Nota Técnica n° 0142/2008-SRD/ANEEL - Idec - Instituto ... · Em 2009, a Revisão 1 do Módulo 8 do PRODIST determinou a apuração segregada dos indicadores DEC e FEC, com vigência

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

Nota Técnica n° 0100/2012-SRD/ANEEL

Em 4 de julho de 2012.

Processo: 48500.001680/2012-16 Assunto: Item 41 da Agenda Regulatória da ANEEL Biênio 2012/2013 – Avaliar melhorias na regulamentação de expurgos associados aos indicadores de continuidade.

I. DO OBJETIVO

Apresentar estudo sobre a regulamentação da classificação de interrupções de energia elétrica ocasionadas por situações adversas e que podem ser tratadas de forma diferenciada, visando à obtenção de contribuições sobre o assunto. II. DOS FATOS 2. A Resolução Normativa nº 024, publicada em 28 de janeiro de 2000, estabeleceu as disposições relativas à continuidade da distribuição de energia elétrica em unidades consumidoras. Dentre outras disposições, a Resolução Normativa nº 024/2000 estabeleceu o conceito de interrupção de energia elétrica, a forma de registro das interrupções e o envio das informações para a ANEEL, os indicadores coletivos e individuais e seus limites. Também dispôs sobre as interrupções que deveriam ser consideradas na apuração dos indicadores, determinando que seriam excluídas algumas interrupções do cálculo dos indicadores. 3. Com o passar do tempo, a Resolução Normativa nº 024/2000 sofreu adequações. Foram publicadas novas versões nos anos de 2003, 2005 e 2008. A Resolução Normativa nº 395/2009, de 15 de dezembro de 2009, aprovou a Revisão 1 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST e revogou a Resolução Normativa nº 024/2000. 4. Desde 2000, as disposições referentes às interrupções que devem ser consideradas na apuração dos indicadores coletivos (DEC e FEC) e individuais (DIC, FIC e DMIC) sofreram várias alterações. As mais importantes são a definição de Interrupção de Longa Duração, a partir de três minutos, e a criação dos conceitos de Interrupção em Situação de Emergência e do Dia Crítico.

Fl. 2 da Nota Técnica nº 0100/2012–SRD/ANEEL, de 04/07/2012.


5. Em 2009, a Revisão 1 do Módulo 8 do PRODIST determinou a apuração segregada dos indicadores DEC e FEC, com vigência a partir de 1° de janeiro de 2010. Ainda em 2010, a ANEEL colocou em Audiência Pública (AP nº 046/2010) diversas propostas de alterações nas definições do PRODIST. As contribuições advindas da AP nº 046/2010 resultaram na publicação da Revisão 2 do Módulo 6 do PRODIST, que estabeleceu o envio periódico das informações referentes ao “número de dias críticos” e ao “valor limite para a classificação de dia crítico”.

6. Além do acompanhamento e fiscalização realizados pela ANEEL, a Agência tem recebido relatos de órgãos de defesa do consumidor e informações publicadas na imprensa sobre a deterioração do desempenho das distribuidoras no restabelecimento de energia nos últimos anos, grande parte delas relacionando a piora no desempenho verificado aos expurgos das interrupções nos indicadores de continuidade.

7. Com isso, em 2011, de forma a incentivar as distribuidoras a atuarem de forma mais célere em dias críticos, a ANEEL criou o indicador DICRI. Foi estabelecido para esse novo indicador, um limite a ser observado pelas distribuidoras. O assunto foi amplamente discutido no âmbito da AP nº 064/2011 e, posteriormente, regulamentado pela Resolução Normativa nº 469/2011, de 13 de dezembro de 2011, que publicou a Revisão 4 do Módulo 8. Ainda, de forma a aprofundar a discussão sobre o assunto, expandindo também para outros tipos de expurgos, a ANEEL colocou o estudo do tema na Agenda Regulatória de 2012 com o título de “expurgos nos indicadores de continuidade”. 8. Com isso, em 31 de janeiro de 2012, a Diretoria da ANEEL aprovou a Agenda Regulatória Indicativa da ANEEL para o biênio 2012/2013, contendo uma relação de 64 temas passíveis de regulamentação ou aperfeiçoamento processual. Um dos temas refere-se exatamente ao estudo de expurgos relativos aos indicadores de continuidade (“Item 41 – Avaliar melhorias na regulamentação de expurgos associados aos indicadores de continuidade”).

III. DA ANÁLISE 9. Um dos maiores desafios do sistema de distribuição é promover a expansão dos sistemas com redução de custos e aumento da continuidade do fornecimento de energia elétrica. Na distribuição, a continuidade é avaliada através de indicadores que contabilizam as interrupções ocorridas nas unidades consumidoras. Entretanto, algumas dessas interrupções ocorrem em situações excepcionais, sendo admissível o seu expurgo dos indicadores que avaliam o desempenho das distribuidoras. 10. Consideram-se interrupções expurgáveis aquelas que não são contabilizadas na apuração dos indicadores DEC e FEC, e são registradas em outros indicadores. Consequentemente, os indicadores que medem as interrupções ocorridas em cada unidade consumidora, DIC, FIC e DMIC, também não as contabilizam.

11. Para uma melhor compreensão sobre o assunto, deve-se primeiramente questionar a existência de dispositivos que permitem às distribuidoras simplesmente desconsiderarem algumas interrupções na apuração desses indicadores. O objetivo primordial da regulamentação da continuidade do



serviço de distribuição de energia elétrica é incentivar as distribuidoras a melhorarem seus serviços. Nesse sentido, segmentar as interrupções de acordo com suas causas é interessante, pois permite uma maior eficiência dos mecanismos utilizados na regulação (estabelecimento de limites, por exemplo).

12. As afirmações anteriores podem ser ilustradas através de um exemplo didático. Supondo-se que haja uma distribuidora pequena, apurando um indicador DEC anual constante. Nesse cenário, o regulador decide que a distribuidora deve melhorar, e cria um limite que, se ultrapassado, penaliza a distribuidora por meio de uma multa. Essa situação é ilustrada na Figura 1.

0

1

2

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6

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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Ho

ras

DEC

Limite

Figura 1 – Exemplo didático.

13. Entretanto, através de uma investigação mais detalhada, percebe-se que há uma parcela considerável de duração das interrupções causada pelo agente supridor (transmissora, por exemplo). Como o sistema de transmissão é responsável por transportar grandes quantidades de energia, a ocorrência de uma interrupção tem efeito bastante abrangente, podendo afetar a todos os consumidores de uma distribuidora. As interrupções devidas à distribuidora (DEC interno) e ao agente supridor (DEC externo) são agora ilustradas na Figura 2.



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1

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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Ho

ras

DEC interno DEC externo

DEC Limite

Figura 2 – Exemplo didático, destacando a influência do DEC externo.

14. Percebe-se nesse exemplo que o limite estabelecido pode gerar algumas distorções no sinal que é dado à distribuidora que, nesse caso, nada pode fazer para evitar as interrupções do suprimento. Nesse exemplo, uma solução melhor seria o estabelecimento de um limite menor, abrangendo apenas as interrupções de responsabilidade da distribuidora, devendo o supridor se responsabilizar pelas interrupções por ele ocasionadas. 15. Semelhante ao exemplo apresentado anteriormente, pode-se citar a atual discussão sobre o preço da tarifa de energia elétrica no Brasil. Ao identificar que a tarifa é mais alta do que desejado1, deve-se então buscar a causa do problema. Como as distribuidoras são as responsáveis por prestar os serviços aos consumidores, inclusive o de apresentar a fatura, o pensamento natural é o de que ela é a responsável pela tarifa alta. Entretanto, percebe-se, ao segregar as componentes da tarifa, que há outras parcelas com incidência relevante.

16. Nesse sentido, conclui-se que a segmentação das interrupções é importante, pois permite conhecer melhor as suas causas e pode tornar tanto o acompanhamento quanto o regulamento mais efetivos. Caso contrário, a regulamentação pode ser considerada cega, não percebendo a real origem dos problemas e, principalmente, incentivando a ineficiência do agente.

17. Se, teoricamente, a segmentação das interrupções é justificável, por outro lado traz dificuldades práticas que não devem ser desconsideradas pelo regulador. Uma vez que os incentivos e penalidades associadas aos diferentes tipos de interrupções podem ser diferenciados, há a possibilidade de classificação irregular das interrupções por parte das distribuidoras. Outra desvantagem é o fato das penalidades (compensações individuais, por exemplo) se afastarem de sua real percepção.

1 Não se pretende nesta Nota Técnica fazer qualquer julgamento sobre o preço da tarifa de energia elétrica. Procura-se apenas utilizar outro exemplo do setor elétrico que tem sido tema de debates no Brasil.



18. O exemplo apresentado não esgota o assunto. Há outras interrupções que ocorrem na rede da distribuidora e que são originadas por causas não gerenciáveis2, como condições climáticas adversas, e que podem ser segregadas das interrupções ordinárias para efeito de incentivos à melhoria. Ressalta-se que segmentar não deve significar simplesmente o expurgo de interrupções, mas sim tratá-las de forma adequada. 19. Face ao exposto, pretende-se nesta Nota Técnica promover ampla discussão do assunto em pauta, e não apenas sobre as interrupções não consideradas atualmente no regulamento da ANEEL para efeito da apuração dos indicadores coletivos e individuais. Propõe-se que a discussão seja mais abrangente, considerando-se também interrupções que poderiam ser tratadas de forma segregada, como a ilustrada no exemplo da Figura 2.

20. Ressalta-se que as contribuições não precisam ser, necessariamente, para aplicação imediata. Serão bem vindas indagações e propostas que podem ser executadas em médio ou longo prazo, tendo sempre o objetivo de aperfeiçoamento da regulação. Ressalta-se também que a regulação não se limita ao desenvolvimento de regulamentos, mas também de ações simples (e muitas vezes mais efetivas) como uma maior publicidade. 21. Esta Nota Técnica está organizada em subseções que visam inicialmente balizar os conhecimentos sobre o assunto, apresentando históricos e informações. Nas últimas subseções são apresentadas algumas simulações realizadas e propostas de aperfeiçoamento sobre o tema. III.1 Regulação no Brasil e em outros países 22. Apresenta-se nesta seção a regulamentação vigente sobre expurgos no Brasil, considerando-se também, com finalidade de informação, o disposto para as interrupções que ocorrem nos sistemas de transmissão e alguns dispositivos semelhantes aplicados em outros regulamentos da ANEEL. Em seguida, são apresentados aspectos relacionados a expurgos praticados em outros países. 23. A pesquisa das práticas em outros países está concentrada na Europa e nos Estados Unidos. As informações foram obtidas do 4°e 5° Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply, publicado periodicamente pelo Conselho de Reguladores de Energia da Europa – CEER e também da IEEE 1366-2003 - Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices. III.1.1 Regulação no Brasil 24. O Módulo 8 do PRODIST regulamenta a qualidade do serviço das distribuidoras de energia elétrica, estabelecendo que na apuração dos indicadores Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC deverão ser

2 O termo “não gerenciável” será utilizado nesta Nota Técnica para diferenciar as interrupções que podem ser consideradas expurgáveis das interrupções ordinárias. Entretanto, sabe-se que ele pode não ser o termo mais preciso, uma vez que a distribuidora sempre pode planejar seu sistema e sua operação de forma a reduzir as consequências dos eventos climáticos.



consideradas todas as interrupções que atingirem as unidades consumidoras, admitidas algumas exceções. Tais exceções podem ser encontradas no Item 5.6.2.2 do Módulo 8 do PRODIST, como segue:

“Na apuração dos indicadores DEC e FEC devem ser consideradas todas as interrupções, admitidas apenas as seguintes exceções:

i. falha nas instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros; ii. interrupção decorrente de obras de interesse exclusivo do consumidor e que afete somente a unidade consumidora do mesmo; iii. interrupção em situação de emergência; iv. suspensão por inadimplemento do consumidor ou por deficiência técnica e/ou de segurança das instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros, previstas em regulamentação; v. vinculadas a programas de racionamento instituídos pela União; vi. ocorridas em dia crítico; vii. oriundas de atuação de esquemas de alívio de carga solicitado pelo ONS.”

25. Os Itens 5.6.2.7 e 5.6.2.8 do PRODIST relatam que as distribuidoras devem apurar os seguintes indicadores:

i. DECine e FECine – DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida em situação de emergência;

ii. DECinc e FECinc – DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada, ocorrida em dia crítico e não ocorrida nas situações descritas nos incisos iii, v e vii do Item 5.6.2.2;

iii. DECino e FECino – DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida nas situações descritas nos incisos v e vii do Item 5.6.2.2;

iv. DECipc e FECipc – DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, programada, ocorrida em dia crítico;

v. DECxpc e FECxpc – DEC ou FEC devido a interrupção de origem externa ao sistema de distribuição, programada, ocorrida em dia crítico;

vi. DECxnc e FECxnc – DEC ou FEC devido a interrupção de origem externa ao sistema de distribuição, não programada, ocorrida em dia crítico.

26. Na Figura 3 é possível visualizar a estratificação das interrupções de longa duração nos indicadores apresentados anteriormente.



Figura 3 – Estratificação das interrupções de longa duração.

27. Com isso, atualmente, os indicadores DEC e FEC publicados e válidos como referência aos limites estabelecidos pela ANEEL são descritos pelas equações a seguir:

(1)

(2)

28. A estratificação acima foi introduzida no regulamento da ANEEL pelo PRODIST no ano de 2009, mas com vigência a partir de 2010. Para efeito de registro e acompanhamento pela ANEEL, tais indicadores são apurados e enviados à Agência pelas distribuidoras. 29. Ressalta-se, ainda, que as interrupções tratadas no Módulo 8 do PRODIST são aquelas com duração igual ou maior que três minutos, ou seja, há, ainda, de se considerar os expurgos das interrupções de curta duração (aquelas com duração inferior a três minutos). 30. As interrupções listadas anteriormente não são contabilizadas nos indicadores DIC, FIC e DMIC, que mensuram, respectivamente, a duração, a frequência e a duração máxima das interrupções de longa duração ocorridas nas unidades consumidoras conectadas ao sistema de distribuição. Para o indicador DMIC, permite-se ainda a possibilidade de expurgo de interrupções programadas, desde que os consumidores sejam previamente avisados, e que a duração da interrupção esteja compreendida no intervalo de tempo programado.

31. Ainda com relação aos indicadores individuais, as interrupções ocorridas em dias críticos devem ser apuradas no indicador DICRI, devendo a distribuidora compensar a unidade consumidora se o limite estabelecido pela ANEEL for violado. Ou seja, o Dia Crítico é considerado um expurgo para efeito da apuração dos indicadores regulares DEC/FEC e DIC/FIC/DMIC, mas ainda assim é verificada a necessidade de atuação da distribuidora dentro de determinados limites, sob pena de pagamento de compensações.

32. Assim como na distribuição, a ANEEL possui regulamento que trata da interrupção do fornecimento na transmissão de energia elétrica. No caso da transmissão, avalia-se a disponibilidade das instalações, sendo prevista a Parcela Variável – PV a ser deduzida da Receita Anual Permitida – RAP. As disposições relativas à qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica, associada à disponibilidade das instalações integrantes da Rede Básica, estão estabelecidas na Resolução Normativa n° 270, de 26 de junho de 2007.



33. A qualidade do serviço público de transmissão é medida com base na disponibilidade e na capacidade plena das instalações, sendo estas consideradas indisponíveis quando ocorrer desligamento programado, outros desligamentos ou ainda atraso na entrada em operação.

34. Em seu Art. 15, a Resolução Normativa n° 270/2007 estabelece que não é considerada, para efeito de desconto da PV por indisponibilidade, a ocorrência de 11 situações como, por exemplo:

desligamento para implantação de Ampliação, Reforço e Melhorias, desde que atendidas algumas condições;

desligamento solicitado pelo ONS ou pela concessionária de transmissão por motivo de segurança de terceiros, para realização de serviços ou obras de utilidade pública, e desligamento solicitado pelo ONS por conveniência operativa do sistema;

desligamento devido à contingência em outra instalação de transmissão, da própria ou de outra concessionária de transmissão, ou em instalações não integrantes da Rede Básica, excetuados os casos de atuação indevida da proteção e/ou da operação da própria concessionária de transmissão;

desligamento por atuação de Esquemas Especiais de Proteção ou por motivos sistêmicos, sendo admitidas algumas exceções;

desligamento ocasionado por ação indevida do ONS;

desligamento com duração inferior ou igual a 1 (um) minuto.

35. Também estão previstos na Resolução Normativa n° 270/2007 alguns critérios especiais para a apuração da PV por indisponibilidade, quando a transmissora poderá requerer ao ONS a desconsideração do período correspondente. Por exemplo, quando o desligamento de uma instalação for qualificado pela concessionária de transmissão como decorrente de caso fortuito ou força maior ou de situações de sabotagem, terrorismo, calamidade pública, de emergência e por motivo de segurança de terceiros, que interfiram na prestação do serviço, ou quando o desligamento de uma instalação for causado por queimada em vegetação pertencente a Área de Preservação Permanente ou em área onde o desmatamento não foi autorizado por órgãos ambientais.

36. Há também outros regulamentos da ANEEL que tratam sobre os desdobramentos provocados por situações de caso fortuito ou de força maior. Destacam-se aqui alguns artigos da Resolução Normativa n° 414/2010, que estabelece as condições gerais de fornecimento de energia elétrica. Nessa resolução, são previstas compensações ao consumidor no caso de descumprimento de alguns dispositivos, exceto naquelas situações. Cita-se, como exemplo, o inciso VI do artigo 153, que dispõe que:

VI – a violação dos prazos regulamentares para os padrões de atendimento comercial deve ser desconsiderada para efeito de eventual crédito ao consumidor, quando for motivada por caso fortuito, de força maior ou se for decorrente da existência de situação de calamidade pública decretada por órgão competente, desde que comprovados por meio documental à área de fiscalização da ANEEL;



37. Também são previstas outras situações de isenção de responsabilidade da distribuidora na ocorrência de situações envolvendo calamidade pública ou força maior, como aspectos relacionados ao faturamento e ao ressarcimento de danos elétricos causados a equipamentos instalados em unidades consumidoras. 38. Por fim, ressalta-se que a isenção de responsabilidades é um assunto previsto no Código Civil Brasileiro, Lei n° 10.406, de 10 de janeiro de 2002, e está presente em outros regulamentos da ANEEL, como já mencionado. III.1.2 Regulação em outros países 39. O uso de expurgos nos indicadores de continuidade devido a eventos excepcionais é largamente empregado em outros países. Um documento de referência, publicado pelo CEER3, traz boas informações a respeito da apuração dos indicadores de continuidade na Europa. Esse documento tem o objetivo de disseminar informação a respeito da regulação da qualidade da energia elétrica nesses países. Logo no início, o documento define as interrupções de longa duração, mostrando que a grande maioria dos países da Europa define Interrupções de Longa Duração como aquelas com duração maior que três minutos, a exemplo do adotado pelo Módulo 8 do PRODIST. 40. O documento descreve diversos aspectos sobre expurgos praticados na Europa. Segundo essa Entidade, algumas interrupções são consideradas como eventos excepcionais e não podem ser consideradas em estatísticas de apuração ou devem ser tratadas separadamente. Os países usam diferentes critérios para decidir se uma interrupção deve ser tratada como um evento excepcional. As razões básicas para a decisão diferir entre países, de forma geral, fundamenta-se na consideração que não é possível projetar um sistema elétrico que pode enfrentar todas as situações.

41. Por exemplo, eventos climáticos severos ou outras circunstâncias atípicas podem resultar em falha de equipamentos, mesmo em margens de segurança razoáveis. Tais desligamentos são frequentemente considerados como eventos excepcionais. Mas é importante relatar que o conceito é relativo: tempestades de neve, por exemplo, podem não ser um evento excepcional na Suécia, porém possivelmente serão eventos excepcionais na Grécia.

42. Há diversos eventos extraordinários que podem representar um caso excepcional. A título de exemplo, pode-se enumerar: os furacões, os fortes ventos, as nevadas, as inundações ou outras condições extremas. Um dos maiores problemas é como identificar eventos que caracterizam o desempenho normal da distribuidora e os que são excepcionais (estão fora do controle da distribuidora).

43. Existem várias regras para definição de evento excepcional, que podem ser baseadas no número de consumidores interrompidos, duração das interrupções, condições climáticas, extensão do dano na rede da distribuidora, dentre outros.

3 4TH Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply 2008 - Council of European Energy Regulators (CEER).



44. As interrupções no fornecimento de energia elétrica causadas por eventos excepcionais são expurgadas da apuração dos indicadores de continuidade em muitos países, porém a maneira que o assunto é tratado difere muito de um país para o outro. Em alguns países, a classificação de eventos excepcionais não é realizada pela distribuidora, mas sim pelo órgão regulador. 45. A seção a seguir apresenta uma compilação das práticas adotadas por alguns países referentes aos expurgos. III.1.2.1 Estados Unidos - IEEE Std 1366-2003

46. O IEEE 1366 “IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices” de 2003 propõe o

uso do método estatístico denominado de Método Beta () para a definição do Major Event Day (MED). Dentre os objetivos do método, destaca-se a forma justa de tratamento com todas as distribuidoras, independentemente de seus tamanhos ou da simplicidade de aplicação.

47. No método Beta () são identificados dias em que a média do DEC diário exceda um limiar. Para calcular este limiar são considerados os últimos cinco anos de apuração do DEC diário, sendo excluídos os dias em que não existiu interrupção. A expressão de cálculo do limiar é:

(3)

onde representa a média da aplicação do logaritmo neperiano (ln) aos DECs diários dos últimos 5 anos, β é o desvio padrão aplicado ao resultado do logaritmo neperiano (ln) dos DECs diários dos últimos 5 anos.

48. O pressuposto do método é que a distribuição do DEC diário de todas as distribuidoras representa lognormal, sendo que na prática isto não ocorre, pois a faixa do número de dias atípicos varia muito, devido à existência de valores muito baixos e valores muito altos. 49. A aplicação do método Beta foi proposta para possibilitar a análise do desempenho da distribuidora em condições normais e em condições excepcionais, e não é necessariamente adotado pelos reguladores como um fato expurgável dos indicadores de continuidade. Ressalta-se também que há pesquisas4 que apontam que o histórico de interrupções das distribuidoras pode comprometer o limiar que define um Major Event Day, causando um aumento inadequado desse em anos seguintes a eventos catastróficos.

4 Norm Hann and Caitlin Daly: Investigation of the 2.5 Beta Methodology, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 26, no. 4, November 2011.



III.1.2.2 Reino Unido

50. A definição de evento excepcional na Europa varia bastante, e por esta razão há uma dificuldade de comparar os indicadores de distribuidoras de diferentes países. No Reino Unido existem duas razões para identificar eventos excepcionais:

possibilitar a análise do desempenho da distribuidora em condições normais e

em condições excepcionais e;

existência de compensação a ser paga pela distribuidora ao consumidor caso sejam ultrapassados os limites estabelecidos pelo regulador.

51. O critério adotado pelo Reino Unido classifica dois tipos de eventos excepcionais:

relacionados ao clima – mais que oito vezes o número médio de faltas

verificadas na alta tensão e;

não relacionadas ao clima – eventos que não são de controle da distribuidora e que atinjam mais que 25.000 consumidores e/ou um valor elevado de SAIDI5.

52. Os limites estabelecidos para a duração máxima da interrupção são os apresentados na tabela a seguir.

Tabela 1 – Classificação de eventos excepcionais no Reino Unido.

Categoria Definição Limite

Condições normais - 18 horas

Categoria 1 8 a 13 vezes o nº de faltas na alta tensão (>1kV) e < 35% dos consumidores

afetados

24 horas

Categoria 2 ≥13 vezes e < 35% dos consumidores afetados

48 horas

Categoria 3 ≥35% consumidores afetados 48( )

53. A qualidade é considerada pelo regulador na definição da tarifa. Nesse caso, os eventos excepcionais não são considerados na apuração dos indicadores. Com relação à compensação aos consumidores, o pagamento deverá ser realizado de acordo com as categorias apresentadas anteriormente.

5 System Average Interruption Duration Index – SAIDI, similar ao indicador DEC.



III.1.2.3 Itália

54. Os objetivos da Itália para a definição de eventos excepcionais são os mesmos do Reino Unido. A Itália considera a qualidade na definição da tarifa desde 2000 (similar ao conceito do Fator X). De 2000 a 2008, o órgão regulador italiano propôs três critérios para a definição de evento excepcional. 55. No primeiro critério (2000-2003), as interrupções eram classificadas como: força maior, causas externas e de responsabilidade da distribuidora. Para ser classificada como força maior era preciso que a distribuidora apresentasse uma comprovação formal de estado de calamidade. 56. No segundo critério (2004-2007), um método estatístico foi proposto com base na duração da interrupção média dos consumidores (CAIDI6). A análise era com base no histórico de um ano dos CAIDIs diários dos distritos existentes no país. O limiar era calculado em uma fórmula baseada na média e desvio padrão. O maior problema identificado pelo regulador foi que para pequenos distritos o limiar era ineficaz, pois eventos que deveriam ser excepcionais não eram corretamente classificados. 57. No terceiro critério (2008), também foi proposto um método estatístico, porém com base no número de faltas ocorridas no intervalo de seis horas. A justificativa para o uso do número de faltas foi devido a este ser um bom indicador do desempenho da rede e estar muito relacionado com as características operacionais da rede. A análise é realizada com base no histórico de três anos e não mais por distrito, mas sim por distribuidora – com exceção da Enel, que foi subdividida devido ao seu tamanho. A seguir é apresentada a fórmula estatística utilizada para classificar eventos excepcionais:

3,5+7,1*avgLV (4)

2,3+9,4*avgMV (5)

onde avgLV representa o valor médio histórico de faltas na baixa tensão; e avgMV valor médio histórico

de faltas na média tensão.

Tabela 2 – Limites para os eventos excepcionais na Itália.

Categoria Densidade Tempo (horas)

V <1kV Tempo (horas)

1kV ≤ V ≤132 kV

Não planejada

Alta 8 4

Média 12 6

Baixa 16 8

Planejada Todas 8 8

6 CAIDI - Customer Average Interruption Duration Index.



III.1.2.4 Exemplos de Expurgo das interrupções devido a eventos excepcionais

58. Dos expostos nos itens anteriores, percebe-se que o conceito de evento excepcional tem considerações específicas em cada país. Entretanto, é importante entender como tais eventos são considerados nas apurações dos indicadores de qualidade. Para ilustrar como são considerados os eventos excepcionais nas estatísticas de interrupções, dois casos extraídos do relatório da CEER são apresentados. No primeiro caso, tem-se o exemplo da Áustria e, em seguida, o de Portugal. 59. Na Figura 4 são apresentados dois gráficos, sendo que o primeiro representa a duração em minutos percebida pelo consumidor devido às interrupções não programadas; e o segundo mostra o número de interrupções por consumidor devido às interrupções não programadas. Ambos os gráficos trazem o histórico de apuração para o período de 2002 a 2007 da Áustria. Vale ressaltar que nesse país são considerados como eventos excepcionais os decorrentes de desastres naturais.

Figura 4 – Histórico das interrupções não programadas na Áustria, segregadas entre atribuídas a eventos

excepcionais e não excepcionais (Fonte: CEER, 2008). 60. Pela Figura 4, observa-se grande variação na porcentagem da duração e frequência dos eventos excepcionais de um ano para o outro. Percebe-se uma característica comum desses eventos: o impacto na quantidade de interrupções é menor do que na duração, o que caracteriza um evento com dificuldades para restabelecimento do fornecimento. O ano de 2002 foi o ano com maior participação relativa dos eventos percentuais: 58% nos Minutos Perdidos por Consumidor (equivalente ao DEC) e 23% na Quantidade de Interrupções por Consumidor de Baixa Tensão (equivalente ao FEC). 61. De forma similar ao apresentado na Figura 4, apresenta-se também o histórico de interrupções para Portugal na Figura 5.



Figura 5 - Histórico das interrupções não programadas em Portugal, segregadas entre atribuídas a eventos de

força maior e a eventos ocorridos em condições normais (Fonte: CEER, 2008). 62. Os eventos classificados em Portugal como os de força maior têm como causa greve geral, incêndio, intervenção de terceiro devidamente comprovado, dentre outros.

63. Em Portugal existem mais eventos que podem ser classificados como excepcionais, o que pode explicar a razão pela qual a porcentagem da frequência desses eventos é mais alta e estável nesse país do que na Áustria.

III.2 Histórico de interrupções segregadas na distribuição 64. O objetivo desta subseção é apresentar as apurações das concessionárias de distribuição dos indicadores segregados, conforme previsto no PRODIST. Essas informações propiciarão uma melhor percepção dos efeitos dos expurgos com relação às interrupções de fato verificadas pelas unidades consumidoras, assim como o conhecimento da participação do suprimento nos indicadores das distribuidoras. 65. A Resolução Normativa nº 395 de 2009, estabeleceu que os indicadores DEC e FEC a partir de 2010 fossem encaminhados à ANEEL de forma estratificada, conforme a classificação das interrupções.

66. Mediante os dados de DEC e FEC estratificados e extraídos do banco de dados da ANEEL, apresenta-se nessa seção o histórico de expurgos no Brasil para os anos de 2010 e 2011. Na Tabela 3 apresenta os principais expurgos considerados pela ANEEL.



Tabela 3 – Expurgos nos indicadores de continuidade DEC e FEC.

Expurgos devido a interrupções ocorridas em dia crítico

Expurgos devido a interrupções ocorridas em situação de emergência

Expurgos devido a interrupções vinculadas a programas de racionamento instituídos pela União e oriundas de atuação de esquemas de alívio de carga solicitado pelo ONS (ERAC)

67. O resultado do histórico de expurgos pode ser conferido na Figura 6 a seguir:

Figura 6 – Percentual de Expurgos no Brasil para os anos de 2010 e 2011.

68. O percentual de expurgos para cada concessionária de distribuição pode ser conferida nas Tabela 4 e Tabela 5.



Tabela 4 – Percentual de expurgos no DEC por concessionária de distribuição.

Concessionária

2010 2011

% Expurgos por

Situação de Emergência

% Expurgos

por Dia Crítico

% Expurgos por ERAC

% Total de Expurgos

% Expurgos por


% Expurgos

por Dia Crítico

% Expurgos por ERAC

% Total de

Expurgos

AES-SUL 11,11% 24,29% 0,00% 35,40% 13,84% 33,86% 0,00% 47,71%

AmE 0,04% 8,77% 0,00% 8,81% 0,81% 7,84% 0,00% 8,65%

AMPLA 4,14% 0,00% 0,00% 0,00% 7,57% 14,82% 0,09% 22,48%

BANDEIRANTE 1,61% 24,24% 0,05% 25,91% 1,56% 24,94% 0,33% 26,83%

Boa Vista 15,52% 0,00% 0,00% 15,52% - - - -

CAIUÁ-D 0,86% 25,89% 0,00% 26,76% 0,00% 30,25% 0,00% 30,25%

CEA - - - - - - - -

CEAL 0,00% 3,01% 0,00% 3,01% 3,14% 10,94% 1,03% 15,11%

CEB-DIS 0,00% 6,84% 0,00% 6,84% 0,22% 4,15% 3,74% 8,11%

CEEE-D 10,52% 16,28% 0,06% 26,87% 17,30% 18,57% 0,10% 35,97%

CELESC-DIS 4,65% 19,45% 0,00% 24,10% 8,12% 8,81% 0,10% 17,03%

CELG-D 0,55% 13,46% 0,00% 14,01% 0,50% 14,16% 0,00% 14,66%

CELPA 0,79% 5,79% 0,00% 6,59% 1,22% 4,28% 0,00% 5,51%

CELPE 25,26% 15,72% 2,03% 43,01% 26,21% 3,94% 9,92% 40,07%

CELTINS 0,00% 10,03% 0,00% 10,03% 0,00% 8,09% 0,00% 8,09%

CEMAR 5,73% 4,92% 0,13% 10,78% 2,94% 15,69% 0,00% 18,63%

CEMAT 0,02% 17,60% 0,02% 17,64% 0,23% 8,66% 0,35% 9,23%

CEMIG-D 0,01% 14,04% 0,00% 14,05% 0,27% 14,73% 0,00% 15,00%

CEPISA* - - - - - - - -

CERON 0,00% 5,66% 12,09% 17,75% 0,00% 6,52% 1,94% 8,46%

CERR* 27,17% 0,41% 0,00% 0,00% - - - -

CFLO 0,00% 5,68% 0,00% 5,68% 0,00% 16,94% 0,00% 16,94%

CHESP 5,81% 5,20% 0,00% 11,02% 3,42% 3,68% 0,00% 7,11%

CJE 0,00% 9,47% 0,00% 9,47% 2,99% 29,01% 0,53% 32,53%

CLFM 0,00% 14,87% 9,06% 23,93% 0,00% 21,88% 0,72% 22,60%

CLFSC 0,00% 23,49% 0,00% 23,49% 0,00% 11,09% 0,00% 11,09%

CNEE 0,00% 6,78% 0,00% 6,78% 0,00% 35,97% 0,00% 35,97%

COCEL 4,00% 46,31% 0,00% 50,31% 0,00% 32,58% 0,00% 32,58%

COELBA 9,37% 11,00% 1,05% 21,42% 4,16% 9,28% 8,36% 21,79%

COELCE 0,00% 4,20% 3,12% 7,32% 0,00% 6,65% 9,18% 15,83%

COOPERALIANÇA 0,00% 0,33% 9,69% 10,01% 0,00% 0,00% 4,48% 4,48%

COPEL-DIS 0,60% 17,35% 0,00% 17,95% 1,20% 16,63% 0,14% 17,97%

COSERN 12,77% 16,26% 1,93% 30,97% 2,62% 5,79% 17,78% 26,19%



Concessionária

2010 2011

% Expurgos por


% Expurgos

por Dia Crítico

% Expurgos por ERAC

% Total de Expurgos

% Expurgos por


% Expurgos

por Dia Crítico

% Expurgos por ERAC

% Total de

Expurgos

CPEE 0,00% 21,39% 1,15% 22,54% 0,00% 24,66% 0,00% 24,66%

CPFL- Piratininga 0,10% 19,40% 0,00% 19,50% 0,29% 15,12% 0,20% 15,61%

CPFL-Paulista 0,00% 20,25% 0,00% 20,25% 4,69% 32,31% 0,27% 37,26%

CSPE 0,97% 18,33% 0,00% 19,30% 1,77% 19,46% 0,00% 21,24%

DEMEI 0,00% 21,24% 0,00% 21,24% 1,80% 12,51% 0,00% 14,31%

DMEPC 7,70% 8,05% 0,00% 15,75% 8,79% 8,79% 0,00% 17,57%

EBO 0,00% 14,85% 0,66% 15,52% 2,36% 7,30% 19,31% 28,96%

EDEVP 0,00% 14,55% 0,00% 14,55% 0,00% 27,14% 0,00% 27,14%

EEB 0,48% 13,61% 0,00% 14,09% 0,00% 34,10% 0,00% 34,10%

EFLJC 0,00% 46,58% 0,00% 46,58% 0,00% 5,21% 0,00% 5,21%

EFLUL 0,00% 2,36% 0,00% 2,36% 0,00% 57,44% 0,00% 57,44%

ELEKTRO 2,22% 21,97% 0,00% 24,19% 2,51% 23,45% 0,09% 26,05%

ELETROACRE 0,00% 9,35% 8,16% 17,52% 0,00% 3,52% 1,75% 5,27%

ELETROCAR 0,00% 21,74% 0,01% 21,75% 0,00% 10,62% 0,00% 10,62%

ELETROPAULO 13,80% 14,62% 0,00% 28,42% 9,02% 23,62% 0,09% 32,73%

ELFSM - - - - - - - -

EMG 0,20% 23,72% 0,86% 24,78% 8,90% 25,86% 0,00% 34,76%

ENERSUL 0,01% 23,56% 0,00% 23,57% 1,40% 17,33% 0,02% 18,75%

ENF 0,00% 21,52% 0,00% 21,52% 57,30% 30,30% 0,00% 87,60%

EPB 0,20% 13,18% 2,02% 15,40% 1,60% 8,04% 7,95% 17,59%

ESCELSA 1,41% 13,12% 0,00% 14,53% 2,44% 13,46% 0,00% 15,89%

ESE 2,85% 29,08% 0,82% 32,76% 0,57% 4,87% 8,07% 13,52%

FORCEL - - - - - - - -

HIDROPAN 0,00% 8,48% 0,00% 8,48% 0,00% 4,70% 0,00% 4,70%

IENERGIA 0,11% 0,00% 0,00% 0,11% 0,00% 22,66% 0,00% 22,66%

LIGHT 2,50% 34,20% 0,00% 36,71% 0,00% 0,18% 0,82% 1,00%

MUX-Energia - - - - - - - -

RGE 7,54% 25,60% 0,00% 33,14% 20,62% 15,52% 0,00% 36,14%

SULGIPE 0,00% 18,44% 5,37% 23,82% 0,00% 4,85% 11,43% 16,28%

UHENPAL 0,00% 34,45% 4,18% 38,63% 0,00% 15,11% 0,00% 15,11% * distribuidoras com processo de coleta e apurados dos indicadores de continuidade não certificado.



Tabela 5 – Percentual de expurgos no FEC por concessionária.

Concessionária

2010 2011

% Expurgos

por Situação de Emergência

% Expurgos

por Dia Crítico

% Expurgos por ERAC

% Total de Expurgos

% Expurgos


% Expurgos

por Dia Crítico

% Expurgos

por ERAC

%Total de Expurgos

AES-SUL 8,01% 12,97% 0,00% 20,98% 10,24% 17,55% 0,00% 27,79%

AmE 0,02% 8,45% 0,00% 8,47% 0,21% 7,05% 0,00% 7,26%

AMPLA 0,84% 0,00% 0,00% 0,00% 3,20% 11,29% 0,59% 15,08%

BANDEIRANTE 0,96% 16,29% 0,46% 17,72% 2,50% 14,79% 1,40% 18,69%

Boa Vista 17,40% 0,00% 0,00% 17,40% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

CAIUÁ-D 0,29% 11,60% 0,00% 11,89% 0,00% 18,07% 0,00% 18,07%

CEA - - - - - - - -

CEAL 0,00% 5,60% 0,00% 5,60% 0,54% 13,43% 0,71% 14,68%

CEB-DIS 0,00% 6,49% 0,00% 6,49% 0,27% 4,88% 1,37% 6,52%

CEEE-D 8,62% 11,35% 0,00% 19,98% 15,60% 13,43% 0,01% 29,04%

CELESC-DIS 2,13% 14,46% 0,01% 16,61% 3,15% 6,50% 0,54% 10,19%

CELG-D 1,09% 8,10% 0,00% 9,19% 1,03% 10,13% 0,00% 11,16%

CELPA 0,26% 6,27% 0,08% 6,60% 0,30% 3,91% 0,01% 4,22%

CELPE 16,54% 12,23% 9,08% 37,85% 24,30% 3,03% 8,64% 35,98%

CELTINS 0,00% 8,10% 0,00% 8,10% 0,00% 6,91% 0,00% 6,91%

CEMAR 6,22% 4,81% 0,15% 11,19% 3,53% 14,38% 0,00% 17,91%

CEMAT 0,00% 14,11% 0,12% 14,24% 0,11% 7,79% 0,12% 8,02%

CEMIG-D 0,00% 11,43% 0,00% 11,43% 0,15% 10,78% 0,00% 10,94%

CEPISA - - - - - - - -

CERON 0,00% 6,02% 9,30% 15,32% 0,00% 6,39% 8,05% 14,44%

CERR 25,92% 0,46% 0,00% 0,00% - - - -

CFLO 0,00% 4,02% 0,00% 4,02% 0,00% 13,54% 0,00% 13,54%

CHESP 2,80% 7,08% 0,00% 9,88% 1,02% 3,11% 0,00% 4,14%

CJE 0,00% 8,60% 0,00% 8,60% 2,61% 32,00% 0,69% 35,30%

CLFM 0,00% 15,00% 15,27% 30,27% 0,00% 22,32% 3,14% 25,46%

CLFSC 0,00% 24,05% 0,00% 24,05% 0,00% 12,44% 0,00% 12,44%

CNEE 0,00% 5,37% 0,00% 5,37% 0,00% 25,92% 0,00% 25,92%

COCEL 2,51% 27,02% 0,00% 29,53% 0,00% 32,44% 0,00% 32,44%

COELBA 4,48% 7,51% 5,54% 17,53% 3,68% 5,57% 6,80% 16,05%

COELCE 0,00% 2,45% 16,26% 18,72% 0,00% 4,32% 9,65% 13,97%

COOPERALIANÇA 0,00% 0,22% 10,17% 10,39% 0,00% 0,00% 4,44% 4,44%

COPEL-DIS 0,35% 11,88% 0,00% 12,23% 0,47% 10,24% 0,89% 11,60%

COSERN 12,25% 16,07% 8,61% 36,93% 2,03% 5,28% 8,89% 16,20%



Concessionária

2010 2011

% Expurgos


% Expurgos

por Dia Crítico

% Expurgos por ERAC

% Total de Expurgos

% Expurgos


% Expurgos

por Dia Crítico

% Expurgos

por ERAC

%Total de Expurgos

CPEE 0,00% 13,39% 4,79% 18,19% 0,00% 19,59% 0,00% 19,59%

CPFL- Piratininga 0,37% 14,58% 0,00% 14,95% 0,24% 11,50% 1,04% 12,78%

CPFL-Paulista 0,00% 14,32% 0,00% 14,32% 1,01% 19,64% 1,32% 21,97%

CSPE 0,07% 14,80% 0,00% 14,87% 0,18% 15,43% 0,00% 15,61%

DEMEI 0,00% 14,58% 0,00% 14,58% 4,55% 6,78% 0,00% 11,33%

DMEPC 5,50% 5,50% 0,00% 11,00% 6,37% 6,37% 0,00% 12,75%

EBO 0,00% 9,67% 4,04% 13,71% 0,63% 5,50% 7,23% 13,36%

EDEVP 0,00% 11,96% 0,00% 11,96% 0,00% 18,04% 0,00% 18,04%

EEB 0,37% 7,04% 0,00% 7,41% 0,00% 16,78% 0,00% 16,78%

EFLJC 0,00% 31,64% 0,00% 31,64% 0,00% 25,93% 0,00% 25,93%

EFLUL 0,00% 2,35% 0,00% 2,35% 0,00% 47,86% 0,00% 47,86%

ELEKTRO 1,25% 13,38% 0,00% 14,63% 1,07% 14,79% 0,74% 16,60%

ELETROACRE 0,00% 13,04% 6,93% 19,97% 0,00% 4,10% 3,53% 7,62%

ELETROCAR 0,00% 10,96% 0,01% 10,97% 0,00% 6,84% 0,00% 6,84%

ELETROPAULO 14,89% 10,02% 0,00% 24,91% 8,19% 13,93% 0,74% 22,86%

ELFSM 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

EMG 0,22% 18,58% 0,93% 19,73% 5,15% 16,85% 0,00% 22,00%

ENERSUL 0,01% 14,66% 0,00% 14,67% 0,67% 12,01% 0,29% 12,97%

ENF 0,00% 20,10% 0,00% 20,10% 17,45% 22,76% 0,00% 40,21%

EPB 0,37% 7,28% 8,53% 16,18% 1,33% 5,50% 4,93% 11,76%

ESCELSA 0,36% 7,20% 0,00% 7,56% 2,66% 8,39% 0,00% 11,05%

ESE 2,08% 25,66% 10,09% 37,84% 0,33% 4,36% 6,27% 10,96%

FORCEL - - - - - - - -

HIDROPAN 0,00% 7,12% 0,00% 7,12% 0,00% 5,17% 0,00% 5,17%

IENERGIA 0,10% 0,00% 0,00% 0,10% 0,00% 8,66% 0,00% 8,66%

LIGHT 1,69% 31,32% 0,00% 33,00% 0,00% 0,24% 1,95% 2,19%

MUX-Energia 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

RGE 3,54% 11,83% 0,00% 15,37% 6,97% 8,38% 0,00% 15,35%

SULGIPE 0,00% 13,22% 11,29% 24,51% 0,00% 7,31% 6,02% 13,33%

UHENPAL 0,00% 17,67% 9,83% 27,49% 0,00% 6,65% 0,00% 6,65%

69. Na Figura 7 são apresentados os históricos de apuração das interrupções segregadas por causas internas e externas aos sistemas de distribuição para o Brasil nos anos de 2010 e 2011. Os



indicadores segregados de acordo com a origem da interrupção foram obtidos através das expressões a seguir. A soma das interrupções externas e internas compõem os indicadores DEC e FEC.

(6)

(7)

(8)

(9)

77,53%82,35%

73,89%79,78%

3,36%

2,73%

6,61%

6,94%

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

DEC 2010 FEC 2010 DEC 2011 FEC 2011

Interno Externo

Figura 7 – Segregação do DEC e FEC em causas internas e externas. III.3 Estudo de casos 70. Além do histórico de apuração das interrupções segregadas por causas internas e externas, a subseção anterior apresentou uma compilação das apurações das distribuidoras no que se refere às interrupções classificadas como expurgáveis, conforme o Item 5.6.2.2 do Módulo 8 do PRODIST. Observa-se que o expurgo nos indicadores DEC e FEC no Brasil em 2011 foi de 19,50% e 13,28%, respectivamente.



Entretanto, há distribuidoras que apresentaram expurgos muito acima da média, assim como outras que sequer contabilizaram interrupções expurgáveis. Ainda, observa-se que os expurgos devido a situações de alívio de carga coordenados pelo ONS são bastante excepcionais, apresentando percentuais pouco expressivos. 71. O objetivo desta subseção é apresentar alguns casos concretos que permitem uma visão mais detalhada das situações que levam aos números mostrados na subseção anterior. São apresentados casos que ilustram as possíveis segmentações dos indicadores DEC e FEC já detalhadas anteriormente. III.3.1 Uso Indevido de Expurgos das Interrupções ocorrida em dia Crítico e por Situação de Emergência 72. Neste item, inicialmente, apresenta-se um caso do mau uso do dia crítico constatado pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE/ANEEL. O objetivo é mostrar que de fato as diversas disposições criadas no regulamento podem ser utilizadas, com ou sem dolo, pelas distribuidoras para atenuar penalidades. Ao mesmo tempo, mostra-se aqui que a ANEEL atua por meio de sua fiscalização para coibir essas práticas, através da aplicação de penalidades – que muitas vezes não têm efeito em curto prazo. 73. Foram constatados pela fiscalização problemas de inconsistências na apuração do dia crítico, ou seja, identificou-se o mau uso do regulamento sobre o dia crítico para a apuração dos indicadores de continuidade. 74. A título de exemplo, uma única interrupção ocorrida em uma chave secionadora de um alimentador em uma determinada distribuidora gerou 15 ocorrências distintas, conforme poder ser verificado na Tabela 6. Quando do cálculo do dia crítico apresentado pela distribuidora para o conjunto “A”, a empresa utilizou esse último dado, mesmo com seu sistema de gestão da distribuição apontando que se tratava do mesmo evento.

Tabela 6 – Ocorrência registrada.

Número Ocorrência

Data inicio

Hora inicio

Data fim Hora fim Descrição Conjunto Número de

consumidores atingidos

2010-1033317 11/1/2010 19:07:00 11/1/2010 20:55:00 Falha de material ou equipamento A 108

















75. O PRODIST (Item 2.260, da Seção 1.2 do Módulo 1) define o conceito de ocorrências emergenciais como sendo o atendimento de emergência provocado por um único evento que gere deslocamento de equipes, inclusive aquela considerada improcedente.

76. Nesse sentido, o procedimento utilizado pela distribuidora não foi aderente ao regulamento, uma vez que as ocorrências acima foram utilizadas indevidamente para o cálculo do dia crítico, distorcendo o mesmo. 77. Dessa forma, como o cálculo do dia crítico apresentado pela distribuidora nesse exemplo estava inconsistente, a apuração dos indicadores de continuidade DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC também não estava aderente ao regulamento. 78. Se, eventualmente, uma determinada distribuidora não dispuser de um sistema de gestão de ocorrências eficiente – com inteligência que aponte o provável equipamento da rede em que houve a atuação do dispositivo de seccionamento e/ou proteção – o cálculo do dia crítico pode estar distorcido, e, portanto, haverá uma aplicação inadequada do regulamento.

79. Outro caso constatado pela fiscalização refere-se a expurgos por situação de emergência efetuada de forma indevida. A SFE/ANEEL analisou 45 casos de interrupções de uma determinada concessionária de distribuição, que foram expurgadas por situação de emergência. A equipe de fiscalização constatou que em apenas cinco casos foram apresentados documentos que caracterizavam situação de emergência. Para os demais casos, a distribuidora apresentou documentação insuficiente para comprovar uma interrupção por situação de emergência, pois, em sua maioria, tratavam-se fac-símiles de jornais. 80. No referido caso, a SFE/ANEEL determinou à distribuidora o recálculo dos indicadores dos continuidade. Também como consequência do descumprimento relatado, a distribuidora foi penalizada com a aplicação de multa do Grupo III na ordem de 13 milhões de reais7, em observância a Resolução Normativa nº 063/2004.

III.3.2 Irregularidade na apuração de interrupções programadas

81. Descreve-se um caso de não cumprimento ao disposto do Item 5.6.3.2, da Seção 8.2, do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, no que se refere aos expurgos de desligamentos programados no indicador DMIC.

7 O Processo Punitivo aplicado à distribuidora ainda se encontra em fase recursal.



82. Para a apuração do indicador DMIC, o regulamento permite que sejam expurgadas as interrupções oriundas de desligamentos programados, desde que os consumidores sejam devidamente avisados e o início e o fim da interrupção estejam compreendidos no intervalo programado. 83. O caso se refere a uma distribuidora que extrapolou o período de tempo para realização de manutenção programada. De acordo com o regulamento, nesse caso a interrupção não deve ser expurgada do indicador, sendo passível de compensação. 84. Por fim, a fiscalização concluiu que a não conformidade exposta foi comprovada devido a descumprimento da regulamentação vigente, o que resultou em multa do grupo III, de acordo com o inciso I do Artigo 6º da Resolução Normativa n.º 63/2004, na ordem de quinhentos mil reais8. III.3.3 Evento climático atípico 85. Ilustra-se neste caso um evento climático atípico, ocorrido em 29 de outubro de 2011. O objetivo é mostrar um fato que deve ser segregado das condições de atendimento normais, sendo imaginável o comprometimento da qualidade do serviço – não apenas o de distribuição de energia elétrica. 86. Esse evento abrangeu os estados de Mato Grosso do Sul, Paraná e São Paulo, e vários municípios de diferentes distribuidoras brasileiras. Segundo a imprensa, os ventos passaram de 100 km/h e foram atendidas pelo menos 30 ocorrências de quedas de árvore pelo Corpo de Bombeiros de Campinas-SP. Alguns municípios decretaram situação de emergência em decorrência do temporal. As fotos a seguir foram enviadas à ANEEL pela CPFL Paulista e ilustram os problemas causados no dia citado.

8 O Processo Punitivo aplicado à distribuidora ainda se encontra em fase recursal.



Figura 8 – Fotos ilustrando queda de árvores (Fonte: CPFL).

87. A figura a seguir apresenta a evolução das ocorrências emergenciais e o registro da quantidade de unidades consumidoras sem energia elétrica, dados relacionados ao dia 29 de outubro de 2011.

Figura 9 – Comportamento do número de ocorrências e clientes afetados no dia 29/10/2011.

88. A figura a seguir apresenta o desligamento registrado de alimentadores nos municípios da região de Campinas. Foram desligados 113 alimentadores.



Figura 10 – Municípios afetados pelas interrupções (Fonte: CPFL Paulista).

89. Quedas de árvore são previsíveis, e ocorrem com certa frequência. As redes de distribuição aéreas estão sujeitas a esses problemas e as distribuidoras devem estar preparadas para minimizar as consequências desses eventos, efetuando os reparos de forma rápida ou mesmo agindo preventivamente. Entretanto, situações atípicas com inúmeras ocorrências acontecem em menor frequência. Obviamente, a distribuidora também deve estar preparada para esses eventos, sendo, porém, certo que o atendimento será prejudicado, e o tempo de restabelecimento do serviço não será o mesmo de dias normais. III.3.4 Esquemas Regionais de Alívio de Carga – ERAC 90. Conforme apresentado na Subseção III.1, se a interrupção do fornecimento for oriunda de atuação de esquemas de alívio de carga solicitado pelo ONS, a distribuidora deve expurgar esse evento. Essa previsão também é encontrada na regulamentação que trata da qualidade do serviço para as instalações da Rede Básica, conforme apresentado na referida seção. Essa previsão já foi questionada em algumas situações anteriores, tendo havido contribuições em audiências públicas propondo o fim desse dispositivo.

91. O ERAC9 é um dos mais importantes Sistemas Especiais de Proteção – SEP, tendo evitado com a sua correta atuação, conforme diagnosticado pelas análises de perturbações, diversos blecautes no

9 Definição extraída do site do Operador Nacional do Sistema – ONS. Conforme definem os Procedimentos de Rede, o ERAC é o sistema de proteção que, por meio do desligamento automático e escalonado de blocos de carga, utilizando relés de frequência, minimiza os efeitos de subfrequência decorrentes de perda de grandes blocos de geração.



SIN ao longo dos anos. Isto tem sido possível graças à perfeita adequação do ERAC no que se refere à disponibilização de carga para corte em estágios dentro de valores recomendados.

92. Com o processo de desverticalização do setor elétrico e o consequente desmembramento de empresas e surgimento de novos agentes, foram suscitados problemas quanto às responsabilidades sobre os relés de subfrequência e os montantes de cargas disponibilizados para corte pelo ERAC, o que levou o ONS a interagir, de forma transparente, com os novos agentes visando à transferência de responsabilidade dos relés do ERAC, elaborando especificações técnicas para aquisição de novos relés de subfrequência, de modo a recompor o equilíbrio original dos cortes e atender a determinação da ANEEL no sentido de atribuir aos agentes detentores das cargas a responsabilidade pelo corte isonômico de carga para garantir a efetividade do ERAC.

93. Um caso real de ERAC coordenado pelo ONS ocorreu devido a uma perturbação ocorrida no dia 04/02/2011 às 00h21min em um sistema de transmissão integrante da Rede Básica. Tal perturbação provocou interrupção no fornecimento de energia em diversos estados da região nordeste. Segundo o relatório do ONS RE 3/0032/2011, o desligamento afetou nove distribuidoras da região nordeste. 94. Ainda, conforme consta no Relatório de Análise de Perturbações – RAP divulgado pelo ONS, a interrupção representa um caso devido de ERAC o que possibilita o expurgo da interrupção nos indicadores de continuidade individuais e coletivos. Entretanto, para as distribuidoras que não possuíram ERAC, esse mesmo evento foi contabilizado para os indicadores DEC e FEC do mês.

95. A Figura 11 apresenta o indicador DECino apurado em fevereiro de 2011, o qual é possível observar a duração da interrupção nas nove distribuidoras devido ao desligamento provocado pelo ERAC.

1,03

3,73

2,79

0,33

2,13

2,52

2,11

2,82

4,03

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

COELCE COSERN CELPE CEAL SULGIPE COELBA ESE EPB EBO

DEC

ino

(h

ora

s)

Fevereiro 2011

Figura 11 – Apuração do DECino para as distribuidoras.



96. Há também casos de distribuidoras que não possuem sistema de proteção integrado ao ERAC. Portanto, para esses casos, não são admitidas expurgos nos indicadores de continuidade nesse contexto.

97. Por fim, vale salientar que os expurgos devido a interrupções por ERAC são pouco expressivos, conforme apresentado na Subseção III.2. III.3.5 Suprimento 98. No processo periódico de definição dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC, foi identificado um caso em que interrupções ocorridas no sistema elétrico pertencente à supridora tiveram forte influência nos indicadores de continuidade da distribuidora suprida, sendo, neste caso, uma concessionária de distribuição de pequeno porte. 99. Neste caso, a suprida transgrediu o indicador DEC nos anos de 2004 a 2007, e o FEC nos anos de 2004 a 2006, devido à grande participação das interrupções externas. A Tabela 7 mostra essa participação.

Tabela 7 – DEC e FEC segregados em origem interna e externa para a distribuidora em questão.

Ano DECi DECx % DECx FECi FECx % FECx

2004 16,12 7,23 31% 6,38 3,99 38%

2005 18,68 2,04 10% 11,44 1,99 15%

2006 14,28 3,64 20% 6,71 6,97 51%

2007 14,61 4,06 22% 6,24 1,99 24%

2008 7,69 1,00 12% 7,99 1,98 20%

Média 14,27 3,60 19% 7,75 3,38 30% DECi e FECi: devido a interrupção de origem interna. DECx e DECx: devido a interrupção de origem externa.

100. O caso aqui relatado foi motivo de fiscalização da ANEEL. Do ponto de vista das interrupções causadas pela supridora, a fiscalização constatou, com base no histórico de interrupções de emergência, que das 78 ocorrências registradas no período, aproximadamente 23% afetaram o suprimento à acessante, reforçando a alegação da concessionária de pequeno porte de que tais interrupções prejudicaram, em parte, o atendimento dos indicadores de continuidade.

101. A análise do caso mostrou que o histórico de apuração dos indicadores DEC e FEC da distribuidora suprida não contemplava o novo perfil de comportamento do suprimento dessa distribuidora. De posse dessas informações, e uma vez que as interrupções originadas no suprimento não são expurgadas dos indicadores contabilizados pela distribuidora suprida, a ANEEL optou pela elevação dos limites dos indicadores DEC e FEC da referida distribuidora.



102. Outro caso similar se refere a um desligamento ocorrido no sistema da distribuidora supridora que resultou em interrupção de todo o sistema de distribuição da empresa suprida – novamente uma empresa de pequeno porte. A situação foi provocada devido a um defeito no transformador de potência pertencente à distribuidora acessada, e teve efeitos em meses seguintes devido à sequência de manutenções necessárias. A tabela a seguir, apresentada pela empresa suprida, ilustra essa situação nos indicadores de continuidade.

Tabela 8 – Participação dos desligamentos externos nos indicadores da distribuidora suprida.

DEC FEC

Jan Fev Mar Total Jan Fev Mar Total

Externo 13,59 1,12 3,33 18,03 4,58 4,11 2,99 11,68

Total 16,37 1,98 4,52 22,86 7,14 5,62 5,27 18,03

103. O desligamento resultou para a distribuidora suprida em uma compensação na ordem de um milhão de reais aos seus consumidores, sendo que a estimativa de compensação da supridora para os consumidores da distribuidora suprida é da ordem de duzentos mil reais.

104. Outro caso relevante refere-se ao blecaute ocorrido no ano de 2009 no Sistema Interligado Nacional (SIN) no mês de novembro. Esse desligamento provocou uma elevação nos indicadores de continuidade das distribuidoras principalmente da região Sudeste. A Figura 12 apresenta o caso de uma distribuidora afetada pela elevação de aproximadamente 4,81 horas no indicador DEC no ano de 2009.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

DEC

(h

ora

s)

Ano

DEC Apurado Anual Figura 12 – Histórico de apuração do DEC de uma distribuidora afetada pelo blecaute de novembro de 2009.



105. Das informações apresentadas na Seção III.2, percebe-se que o DEC e FEC causado por eventos externos não é, em média, relevante nos indicadores do Brasil. Entretanto, os casos expostos demonstram que as interrupções ocorridas no sistema elétrico das supridoras podem causar impactos relevantes nos indicadores de continuidade das concessionárias supridas. Os casos mais frequentes têm ocorrido principalmente com as concessionárias de distribuição de pequeno porte. III.3.6 Catástrofe ocorrida na Região Serrana do Estado do Rio de Janeiro 106. Em janeiro de 2011, enchentes e deslizamentos de terra atingiram o estado do Rio de Janeiro. As cidades mais afetadas foram Teresópolis, Nova Friburgo, Petrópolis, Sumidouro e São José do Vale do Rio Preto, na Região Serrana do estado. 107. Os serviços governamentais contabilizaram 916 mortes e em torno de 345 desaparecidos, sendo 180 em Teresópolis, 85 em Nova Friburgo, 45 em Petrópolis e 2 em Sumidouro. Ainda de acordo com o Ministério Público, outras 32 pessoas não foram encontradas em outras localidades da Região Serrana, e cerca de 35 mil desalojados em consequência dos desastres naturais. Segundo informações da Secretaria de Estado da Saúde e Defesa Civil do Rio de Janeiro, 428 pessoas morreram em Nova Friburgo, 382 em Teresópolis, 71 em Petrópolis, 21 em Sumidouro, 4 em São José do Vale do Rio Preto e 1 em Bom Jardim. A tragédia foi considerada como o maior desastre climático da história do país, superando os 463 mortos do temporal que atingiu a cidade paulista de Caraguatatuba, em 1967. 108. A catástrofe causou danos ao sistema elétrico das distribuidoras que atendem a região. Para fins de exemplo, será tratado apenas o caso da Energisa Nova Friburgo – ENF por ser a mais atingida pelo ocorrido. Essa é detentora de concessão de distribuição e geração de energia na região de Nova Friburgo, que se encontra dentre as áreas mais atingidas neste evento trágico. 109. A cidade de Nova Friburgo foi fortemente afetada pelas chuvas que tiveram início na tarde do dia 11 de janeiro de 2011 e se intensificaram na madrugada do dia seguinte, causando enchentes, deslizamentos de terra, queda de barreiras e interdição das vias de acesso da cidade. Nesta oportunidade foi registrado um volume de chuvas de mais de 180 mm. Esses eventos afetaram o fornecimento de energia eletrica em toda a cidade de Nova Friburgo, devido aos grandes danos causados ao sistema eletrico da ENF (linhas de transmissao, 11 usinas, subestações, redes de distribuição, assim como agência de atendimento, escritórios e toda infraestrutura de apoio, incluindo veículos e almoxarifados). 110. De acordo com a Empresa, pelo fato da região de Nova Friburgo estar entre as mais atingidas na região Serrana, a totalidade dos alimentadores foi impactada, tendo sido observados diversos problemas: postes caídos/quebrados, estruturas danificadas, cabos partidos e quedas de árvores e barreiras sobre a rede, que ocasionaram a perda dos troncos principais dos alimentadores que atendem toda a cidade de Nova Friburgo, Sumidouro e demais localidades (Amparo, Lumiar, São Pedro da Serra, Campo do Coelho e Conquista). Em se tratando do suprimento, as usinas da ENF, Catete (2,4 MW) e Xavier (6 MW), foram destruídas.



111. Das cinco subestações da empresa, apenas a SE Julius Arp não foi diretamente afetada, porém as regiões atendidas por essa subestação também tiveram o fornecimento de energia interrompido devido a ocorrências registradas em todos os alimentadores, o que causou seus desligamentos. 112. Para eventos dessa grandeza, o atendimento aos consumidores pela distribuidora fica completamente prejudicado, há a destruição das redes, e a preocupação em salvar vidas é primordial sobre qualquer outro aspecto. Em situações de tal gravidade, deve-se relevar os limites de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica. Para isso, existe a caracterização da interrupção em situação de emergência. 113. Em um caso como o da ENF, torna-se muito difícil a contabilização e classificação de “ocorrências emergenciais”, em razão do nível de destruição da rede e da cidade. Eventualmente, o número de “ocorrências emergenciais” registradas poderia ser inferior ao necessário para a caracterização do “Dia Crítico”, porém a gravidade das mesmas é de proporção muito superior. O entendimento da ANEEL é que interrupções em situação de emergência tratam-se realmente de situações extremas, de calamidade pública, não restando à distribuidora recursos para a solução do problema no curto prazo. 114. Assim, no ano de 2011, a ENF expurgou de seus indicadores um total de 94 horas e 7 interrupções, conforme mostram gráficos a seguir. A discrepância entre os valores expurgados de DEC e FEC ilustra a gravidade das interrupções e a dificuldade para o restabelecimento do serviço.

18,76 17,97 20,58 24,01 13,48 13,36

3,70

94,41

19,00 18,00 17,00 16,31

15,11

14,59 13,29

-

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

110,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

DE

C (

ho

ras)

Ano

Histórico de Apuração do DEC - ENF

DEC Apurado DEC Expurgado DEC Limite

Figura 13 – DEC expurgado da ENF.



12,34 11,91 22,99 15,83 11,78 10,33

2,97 6,95

23,00

20,00

17,00 16,33

14,36

12,97 11,87

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

FE

C (

inte

rru

pçõ

es)

Ano

Histórico de Apuração do FEC - ENF

FEC Apurado FEC Expurgado FEC Limite

Figura 14– FEC expurgado da ENF. 115. A Figura 15 apresenta o restabelecimento feito pela ENF no mês de janeiro de 2011. São mostrados o percentual de consumidores interrompidos e a quantidade de consumidores energizados em cada dia após a catástrofe. Observa-se que, mesmo até o fim do mês, não foi possível religar todos os consumidores.



Figura 15 – Restabelecimento realizado pela ENF em janeiro de 2011 (Fonte: ENF)

116. A seguir são apresentadas algumas fotos das áreas afetadas.

Figura 16- Rua Augusto Spinelli antes e depois da tragédia. (Fonte: ENF).



Figura 17 - Rua Teresópolis antes e depois da tragédia. (Fonte: ENF).

Figura 18 - Praça do Suspiro antes e depois da tragédia. (Fonte: ENF).

III.4 Avaliação do Dia Crítico 117. Um dos pontos mais relevantes e questionados nos expurgos dos indicadores de continuidade é a existência do Dia Crítico, que define, de forma estatística, um período (dia) atípico, incomum para os padrões de operação em situação normal na área de concessão da distribuidora. Nesse dia se



espera que haja uma quantidade grande de eventos que gerem interrupções, e comprometam a qualidade do serviço. 118. Conforme já registrado anteriormente, o Dia Crítico foi alvo de estudo da ANEEL em 2011, o qual resultou na Revisão 4 do Módulo 8 do PRODIST. Para 2012, a SRD/ANEEL propôs estudar o tema Expurgos dos Indicadores, conforme consta na Agenda Regulatória Indicativa da ANEEL. Um dos assuntos estudados dentro do tema proposto refere-se à avaliação de metodologias concernentes ao Dia Crítico, que é apresentada nos itens a seguir. III.4.1 Dados sobre o Dia Crítico 119. Um dos estudos referentes ao Dia Crítico foi avaliar a aplicação da metodologia vigente. Para isso, a SRD/ANEEL solicitou, mediante Ofício Circular nº 005/2012, dados de ocorrências diários para todos os conjuntos de unidades consumidoras do Brasil no período de 01 de janeiro de 2009 a 31 de dezembro de 2011. 120. Depois de recebidos os dados, a SRD calculou o valor limite para classificar um dia em crítico no ano de 2011, mediante o cálculo da média das ocorrências no período de 1° de janeiro de 2009 a 31 de dezembro de 2010, acrescido de três vezes o desvio padrão do número de ocorrências no supracitado período. 121. Por meio do valor limite, foram classificados os dias de 2011 de acordo com o seu número de ocorrências. O número de dias críticos por conjunto em 2011 pode ser conferido pela Figura 19.



79

2102

408

52 18 5 9 3 2 2 0 0 0 10,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

0

500

1000

1500

2000

2500

Nú

mer

o d

e C

on

jun

tos

Faixa de número de dias críticos

Freqüência % cumulativo

Figura 19 – Histograma do Número de Dias Críticos no Brasil no ano de 2011. 122. Foram avaliados 97,67% dos conjuntos vigentes em 2011. Os demais conjuntos não constam da avaliação por inconsistências nos dados ou inadimplência de resposta à solicitação da ANEEL. Observa-se que, para a metodologia vigente, a grande maioria dos conjuntos apresenta a quantidade de até 10 dias críticos. Verifica-se também que há um conjunto com número de dias críticos acima de 100. 123. Pelo fato de praticamente todos os conjuntos terem sido reconfigurados em 2010 devido a aperfeiçoamentos introduzidos no PRODIST, o histórico de dados disponíveis neste momento para os conjuntos vigentes não representam uma amostra suficiente para se concluir que a definição do dia crítico vigente é inadequada. Ao mesmo tempo, percebe-se que alguns conjuntos apresentaram valores elevados de dias críticos – 92 conjuntos (3,21% da amostra) apresentaram valores maiores que 20. 124. Considerando o conjunto de dados disponíveis, algumas simulações com outras regras de definição do Dia Crítico podem ser investigadas. No item a seguir são apresentadas duas abordagens com relação ao cálculo do valor limite para se classificar um dia em Dia Crítico.



III.4.2 Simulações de aperfeiçoamento das regras de definição do Dia Crítico 125. Os dados apresentados no item anterior mostraram que, para alguns conjuntos, a quantidade de dias críticos verificada é excessiva. Nesse sentido, duas abordagens foram analisadas para tentar evitar essa ocorrência. A primeira consistiu em não considerar no cálculo do valor limite os dias em que não houve registro de ocorrências, ou seja, a média e o desvio padrão são determinados apenas pelos dias em que houve registro de ocorrências nos 24 meses anteriores ao ano de análise. 126. Considerou-se o ano de 2011 como a referência de análise. O valor limite foi obtido considerando-se as ocorrências do período compreendido entre 01/01/2009 a 31/12/2010. Os resultados obtidos para essa abordagem são apresentados na Figura 20.

90

2136

375

42 15 6 7 0 2 2 0 1 0 00

500

1000

1500

2000

2500

Nú

me

ro d

e C

on

jun

tos

Faixa de número de dias críticos Figura 20 – Resultado para a primeira abordagem estudada.

127. Observa-se na Figura 20 que os resultados obtidos para a metodologia estudada não provoca mudanças significativas na distribuição dos dias críticos. Observa-se que houve um pequeno deslocamento do histograma para a esquerda, mantendo-se a concentração de conjuntos que tiveram até 10 dias críticos em 2011. Os conjuntos com mais de 20 dias críticos foram reduzidos, mas ainda existem 75 conjuntos com essa característica.



128. A segunda abordagem consistiu em definir o valor limite mediante a média dos últimos 24 meses anteriores ao mês de análise, podendo caracterizar uma média móvel mensal (diferentemente da metodologia vigente, onde a média e o desvio padrão são determinados pelo registro de ocorrências nos 24 meses anteriores ao ano de análise). Nesta segunda abordagem, a média e o desvio padrão são determinados incluindo também os dias em que não houve registro de ocorrências (diferentemente da primeira abordagem).

66

2275

284

16 25 6 4 0 0 0 0 0 0 00

500

1000

1500

2000

2500

Nú

me

ro d

e C

on

jun

tos

Faixa de Número de dias Críticos Figura 21 - Resultado para a segunda abordagem estudada.

129. A Figura 22 apresenta um gráfico comparativo dos resultados obtidos com a aplicação da metodologia vigente com as abordagens apresentadas acima. Ressalta-se que alguns conjuntos não foram considerados em todas as comparações abaixo por ausência ou inconsistência de informações.



79

2102

408

52 185 9 3 2 2 0 0 0 1

90

2136

375

42 15 6 7 0 2 2 0 1 0 0

66

2275

284

16 256 4 0 0 0 0 0 0 0

0

500

1000

1500

2000

2500

0 0-10 10-20 20-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 80-90 90-100 100-110 110-120 >120

Nú

me

ro d

e C

on

jun

tos

Faixa de Número de Dias Críticos

Metodologia Vigente Abordagem 1 Abordagem 2

Figura 22 – Comparativo entre metodologias de classificação do dia em crítico.

130. Comparando-se as duas abordagens com a metodologia vigente, observa-se que a segunda abordagem não resultaria em conjuntos em 2011 com número de dias críticos acima de 60 dias, e que a quantidade de conjuntos com mais de 20 dias críticos é ainda menor. Já a primeira abordagem não traz alterações significativas nos resultados obtidos.

Tabela 9 – Resultados Comparativos das metodologias estudadas.

Número de Dias Críticos

Metodologia Vigente

Abordagem 1 Metodologia Sem Zero

Abordagem 2 Metodologia Média Móvel (24 meses)

Mínimo 0,00 0,00 0,00

Percentil 25 3,00 3,00 3,00

Mediana 6,00 6,00 6,00

Média 7,36 6,95 6,50

Percentil 75 9,00 9,00 8,00

Máximo 125,00 101,00 59,00



III.5 Propostas de Aperfeiçoamento 131. As informações apresentadas até o momento demonstram a complexidade do assunto. Para propiciar um melhor entendimento das propostas a serem apresentadas, podem-se listar as interrupções não gerenciáveis da seguinte forma:

Quadro 1 – Interrupções não gerenciáveis.

Natureza das interrupções Tratamento dado no Módulo 8 do PRODIST

Interrupções em situação de emergência Expurgável

Dias Críticos Expurgável, mas com limite diferenciado

(indicador DICRI)

Interrupções provenientes de agentes supridores Não expurgável

Interrupções para alívio de carga determinadas pelo ONS (ERAC)

Expurgável

Interrupções programadas Expurgável do indicador DMIC se atendidas o

regulamento

Interrupções devido a programas de racionamento instituídos pela União

Expurgável

132. Com base em outras experiências apresentadas na Subseção III.1, assim como em questões legais e no próprio histórico da regulamentação da distribuição, conclui-se que a segregação das interrupções não gerenciáveis das interrupções válidas é necessária. Uma vez definidas quais interrupções devem ser segregadas, devem-se identificar seus efeitos negativos para procurar minimizá-los. Inicialmente, identificam-se três efeitos:

a) interrupções totalmente não gerenciáveis são improváveis, porém quase sempre há possibilidade de evitar ou minimizar os efeitos adversos, seja no planejamento, seja na etapa de projeto das redes ou seja na pré-operação ou pós-operação para essas situações. Dessa forma, deve-se, incentivar a atuação eficiente das distribuidoras nas interrupções que forem classificadas como não gerenciáveis.

b) a simples retirada de interrupções dos indicadores informados ao consumidor prejudica a percepção dos mesmos, que não conseguem correlacionar o que foi verificado (todas as interrupções sofridas) com o informado. Devem-se aperfeiçoar os mecanismos de divulgação, considerando-se ampliar as informações disponíveis na fatura e/ou utilizar outros meios, como a internet.

c) problemas na classificação das interrupções de forma segregada (apuração dos

indicadores). Nesse caso, deve-se avaliar se é possível melhorar o regulamento, tornando-o mais claro e até mesmo detalhado, além de aperfeiçoar mecanismos de fiscalização e acompanhamento das informações enviadas pela distribuidora.



133. Discutem-se a seguir separadamente os pontos apresentados no Quadro 1, à exceção das interrupções devido a programas de racionamento instituídos pela União, devido a seu caráter improvável. No último item será apresentado um resumo das propostas. III.5.1 Interrupções em situação de emergência 134. Conforme mostrado em um caso apresentado na Subseção III.3, há situações diversas que podem causar interrupções no sistema de distribuição. É difícil listar todas as situações que podem ser caracterizadas como Interrupção em Situação de Emergência, mas é possível listar os casos mais recorrentes. Da mesma forma, também é possível selecionar os problemas de apuração mais comuns que ocorrem nas distribuidoras, listando-se aquelas situações que certamente não são consideradas interrupção por situação de emergência.

135. Outra possibilidade de tratamento é a definição dessas situações não no regulamento normativo, mas sim através de súmulas. As súmulas poderiam ser o instrumento mais adequado para enunciar o entendimento da ANEEL sobre quais interrupções não devem ser classificadas como Interrupção em Situação de Emergência. De acordo com a Norma de Organização ANEEL nº 23/2006, possuem caráter orientativo, contendo o entendimento pacífico, reiterado e uniforme proveniente das decisões da Diretoria da ANEEL. São requisitos para a criação de súmulas:

i) que o tema tenha sido decidido de forma reiterada pela Diretoria da ANEEL; e ii) que as decisões proferidas pela Diretoria tenham sido por unanimidade.

136. As opções de se listarem interrupções enquadradas como Interrupção em Situação de Emergência, por meio do regulamento normativo ou de súmulas, já foram consideradas por esta SRD no passado. Entende-se que o melhor caminho não é esse, pois nesse caso o adequado, do ponto de vista normativo, é apenas reproduzir o comando legal, sendo as situações adversas tratadas em processos de fiscalização. Como se verificou em caso relatado na Subseção III.3, a atuação da fiscalização da ANEEL foi eficaz, e tem sido importante para o estabelecimento desse dispositivo.

137. Também não se identifica a possibilidade de criar incentivos no regulamento para que as distribuidoras atuem de forma eficiente nessas situações. A eficiência, na visão da SRD, deve ser analisada caso a caso, como já é realizada nos processos de fiscalização.

138. Identifica-se, contudo, um avanço importante para as interrupções classificadas como situação de emergência: a necessidade de publicidade. Nesse sentido, propõe-se que os relatórios das interrupções ocorridas nessas situações sejam divulgados pelas distribuidoras em seus sítios eletrônicos. Adicionalmente, deve-se informar na fatura do consumidor a parcela de interrupções expurgadas dos indicadores DIC, FIC e DMIC, esclarecendo ainda que as informações detalhadas se encontram no sítio eletrônico da distribuidora. O último item dessa subseção consolidará as propostas, detalhando como se pretende publicar essas e outras informações.



III.5.2 Dias críticos 139. A Subseção III.4 apresentou o histórico de apuração das interrupções ocorridas em dias críticos, assim como a quantidade de dias críticos nas distribuidoras. É relevante observar a informação constante da Figura 19 e Tabela 9, com dados de 2011:

a média dos dias considerados críticos nos conjuntos das distribuidoras é de 7,36;

a mediana é 6,0;

mais de 75% dos conjuntos apresentaram até 10 dias críticos;

cerca de 14% possuem de 10 a 20 dias críticos; e

apenas 3,21% conjuntos possuem mais de 20 dias críticos. 140. Das informações apresentadas, constata-se que de fato há poucos conjuntos com quantidade bastante elevada de dias críticos. Ao mesmo tempo, percebe-se que esses conjuntos são exceção.

141. Conforme mostrou a Figura 6, os indicadores DEC e FEC em 2011 referentes às interrupções ocorridas em dia crítico foram 12% e 8,39%, respectivamente. Independentemente de se considerar ou não esses valores como elevados, é possível que esses valores se reduzam no curto prazo, por três razões, discutidas a seguir.

142. Primeiramente, a fiscalização da ANEEL tem atuado com intensidade na apuração dos indicadores de continuidade. Como essa atuação se dá após certo intervalo, e ainda existem prazos administrativos e recursais para a consolidação do processo de penalização, é inevitável certa inércia entre as ações da fiscalização e os resultados.

143. Em complemento as ações de fiscalização, a expectativa de redução desses valores poderá ser verificada também a partir de 2012 com a última revisão do regulamento, quando foi criado um novo indicador, o DICRI, com limites específicos para os dias críticos.

144. Por fim, conforme apresentado no item anterior, propõe-se uma publicidade maior das informações referentes às interrupções de energia. Por meio de informações adicionais na fatura do consumidor e no sítio eletrônico das distribuidoras, espera-se a diminuição de erros e problemas na apuração dos indicadores.

145. Ainda assim, apresentou-se, nesta Nota Técnica, estudos com propostas de alteração do regulamento para a melhoria do assunto. No entendimento da SRD, as opções consideradas nas simulações da Subseção III.4 não são viáveis, pois além de não resolverem completamente o problema (poucos conjuntos ainda apresentariam quantidade de dias críticos altos), trazem uma complicação maior para o regulamento. Esse último ponto é relevante, uma vez que a ANEEL tem buscado simplificar suas regras.

146. Ressalta-se que a segunda abordagem apresentada (média móvel mensal) era constante da primeira definição de Dia Crítico no regulamento da ANEEL, e foi alterada justamente com o objetivo de simplificação. Outros critérios de caracterização do Dia Crítico, como o proposto pelo IEEE ou o adotado na Itália, também possuem certa complexidade, mas não foram analisados.



147. Discutem-se então três opções a serem adotadas com relação ao Dia Crítico. A primeira delas é não fazer qualquer alteração no regulamento neste momento. Além, é claro, do avanço na publicidade dos dados. Os três pontos apresentados anteriormente poderão amenizar, senão resolver, os problemas de apuração identificados em alguns conjuntos do Brasil.

148. A segunda opção é exatamente oposta: excluir-se da regulamentação da distribuição a previsão do Dia Crítico. Contudo, para que essa opção seja viável, entende-se que essa decisão deveria ser acompanhada de uma revisão no conceito de Interrupção em Situação de Emergência, necessariamente ampliando as situações que podem ser reconhecidas nesse dispositivo. Nesse sentido, a opção de listar causas de interrupções passíveis de enquadramento, assim como a criação de súmulas orientativas, passaria a ser necessária.

149. Retoma-se nesse momento a questão da utilidade de se segregarem as interrupções. Se por um lado a existência de uma quantidade de expurgos maiores pode ser considerada algo negativo para os consumidores, por outro lado é através dessa segregação que se consegue incentivar a eficiência das distribuidoras nos dias considerados normais. É fácil imaginar que as interrupções de energia elétrica se concentram em alguns dias do ano. A segregação entre situações (no caso, dias) normais das anormais permite a definição de limites mais exigentes para os dias normais. Ao invés de simplesmente se expurgarem os dias anormais, pode-se criar limites diferenciados, como foi feito com a criação do DICRI. 150. Por fim, a terceira opção aqui considerada é a criação de um “ limite máximo” para a quantidade de dias que poderiam ser considerados críticos. Ou seja, cria-se um valor máximo, válido para todos os conjuntos do Brasil, de dias que poderiam ser considerados críticos. Esse valor pode ser obtido com base em percentis dos dados apresentados Figura 19.

Tabela 10 – Proposta de criação de limite máximo de dias críticos10, conforme percentil.

Proposta Medida de posição da distribuição

Limite máximo para os dias críticos

1 Percentil 70 8

2 Percentil 80 10

3 Percentil 90 13

151. À primeira vista, essa opção é menos complicada do que outras apresentadas na Subseção III.4.2. Entretanto, haveria a discussão sobre a eficácia da solução. Por exemplo, supondo que o limite a ser aplicado seja de 10 dias, e que um conjunto atinja-o no mês de setembro. Mesmo que ocorram eventos ainda mais graves que os anteriores, esses seriam contabilizados como dias normais. 152. Para o conceito de Dia Crítico, várias opções para alteração no regulamento foram apresentadas. Grande parte delas é de alto impacto no regulamento, que já foi alterado no final do ano passado. Por essas razões e pelas apresentadas anteriormente, a SRD propõe nesse momento a manutenção dos dispositivos regulamentares referentes ao Dia Crítico, ampliando, contudo, a publicidade

10 Considerou-se o ano de 2011 como base de cálculo do limite.



dessas informações. O detalhamento da forma de publicação dessas informações será apresentado no último item desta subseção. III.5.3 Interrupções provenientes de agentes supridores 153. Conforme apresentado na Subseção III.2, as interrupções oriundas dos agentes supridores não representam, em média, participações significativas nos indicadores DEC e FEC. Há, contudo, problemas pontuais, incidentes normalmente em pequenas distribuidoras – onde um ponto de conexão representa todo o suprimento da mesma. Mas não se podem desprezar também ocorrências de grande abrangência nos sistemas de transmissão, que afetam grande parte do país. 154. Os limites de continuidade são estabelecidos com base no histórico de apuração dos conjuntos, que considera as interrupções do suprimento. Ou seja, de forma geral, os limites são definidos com a previsão de uma parcela para interrupções no suprimento. No caso de ocorrer alteração permanente do desempenho do suprimento, conforme mostrado em um caso na Subseção III.3, a ANEEL analisa e pode aumentar os limites da distribuidora – ainda assim a mesma pode pagar compensações elevadas devido ao suprimento. Casos esporádicos, como o segundo apresentado no referido item, podem gerar compensações elevadas, sem previsão de aumento dos limites.

155. Neste momento é interessante recordar o exemplo simplificado apresentado no início desta Nota Técnica. A segregação das interrupções do suprimento, com a consequente redução dos limites dos indicadores das distribuidoras pode ser benéfica para todos – distribuidoras e consumidores. Porém, cita-se, como desvantagem, a dificuldade de monitoramento e fiscalização da ANEEL, principalmente em pontos de conexão entre agentes com o mesmo controlador. Outra desvantagem é o afastamento da percepção do consumidor, que poderá não ser compensado por interrupções de grande impacto.

156. Torna-se então importante que a ANEEL aumente sua capacidade de monitoramento antes de qualquer proposta de mudança. Parte dos pontos de suprimento às distribuidoras já possui supervisão pelo ONS, representando grande parte do mercado da distribuição. Deve-se então fazer um levantamento dos pontos de conexão restantes para melhor aprofundamento do assunto.

157. A Agência já propôs no passado iniciativas de monitoramento das interrupções por sistemas de medição amostral. Essa discussão tem sido retomada na Agência, com o objetivo de aprimorar a apuração dos indicadores de continuidade. Nesse cenário, o monitoramento dos pontos de suprimento é mais um motivador para a implantação de tais sistemas.

158. Propõe-se nesse momento que as interrupções oriundas do suprimento continuem sendo consideradas na apuração dos indicadores DEC/FEC e DIC/FIC/DMIC. Futuramente, outras ações da ANEEL poderão propiciar nova discussão sobre o assunto. Desafios à regulação, como o incentivo às ações das distribuidoras para evitar problemas no suprimento (redundância, por exemplo) deverão também ser discutidas.



159. De imediato, a proposta sobre esse ponto é a comum a todos: aumento na publicidade das informações, conforme será apresentado adiante.

III.5.4 Interrupções para alívio de carga determinadas pelo ONS (ERAC) 160. O regulamento atual prevê que os desligamentos para alívio de carga determinados pelo ONS não são considerados nos indicadores DEC/FEC e DIC/FIC/DMIC. A ANEEL já recebeu contribuições solicitando que o ERAC não fosse motivo de expurgo de interrupções. O questionamento mais relevante em relação ao expurgo previsto pelo ERAC é que uma mesma perturbação nos sistemas de transmissão pode levar a desligamentos nos suprimentos às distribuidoras sem atuação do ERAC, e esses desligamentos não serão expurgáveis. Ou seja, um mesmo evento poderá ser contabilizado nos indicadores de continuidade de algumas distribuidoras e não em outras, fato que já ocorreu. 161. Entende-se ser melhor associar o ERAC a situações de racionamento do que às interrupções devido a eventos emergenciais: assim como no racionamento, os consumidores (as cargas) contribuem ativamente para a manutenção do sistema, seja por restrições elétricas ou energéticas.

162. As restrições operativas podem ser exceções, mas devem estar previstas em qualquer sistema – ainda mais no caso do SIN, devido a sua escala. Elas são benéficas às cargas, uma vez que a operação do sistema é melhorada. Por essa razão, e em analogia às situações de racionamento, se propõe que esse tipo de expurgo seja mantido. 163. Conforme apresentado anteriormente na Figura 6 e nas Tabela 4 e Tabela 5, a participação dos expurgos devido ao ERAC nos indicadores DEC e FEC do Brasil é baixa. Ainda assim, deve-se preocupar em incentivar a correta atuação dos envolvidos – ONS e distribuidoras. Cada caso, portanto, pode ser motivo de fiscalização da ANEEL, que poderá identificar falhas e punir os responsáveis.

III.5.5 Interrupções programadas 164. As interrupções programadas podem ser realizadas para obras e manutenções que contribuirão para a melhoria da confiabilidade do sistema. Também podem ocorrer para a realização de obras de expansão do sistema, possibilitando o atendimento de novas cargas. Se realizadas de forma correta, são benéficas ao sistema de distribuição. Ressalta-se também que elas se diferenciam das interrupções emergenciais, uma vez que o consumidor recebe aviso prévio e pode se programar para minimizar seus efeitos. 165. Devido ao caráter diferenciado, o regulamento atual prevê aceito o expurgo dessas interrupções apenas da apuração do indicador DMIC, desde que atendidas as condicionantes comunicadas aos consumidores. Entretanto, algumas distribuidoras têm solicitado uma atenuação maior de seus efeitos, como o expurgo também dos indicadores DIC e FIC. 166. De fato as interrupções programadas são benéficas, se realizadas de forma adequada. O incentivo para que isso ocorra vem da possibilidade de pagamento de compensação, mesmo que atenuada pelo expurgo no DMIC. Através da compensação, entende-se que a distribuidora é incentivada a programar



as interrupções em datas mais favoráveis, além de buscar atuar de forma célere e desenvolver procedimentos mais avançados – como o uso de técnicas em linha viva. 167. Entende-se, portanto que o regulamento está aderente, não requerendo alterações. Fica apenas a responsabilidade do órgão regulador em monitorar periodicamente tais interrupções, nunca descartando a realização de aperfeiçoamentos em momento futuro. III.5.6 Resumo das propostas 168. O ponto comum a praticamente todas as propostas anteriores é a publicidade das informações. A ANEEL já possibilita o acesso às informações dos indicadores de continuidade recebidos periodicamente. Percebe-se, contudo, que é importante facilitar ainda mais o acesso, sem que qualquer solicitação seja necessária. Pretende-se, portanto, atuar em três frentes: informações no sítio eletrônico da ANEEL, no sítio eletrônico das distribuidoras e na fatura dos consumidores. 169. Iniciando-se pelo sítio eletrônico da ANEEL, já está em andamento projeto para publicação dos indicadores de tensão em regime permanente, DRP e DRC, além dos indicadores de tempo de atendimento e atributos dos conjuntos. Será iniciado um projeto de divulgação das segmentações dos indicadores DEC e FEC em suas estratificações previstas no Módulo 8 do PRODIST. Salienta-se que tais ações estão em conformidade com a Lei 12.52711, de 18 de novembro de 2011.

170. Não há regulamento da ANEEL que obrigue as distribuidoras a possuírem sítio eletrônico. Há, contudo, determinação de prestação do serviço adequado pela Lei n° 8.987/1995, que abrange o conceito de atualidade. É prática usual a existência de sítios eletrônicos em todos os segmentos de serviços da economia, e se entende que não há óbice a essa determinação.

171. Propõe-se, portanto, que a ANEEL determine às distribuidoras sejam disponibilizadas as seguintes informações, em formato eletrônico, de forma fácil e acessível, com um histórico de pelo menos dois anos e sem necessidade de qualquer identificação do usuário:

lista das interrupções programadas para os próximos 15 dias, indicando a data da interrupção e o horário de início e término, além da abrangência do desligamento (conjuntos elétricos, logradouro, bairros e municípios);

informações sobre as Interrupções em Situação de Emergência, em até 10 dias após o restabelecimento completo do fornecimento: descrição do evento causador da interrupção, identificação das áreas atingidas pelo desligamento, danos causados ao sistema elétrico, ações da distribuidora para restabelecimento do sistema, quantidade de unidades consumidoras desligadas, tempo para restabelecimento de 50%, 75% e 100% das unidades consumidoras.

11 LAI – Lei de Acesso à Informação.



172. Propõe-se, ainda, que sejam disponibilizadas as seguintes informações, em formato eletrônico, de forma fácil e acessível, em área restrita ao usuário e com histórico de pelo menos 12 meses:

interrupções de longa duração registradas na unidade consumidora: data, horário de início e duração, causa e se a interrupção foi contabilizada nos indicadores DIC, FIC, DMIC ou DICRI;

apuração mensal dos indicadores DIC, FIC, DMIC e DICRI;

valores dos limites mensais, trimestrais e anuais dos indicadores listados no item anterior;

valores de compensação financeira pagos devido à violação dos referidos limites. 173. As informações listadas no parágrafo anterior deverão estar atualizadas em no máximo dois meses do período de apuração dos indicadores. 174. As obrigações referentes à disponibilização de informações nos sítios eletrônicos deverão vigorar após um ano da publicação do regulamento para as distribuidoras que possuem mercado igual ou maior a 1 TWh/ano e dois anos para as demais distribuidoras. 175. Finalizando as propostas de publicidade das informações, propõe-se que nas faturas dos consumidores sejam informadas a duração e a quantidade total das Interrupções de Longa Duração, além de um esclarecimento sobre a divulgação de informações detalhadas no sítio eletrônico da mesma. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 176. A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, responsável por instituir a ANEEL, estabelece, em seu a artigo 2º, que a finalidade da Agência é regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal. 177. O artigo 4°, do anexo do Decreto nº 2.335, de 06 outubro de 1997, estabelece, nos seguintes incisos, que à ANEEL compete:

“III - propor os ajustes e as modificações na legislação necessários à modernização do ambiente institucional de sua atuação;” “IV - regular os serviços de energia elétrica, expedindo os atos necessários ao cumprimento das normas estabelecidas pela legislação em vigor;” (...) “VII - aprovar metodologias e procedimentos para otimização da operação dos sistemas interligados e isolados, para acesso aos sistemas de transmissão e distribuição e para comercialização de energia elétrica;” (...)



“XVI - estimular a melhoria do serviço prestado e zelar, direta e indiretamente, pela sua boa qualidade, observado, no que couber, o disposto na legislação vigente de proteção e defesa do consumidor;”

178. A Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, dispõe sobre o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos, e estabelece, em seu Art. 6°, que toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nessa lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato. 179. Esta Nota Técnica também está fundamentada nos seguintes dispositivos normativos:

a) Resolução Normativa nº 395, de 15 de dezembro de 2009; e b) Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –

PRODIST. V. DA CONCLUSÃO 180. Conclui-se que, dada à complexidade e necessidade de embasamento inicial da sociedade a respeito do assunto, deve-se disponibilizar esta Nota Técnica para uma consulta pública. Apenas após análise dessas contribuições pretende-se finalizar a proposta da área para encaminhar o processo para a Diretoria Colegiada, que deverá, em momento oportuno, consultar a sociedade novamente através de uma audiência pública. 181. O objetivo primordial da regulamentação da continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica é incentivar as distribuidoras a melhorarem seus serviços prestados aos consumidores. Nesse sentido, conclui-se que a segmentação das interrupções é essencial, pois torna o regulamento mais efetivo. Essa conclusão está alinhada com outros regulamentos da ANEEL e também é verificada em outros países.

182. Por outro lado, a segmentação das interrupções traz dificuldades práticas que não devem ser desconsideradas pelo regulador. Uma vez que os incentivos e penalidades associados aos segmentos de interrupção são diferenciados, há a possibilidade de classificação irregular das interrupções por parte das distribuidoras.

183. As informações apresentadas nesta Nota Técnica não permitem afirmar que a participação dos expurgos nos indicadores DEC e FEC do Brasil seja alta, estando dentro de patamares registrados em outros países. Analisando-se, por exemplo, o indicador DEC, o Brasil apresentou em 2010 e 2011 expurgos da ordem de 20%. Esse valor é menor do que o apresentado no histórico de seis anos de Portugal, e está aderente ao computado para a Áustria.

184. Ainda assim, percebe-se que há reações contrárias ao expurgo de indicadores, principalmente quando se discutem valores maiores que 20% em algumas distribuidoras. Entretanto, percebe-se que pode haver casos para apuração de expurgos percentualmente altos em alguns conjuntos. O caso da



distribuidora ENF é o mais notável. Todavia, não se pode descartar a existência de inconsistências nas apurações dos indicadores segregados, fato já constatado pela fiscalização. Espera-se que as propostas de publicidade contribuam para um melhor esclarecimento por parte da sociedade, assim como permitam melhorar a qualidade da apuração das distribuidoras.

185. As propostas para debate com a sociedade por meio de Consulta Pública foram discutidas ao longo desta Nota Técnica, em especial na Subseção III.5, que apresentou tópicos relativos à (i) interrupções em situação de emergência; (ii) Dias Críticos; (iii) interrupções provenientes de agentes supridores; (iv) interrupções para alívio de carga determinadas pelo ONS (ERAC); e (v) interrupções programadas. O Item III.5.6 apresentou um resumo dessas propostas.

186. Apesar de terem sido apresentadas várias opções para alteração de regulamento, conclui-se que as propostas mais eficazes para o momento são as relacionadas à publicidade das informações, sem alteração nas regras de apuração dos indicadores. Ainda assim, as outras opções foram apresentadas com a intenção de embasar e fomentar contribuições ao assunto. VI. DA RECOMENDAÇÃO 187. Recomenda-se que esta Nota Técnica seja disponibilizada para análise e contribuições da sociedade por meio de Consulta Pública com duração de 90 dias.

AILSON DE SOUZA BARBOSA LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ Especialista em Regulação Especialista em Regulação

SRD SRD

WESLEY FERNANDO USIDA Especialista em Regulação

SRD

De acordo,

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

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Nota Técnica n° 0142/2008-SRD/ANEEL - Idec - Instituto ... · Em 2009, a Revisão 1 do Módulo 8 do PRODIST determinou a apuração segregada dos indicadores DEC e FEC, com vigência