvimento tecnológico e à

gestão eficiente e eficaz de seus recursos orçamentários.

§ 1º O ONS deve zelar continuamente pela eficiência e eficácia na condução de seus

processos administrativos, mediante ações de gestão e de controle que promovam o uso prudente de seus

recursos orçamentários nas despesas de custeio e investimentos, as quais incluem:

I – adoção das padronizações constantes no Manual de Acompanhamento e Fiscalização

emitido pela ANEEL para apresentação do orçamento e da prestação de contas anual;

II – priorização da gestão centralizada nas aquisições de materiais e contratação de

serviços para o escritório central e demais localidades onde possua unidades administrativas e/ou centros

de operação, de forma a padronizar os produtos e reduzir custos;

III – emprego de sistema de gestão compatível com as demandas atuais e futuras e capaz

de gerenciar as informações necessárias para o eficiente controle de seus processos administrativos como,

por exemplo, a utilização de ferramenta que possibilite o acompanhamento via relatórios gerenciais de

contratos, serviços, execução orçamentária e multas aplicadas;

IV – utilização de banco de preços e cadastro de fornecedores, com informações que

subsidiem os processos de aquisição de materiais e contratação de serviços;

V – aquisição de materiais e contratação de serviços mediante processos competitivos, tais

como leilões e tomada de preços;

VI – adoção de sistema de cobrança aos agentes em função da entrega de determinados

produtos do ONS, como documentos oficiais elaboradas por esse operador, de modo a melhorar alocação

dos custos entre os seus associados.

§ 2º O ONS deve ampliar sua governança mediante a adoção de novas estruturas e práticas

de administração e controle que promovam a redução dos riscos e otimização dos resultados, as quais

incluem:






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I – criação da auditoria interna do ONS e de canais de comunicação seguros para

fortalecimento dos controles internos, e contratação de auditoria externa para avaliação dos registros

contábeis, verificação da divulgação das demonstrações contábeis, e emissão de parecer com possíveis

recomendações e não-conformidades;

II – estabelecimento de pesquisa de avaliação de satisfação anual entre os empregados e

entre os associados do ONS de modo a capturar e implementar as demandas necessárias com vistas à

melhoria na transparência, equidade e neutralidade das atividades e decisões do ONS;

III – adoção de medidas que fortaleçam os pressupostos da adequada manifestação formal

do ONS, como a obrigatoriedade de assinatura dos documentos emitidos pelos responsáveis por sua

elaboração, inclusive aqueles de caráter opinativo;

IV – adoção de instrução processual de modo a prover ordenamento, coesão, coerência e

publicidade em relação aos documentos recebidos, fatos analisados e decisões tomadas pelo ONS;

V – envio da proposta orçamentária, juntamente com nota explicativas da proposta, para

seus associados em tempo hábil para análises e diligências;

VI – análise, deliberação e aprovação da proposta orçamentária e de sua fundamentação no

âmbito da Assembleia-Geral do ONS, para posterior envio para a ANEEL;

VII – publicação da prestação de contas anual, imediatamente após o envio desse

documento para a avaliação da ANEEL, em área de livre acesso do seu sítio eletrônico, com nível de

detalhamento adequado que permita à sociedade tomar conhecimento, objetivamente, quanto à natureza

específica do gasto, ao respectivo volume financeiro, à economicidade e à moralidade administrativa dos

dispêndios realizados.

VIII – necessidade de prévio encaminhamento à ANEEL das pautas, propostas e minutas

de Acordos Coletivos de Trabalho a serem firmados diretamente entre a Diretoria do ONS e os

representantes dos sindicatos de categorias profissionais atuantes no Operador, para homologação e início

da vigência.

§ 3º Tendo conhecimento de irregularidades envolvendo bens, serviços ou pessoas do

ONS, o Conselho de Administração e o Conselho Fiscal devem tempestivamente denunciar os fatos aos

órgãos da Administração Pública e à Auditoria Interna, sob pena de responderem, solidária ou

subsidiariamente, por tais condutas.

§ 4º Os membros associados do ONS respondem, solidária ou subsidiariamente, pelas

obrigações assumidas pelo ONS.

Art. 2º O orçamento do ONS será fixado pela ANEEL por um período de 5 (cinco) anos,

após análise da projeção dos custos e investimentos considerados eficientes e prudentes.

§ 1º Dentro do ciclo de revisão orçamentária periódica de que trata o caput deste artigo,

ocorrerão reajustes orçamentários anuais com vistas à atualização monetária e, desde que devidamente

motivada e fundamentada, poderá ocorrer revisão orçamentária extraordinária com o objetivo de

incorporar novos investimentos e despesas essenciais e inadiáveis.






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§ 2º O índice de atualização monetária dos reajustes anuais será o Índice Nacional de

Preços ao Consumidor Amplo – IPCA.

§ 3º Deverão ser considerados no processo orçamentário subsequente:

I - a eventual economia dos recursos orçamentários; e

II - os recursos arrecadados em função da entrada de novos associados.

§ 4º A necessidade de recursos extraorçamentários, se não contemplados em revisão

orçamentária periódica ou extraordinária, deverá ser suportada pelos associados do ONS por meio da

contribuição associativa, sendo vedado o repasse tarifário.

Art. 3º No ano de revisão orçamentária periódica, o ONS deverá apresentar à

Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF da ANEEL, até 31 de julho, a proposta

orçamentária para o ciclo seguinte, para análise e aprovação.

Parágrafo Único. A proposta orçamentária compor-se-á:

I - cópias das Atas das Assembleias e Reuniões dos Conselhos de Administração realizadas

pelo ONS no período anterior ao do orçamento pretendido;

II - estudos detalhados que justifiquem os gastos projetados, incluindo a projeção de receita

proveniente de cobrança por documento elaborado e entregue pelo ONS;

III – valores dos salários e das vantagens pecuniárias de todos os funcionários e diretores

do ONS, por código de matrícula; e

IV – valores das quotas anuais e duodécimos mensais propostos, por agente participante do

rateio.

Art. 4º Anualmente, as quotas e respectivos duodécimos propostos, após aprovados por

meio do processo de revisão ou reajuste orçamentário, deverão ser publicados no Diário Oficial da União,

até 15 de dezembro, mediante a Resolução emitida por esta ANEEL.

Parágrafo Único. O ONS deverá submeter à SFF da ANEEL, até o dia 30 de abril de cada

ano, a prestação de contas, para análise e acompanhamento.

Art. 5º A participação dos agentes de geração e transmissão no custeio do ONS para as

outorgas emitidas a partir de 1º de janeiro de 2018, dar-se-á integralmente por meio de contribuição

associativa.

Art. 6º Sempre que ocorrer um recálculo da TUST no segmento de geração, nos termos da

Resolução Normativa nº 559, de 27 de junho de 2013, as novas tarifas serão calculadas considerando que

o custeio do ONS por parte do gerador ocorrerá integralmente por meio de contribuição associativa.

Art. 7º Fica o ONS autorizado a instituir bonificação relativa ao cumprimento de meta de

desempenho a ser aplicada no âmbito do programa de Performance Organizacional – PO desse operador,

nos termos desta norma.






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§ 1º O reconhecimento tarifário da bonificação de que trata o caput deste artigo será

limitado a dois salários, pagos aos funcionários do ONS em julho de cada ano.

§ 2º Oitenta por cento (80%) do pagamento da bonificação da PO deve corresponder ao

cumprimento de metas definidas pela ANEEL, conforme Anexo dessa norma, e vinte por cento (20%)

serão devido ao cumprimento de metas anualmente propostas pelo ONS e aprovadas pela ANEEL.

§ 3º As metas de que trata o § 2º devem notadamente incentivar comportamentos

adequados por parte do ONS, bem como apresentar relevância e ser objetivamente mensuradas por meio

de indicadores.

§ 4º O ONS deverá apresentar à ANEEL anualmente, até 30 de julho, as suas propostas de

metas.

§ 5º Caso não haja, no mínimo, três (3) metas apresentadas pelo ONS que atendam os

critérios estabelecidos no § 3º, o percentual do pagamento da bonificação da PO correspondente ao

cumprimento de metas estipuladas no Anexo I será de cem por cento (100%).

§ 6º A ANEEL aprovará, no máximo, dez (10) metas anualmente propostas pelo ONS em

atendimento ao §2º.

§ 7º O ONS deverá apurar e encaminhar à ANEEL, até 31 de janeiro do ano subsequente

ao de realização das metas, a demonstração do cumprimento das metas estipuladas no § 2º.

§ 8º A autorização de que trata o caput poderá, por conveniência ou oportunidade, ser

revista a qualquer tempo pela ANEEL.

Art. 8º As multas aplicadas ao ONS deverão ser pagas integralmente mediante contribuição

associativa, sendo vedado o repasse tarifário.

Paragrafo Único. O ONS deverá convocar uma Assembleia-Geral e recolher dos seus

associados o valor da multa até 31 de dezembro do mesmo ano da decisão transitada em julgado na esfera

administrativa.

Art. 9º O ONS terá que se adaptar ao disposto no art 1º até 31 de dezembro de 2017.

Art. 10 O disposto no art. 2º será aplicado a partir do orçamento de 2018.

Art. 11 Fica revogada a Resolução nº 373, de 29 de dezembro de 1999.

Art. 12 Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

ROMEU DONIZETE RUFINO






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Anexo – Metas da PO definidas pela ANEEL

Aperfeiçoamento Indicador

Meta 1

Melhoria na previsão dos

dados de entrada dos

modelos computacionais

utilizados no PMO

Ind. 1 ENA (Energia Natural Afluente)

Ind. 2 Carga do SIN

Meta 2 Alinhamento entre o PLD e a

operação do sistema Ind. 3

Republicação do PLD em atendimento

à REN 568/2013

Meta 3 Melhoria da operação em

tempo real

Ind. 4 Geração eólica

Ind. 5 Carga de demanda diária

Meta 4

Melhoria no planejamento da

operação e na operação da

rede

Ind. 6 ESS por Restrição Operativa

Ind. 7 ESS por Segurança Energética

Ind. 8 Vertimento turbinável

Meta 5 Melhoraria do compliance e

do enforcement Ind. 9

Planos de Melhoria da Conformidade

Regulatória

Meta 6 Melhoria na gestão dos

recursos orçamentários Ind. 10 Projetos do Plano de Ação

Meta 7 Melhoria na gestão de

intervenções

Ind. 11 ICO - Intervenções Canceladas pelo

ONS

Ind. 12 INA - Intervenções Não Aprovadas

pelo ONS

Meta 8 Melhoria na gestão das

recomendações do SGR

Ind. 13 Reprogramações no SGR

Ind. 14 Cancelamentos no SGR

Meta 9

Garantia da emissão de

documentos e prestação de

informações no prazo

adequado

Ind. 15 DIR - Declaração de Inexistência de

Relacionamento com o ONS

Ind. 16 DAPR - Início da Operação em Teste

Ind. 17 DAPR - Início da Operação Integrada

ao SIN, em caráter provisório

Ind. 18 DAPR - Início da Operação Integrada

ao SIN

Ind. 19 Termos de Liberação para equipamento

de transmissão

Ind. 20 RAP - Relatórios de Análise de

Perturbações






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Anexo III - ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

Data: 27 de outubro de 2016 Área Responsável: SRG, SFF e SRT

Título da Regulação: Melhores práticas de gestão orçamentária e de governança por parte do ONS

Qual é o problema que se quer resolver? Qual é o público-alvo?

(i) Descrever a natureza e a extensão do problema.

A ANEEL, exercendo a sua atividade de aprovação do orçamento do ONS, e considerando a falta de critério de rateio dos custos operacionais entre os membros associados do ONS e aqueles cobertos pela TUST, fazendo com que o percentual atualmente coberto pelas tarifas respondam por quase a totalidade dos recursos, concluiu pela necessidade de se promover uma melhor gestão orçamentária e governança no ONS. Na apreciação da proposta orçamentária do ONS para o ciclo 2010/2011, o Diretor Relator ponderou em seu voto que, face à assimetria de informação envolvida, “é bastante pertinente examinar se a complexidade intrínseca a este processo é melhor enfrentada por meio de uma regulação exaustiva, o que não me parece o caso, ou por alteração de governança”. Esse voto foi aprovado por unanimidade pela Diretoria Colegiada.

(ii) Identificar os principais afetados pelo problema.

Serão afetados pelo regulamento o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e seus membros associados, a saber: Agentes de Geração - detentores de concessão ou autorização para geração de energia elétrica com usinas despachadas de forma centralizada e o representante brasileiro de Itaipu Binacional; Agentes de Transmissão - detentores de concessão para transmissão de energia, inclusive agentes importadores e exportadores com ativos de transmissão conectados à rede básica; Agentes de Distribuição - detentores de concessão, permissão ou autorização para distribuir energia elétrica em montantes iguais ou superiores a 500 GWh/ano, integrantes do Sistema Interligado Nacional – SIN; Consumidores que tenham exercido a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7/7/1995, e que estejam conectados à rede básica. Além do ONS e seus membros associados, uma vez que haverá alteração nas fontes de recursos do ONS, com rebatimentos na tarifa final de energia elétrica, os consumidores também serão afetados.

(iii) Estabelecer as causas do problema.

Em 7 de agosto de 1998, a ANEEL editou a Resolução n° 248, estabelecendo as condições gerais para prestação do serviço de transmissão, inclusive ao estabelecimento da Tarifa do Uso do Sistema de Transmissão – TUST. Nesse momento não havia previsão na legislação vigente para o pagamento dos custos operacionais do ONS por meio da TUST. O custeio do ONS via TUST foi estabelecido por Estatuto, o qual foi aprovado pela Resolução nº 307, de 30 de setembro de 1998, e posteriormente, pela Resolução Autorizativa nº 328, de 12/8/2004. Contudo, esse Estatuto não instituiu o critério de distribuição dos custos operacionais ou limites mínimos da parcela decorrente da contribuição associativa. Para o ciclo orçamentário do ONS de 1999/2000 o percentual do orçamento pago via TUST foi cerca de 92%, e atualmente esse valor gira em torno de 97%.






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Ademais, observa-se, por parte do ONS, a necessidade de melhorias relacionadas ações de gestão e de controle que promovam o uso prudente de seus recursos orçamentários nas despesas de custeio e investimentos, além da ampliação da sua governança mediante novas estruturas de administração e controle que promovam a redução dos riscos e otimização dos resultados.

Justificativas para a intervenção:

(iv) Por que a intervenção é necessária?

Uma parcela tão grande do orçamente do ONS coberto por tarifa tende a ser um estimulo negativo para o ONS inflacionar seus custos operacionais e gerir inadequadamente seu orçamento. Dessa forma, a intervenção é necessária para promover melhoria da gestão orçamentária e da governança do ONS, resguardando, contudo, sua autonomia decisória. Frente à complexidade dos temas próprios de um orçamento tão singular, e considerando a usual assimetria de informação entre o ente regulado e o regulador, observa-se a necessidade de conduzir o ONS a observar os princípios da administração orçamentária, exigindo a adoção de boas práticas associadas à aplicação desses recursos com eficiência e eficácia, bem como estabelece novas estruturas de governança.

(v) Existem outras formas de intervenção que não a implementação de nova regulamentação?

Não. Na apreciação da proposta orçamentária do ONS para o ciclo 2010/2011 a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu, por unanimidade, que a Procuradoria Geral da ANEEL – PGE e as Superintendências de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT, Regulação Econômica – SRE e Regulação dos Serviços de Geração – SRG, sob a coordenação desta última, propusessem regulamento com vistas à incorporação das melhores práticas de gestão orçamentária e de governança no ONS.

Objetivos perseguidos:

(vi) Quais são os objetivos e os efeitos esperados com a regulamentação?

Definir princípios com vistas à promoção de uma gestão orçamentária mais eficiente e eficaz por parte do ONS, ampliar a governança do ONS mediante novas estruturas de administração e controle, reformular o processo orçamentário do ONS, estabelecer a parcela do orçamento do ONS a ser coberto pelas contribuições associativas, instituir uma regulação por incentivos no ONS, e aprimorar a regulamentação quanto à aplicação de multa ao ONS.

(vii) Qual é o prazo para a implantação do regulamento?

Por ser tratar de um tema que apresenta um considerável histórico de discussões e análise, tanto no âmbito do processo anual de aprovação do orçamento do ONS como daquelas ocorridas dentro da Audiência Pública n° 16/2013, e tendo em vista a nova abertura de audiência pública, o regulamento deve ter implantação imediata. Contudo, alguns dispositivos da norma apenas terão efeito a partir de 31 dezembro de 2017.






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Opções consideradas:

(viii) Quais as alternativas para solução do problema foram consideradas?

Quanto ao rateio das fontes de recursos do ONS, foram consideradas 2 alternativas:

I. Fixar o percentual do orçamento do ONS a ser coberta pela contribuição associativa em 8,11% (sendo a parcela restante coberta pela TUST);

II. Aumentar gradativamente a parcela do ONS a ser coberta pela contribuição associativa, conforme emissão de novas outorgas de geração e transmissão, e quando da desestabilização da TUST dos geradores.

Quanto pagamento de multas por parte do ONS, foram consideradas 5 alternativas: A. Multas pagas por meio de uma contribuição associativa extraordinária, a ser instituída pelo

ONS com a finalidade específica de recolhimento de recursos para pagamento de multas até 31 de dezembro do ano da decisão transitada em julgado na esfera administrativa;

B. Multas pagas por meio da contribuição associativa ordinária (dentro da parcela dos 3% do orçamento atualmente cobertos pela contribuição associativa), e pagamento até 31 de dezembro do ano da decisão transitada em julgado na esfera administrativa;

C. Rateio da multa conforme número de votos de cada associado, e inclusão da parcela devida à multa na contribuição associativa do ano seguinte da decisão transitada em julgado na esfera administrativa.

D. Desconto dos valores das multas do total do orçamento do ONS alocado ao Programa de Performance Organizacional - PO, sendo que a bonificação da PO a ser paga a cada funcionário consideraria o valor remanescente dessa rubrica do orçamento (i.e. após desconto do somatório das multas aplicadas no ano).

E. Multa a ser paga tanto pelos associados do ONS (50%) como para seus funcionários (50%). Composição entre a Alternativa D e uma das Alternativas A, B e C.

(ix) Justificar a opção escolhida, inclusive a de não regular.

Não regular não é uma alternativa viável, pois se observa uma lacuna regulatória que demanda tratamento, a saber: o estabelecimento do limite da parcela da contribuição associativa no orçamento do ONS. Além disso, esse tema tem levantado preocupação quanto o uso eficiente e eficaz dos recursos orçamentários, conforme posicionamento da Diretoria Colegiada da ANEEL. Para fomentar melhores práticas de governança do ONS, particularmente em relação ao estabelecimento de um mecanismo que proporcione um maior estímulo dos membros associados na análise do orçamento do ONS, a opção II se mostra mais adequada. Quanto à aplicação de multa, conclui-se pela necessidade de uma discussão ampla das alternativas para o seu pagamento. Em especial, espera-se debater com os agentes, consumidores e com o ONS todas as alternativas elencadas.

Análise de custo-benefício:

(x) Descrever e mensurar os custos e os benefícios, em termos financeiros, da regulação para os principais grupos afetados.

Com o aumento a contribuição associativa, há a tendência dos agentes se envolverem mais ativamente na análise do orçamento do ONS, com a possibilidade de haver ganhos de eficiência na gestão e elaboração do orçamento pode trazer uma redução global do custo do sistema. Desde






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modo, não apenas os consumidores finais seriam beneficiados, mas os próprios associados.

(xi) Elencar custos e benefícios não financeiros. Avaliar os riscos envolvidos nas alternativas consideradas.

Essa norma visa suprir a demanda de um mecanismo de governança capaz de proporcionar o sinal adequado para estimular ações de gestão e controle que promovam o uso adequado de recursos orçamentários do ONS. Ao se trabalhar o orçamento do ONS dentro de ciclos de 5 anos, se estimula também uma visão de longo prazo, a estabilidade nos repasses dos custos do ONS para a contribuição associativa, bem como se suscita uma discussão mais aprofundada acerca dos gastos do operador. Ademais, a autorização para o ONS adotar o Programa de Performance Organizacional - PO poderá contribuir para melhorar a operação do sistema e aumentar a eficácia e eficiência das ações do ONS. Nessa esteira, as metas estipuladas pela ANEEL tem o objetivo de servir como instrumentos dentro de uma regulação por incentivo, em especial para desestimular condutas impróprias e incentivar comportamentos adequados. Em complemento, as metas a serem propostas anualmente pelo próprio ONS terão um caráter de consecução de projetos estratégicos, com períodos pré-estabelecidos para seu início e conclusão. Quanto aos custos não financeiros, além do risco para os agentes de geração e transmissão associados à precificação da parcela da contribuição associativa nos lances dos leilões, há que se falar também dos do risco de captura do ONS por parte dos agentes. O Estatuto do ONS, em seu § 2º do art. 9º, estabelecer que “o Conselho de Administração, independente dos encargos moratórios, poderá determinar a imposição das penalidades de advertência e de multa, bem como a de exclusão dos agentes do quadro de membros associados caso estes deixem de efetuar o pagamento da Contribuição Associativa por mais de três meses”. Além disso, entende-se que o risco de captura também será enfrentada pelo reforço na estrutura de governança sugerida nos §§ 1º e 2º do art. 1º da minuta em anexo.

Análise do Estoque Regulatório:

(xii) O regulamento proposto implica alteração e/ou revogação de outro regulamento existente? Caso afirmativo, discriminar.

Há necessidade de revogação da Resolução nº 373, de 29 de dezembro de 1999.

(xiii) Avaliar a correlação entre a regulação proposta e o estoque regulatório.

A regulação proposta está coerente com o estoque regulatório. A revogação da Resolução nº 373/1999 faz-se necessária uma vez que a presente proposta de norma atualiza o rito da proposta orçamentária e da prestação de contas. Além disso, está em curso a revisão da Resolução Normativa n° 63, de 12 de maio de 2004, que trata da imposição de penalidades aos concessionários, permissionários, autorizados e demais agentes de instalações e serviços de energia elétrica. Nesse quesito, Resolução Normativa n° 63/2004 trata dos aspectos gerais relacionados à imposição de penalidades aos agentes, sendo que a especificidade do processo de pagamento das multas por parte do ONS está sendo estabelecida na proposta de resolução.






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Acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto:

(xiv) Propor alternativas para acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto.

A partir da publicação da norma, sugere-se verificar a evolução dos orçamentos anuais, bem como monitorar o grau de autonomia da organização. Além disso, deve-se sistematicamente acompanhar e periodicamente reavaliar os indicadores das metas da PO.






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Nota Técnica n 124 /201 6-SRG -SRT -SRM -SFG -SFE -SFF …€¦ · · 2016-11-08* A Nota Técnica é um documento emitido pela s Unidades Organizacionais e destina -se a subsidiar