DSP - DESPACHO 1354/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Conhece e, no mérito, nega provimento do pedido da Rio Grande Energia S.A - RGE, para criação de regime extraordinário para aplicação dos recursos de compensações aos consumidores e do componente Q do Fator X.
Assunto: Conhecimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-05-30
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.000613/2015-27
INTERESSADOS: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD; Rio Grande Energia S/A -
RGE.
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO: Análise do pedido de criação de regime extraordinário para aplicação dos recursos de compensações
aos consumidores e do componente Q do Fator X apresentado pela Rio Grande Energia S/A -RGE.
I – RELATÓRIO
1. Em 22 de outubro de 2014 foi realizada uma reunião1 solicitada pela RGE, na qual. a Distribuidora
apresentou um plano para realização de investimentos para melhoria da qualidade de suas redes (Plano RGE 2030),
solicitando a destinação dos recursos de compensações de continuidade e do componente Q do Fator X para as
obras do plano, até o ano 2030.
2. Por meio da Carta Nº 101/OR/RGE/20142, protocolada na data da reunião, a RGE formalizou o pleito
e apresentou as justificativas para sua aplicação.
3. Mediante a Nota Técnica nº 006/2015-SRD/ANEEL3, de 13 de fevereiro de 2015, a SRD apresentou
suas recomendações acerca do pedido formulado pela RGE.
4. Em 2 de março de 2015 fui sorteado relator do processo.
5. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
6. Trata-se da análise do pedido de criação de regime extraordinário para aplicação dos recursos de
compensações aos consumidores e do componente Q do Fator X apresentado pela Rio Grande Energia S/A –RGE.
II.1 – Dos argumentos apresentados pela RGE
7. Em síntese, o "Plano RGE 2030" consiste de uma série de investimentos para a melhoria das suas
redes elétricas, a serem realizados até o ano 2030.
8. A Distribuidora justifica que os investimentos devem ser realizados de forma prudente, e solicita que
os recursos destinados ao pagamento de compensações aos consumidores e à aplicação do componente Q do Fator
1 Reunião com a participação do Diretor José Jurhosa Júnior, de sua Assessoria e da SRD.
2 Carta Nº 101/OR/RGE/2014 – SICNet nº 48513.033146/2014-00.
3 Nota Técnica nº 006/2015-SRD/ANEEL, de 13 de fevereiro de 2015 – SICNet 48500.005369/2013-27.

X até o ano 2030 sejam revertidos em investimentos do referido Plano. Ainda, solicita a reavaliação dos limites de
DEC e FEC dos seus conjuntos, alegando que os limites atuais não são exequíveis.
9. Em resumo, a RGE apresentou os seguintes pontos para justificar a aprovação do Plano RGE 2030:
a) existe deficiência de infraestrutura viária na área de concessão da RGE que afeta
diretamente o deslocamento das equipes na prestação dos serviços;
b) o ativo da Distribuidora é formado por redes predominantemente monofásicas, rurais
e radiais;
c) o histórico de definição de limites não considerou atributos altamente impactantes
para a RGE, como a predominância das redes rurais, o índice pluviométrico e a vegetação
remanescente;
d) as condições meteorológicas da área de concessão são extremamente adversas e
frequentes;
e) houve melhora do DEC total da RGE, sem um benefício proporcional no componente
Q do Fator X (que no 5º ano do ciclo chegará ao montante acumulado de R$ 20,5 milhões
negativos no caixa da empresa);
f) outras empresas do Grupo CPFL Energia são benchmarking de DEC e FEC (o Grupo
possui know-how);
g) o Grupo possui experiência em transformar investimentos em melhoria de
indicadores;
h) o cenário financeiro se apresenta desfavorável (comparando 2013 e 2014), por
motivos alheios à responsabilidade da concessionária; e
i) para realização das obras previstas no Plano RGE 2030 haverá elevação da parcela
programada do DEC e FEC (resultando no curto prazo em um aumento dos indicadores
totais, resultando inclusive em mais pagamento de compensações aos consumidores).
II.2 – Da análise do pedido da RGE
10. A Regulação dos serviços de distribuição no Brasil adota o modelo tarifário de preço teto (price cap),
consistindo em um modelo de regulação por incentivos. Com o modelo de preço teto, as distribuidoras possuem um
incentivo natural para reduzir ao máximo seus custos operacionais, conseguindo assim auferir maiores lucros.
11. Em um mercado concorrencial, as empresas não podem reduzir seus custos em detrimento da
qualidade do produto oferecido, pois há o risco de perder clientes para seus concorrentes. No entanto, na presença
de um monopólio, o incentivo à redução dos custos operacionais pode levar a um incentivo à piora da qualidade, uma
vez que o consumidor não pode escolher outro fornecedor.
12. Nesse caso, cabe ao órgão regulador a definição não apenas da tarifa a ser cobrada do consumidor,
mas também dos padrões de qualidade que o prestador do serviço deve garantir aos consumidores. Por essa razão,

a ANEEL estabelece também o nível de qualidade do serviço a ser entregue aos consumidores, definindo os
mecanismos financeiros aplicáveis para que as distribuidoras cumpram esses limites.
13. De acordo com Fumagalli, Lo Schiavo e Delestre (2007)4, existem basicamente quatro instrumentos
que o regulador pode adotar para assegurar a qualidade da prestação do serviço de distribuição de energia elétrica,
quais sejam:
1) publicação dos dados dos indicadores de desempenho das distribuidoras;
2) definição de valores mínimos aceitáveis de qualidade a serem garantidos aos
consumidores;
3) estabelecimento de mecanismos de incentivo/penalidade a serem aplicados nas
tarifas das distribuidoras, de acordo com o desempenho observado; e
4) possibilidade de estabelecimento de padrões de qualidade superiores nos contratos
firmados entre distribuidoras e consumidores, a qual é útil para consumidores que possuem
elevados custos de interrupção do serviço.
14. A ANEEL adota todos os instrumentos citados em seu arcabouço regulatório, na forma da publicação
dos diversos indicadores de qualidade e do Ranking da continuidade (1); da definição de limites para os indicadores
individuais e coletivos de continuidade, com as respectivas compensações associadas (2); do componente Q do Fator
X (3); e da possibilidade de realização de obras a critério do consumidor conforme Art. 44 da Resolução Normativa nº
414/2010 (4).
15. Dos instrumentos adotados pela Agência, dois possuem impacto financeiro direto na operação das
distribuidoras, sendo fundamentais para manter o incentivo à melhoria dos indicadores de continuidade: as
compensações aos consumidores e o componente Q do Fator X. São exatamente esses dois incentivos que a RGE
solicita converter em investimentos do Plano RGE 2030.
16. De início já se destaca o prazo extremamente longo solicitado pela Distribuidora para a duração do
regime especial – 16 anos, superior a três ciclos de revisão tarifária da Empresa, que é de cinco anos. Isto significaria
retirar dos consumidores um direito que lhes é concedido pelo regulamento geral por um período tão longo.
17. Cabe ressaltar que as únicas distribuidoras autorizadas pela ANEEL a converter compensações aos
consumidores em investimentos se encontravam em situação de intervenção administrativa ou recuperação judicial
(distribuidoras do Grupo Rede)5.
18. Além dos casos das empresas do Grupo Rede, a ANEEL já analisou pleito semelhante da CELG-D,
que solicitou substituição do pagamento das compensações por investimentos em obras do sistema elétrico de
distribuição. No caso da CELG-D, a duração do regime especial seria de julho de 2013 a junho de 2014, prazo muito
inferior ao solicitado pela RGE. Ainda assim, a ANEEL negou o pedido da distribuidora goiana6.
4 FUMAGALLI, Elena; LO SCHIAVO, Luca; DELESTRE, Florence. Service Quality Regulation in Electricity Distribution and Retail. 1. ed. Berlin:
Springer, 2007.
5 Tal recurso só foi concedido em razão da situação econômico-financeira crítica das empresas, visando evitar sua insustentabilidade, o que
claramente não é o caso da RGE. Ainda assim, foi estabelecido um período muito menor para o regime especial que o solicitado pela RGE.
6 Despacho nº 3.228/2013 (Processo nº 48500.005369/2013-27).

19. Cumpre também avaliar se esse regime especial produziria um incentivo à melhoria da qualidade do
serviço por parte da Distribuidora, gerando como contrapartida a satisfação dos consumidores, uma vez que esses
permaneceriam sem o direito a eventuais compensações e reduções tarifárias provenientes do Fator X.
20. Da Carta Nº 101/OR/RGE/2014, verifica-se que os investimentos realizados pela RGE no último ciclo
tarifário (2009 a 2013) foram da ordem de R$ 1,345 bilhões, resultando em uma média anual de R$ 269 milhões.
Comparativamente, a Distribuidora afirma que até o fim do ciclo tarifário o componente Q do Fator X retirará da
Distribuidora o valor de R$ 20,5 milhões, uma média de R$ 4,1 milhões ao ano. Ainda, dos dados de compensações
pagos enviados pela RGE à ANEEL, verifica-se que os pagamentos aos consumidores nos anos de 2010 a 2014
totalizam R$ 39,3 milhões, resultando na média anual de R$ 7,9 milhões.
21. Tem-se então que a Distribuidora vem arcando com um custo médio anual com compensações e
componente Q do Fator X da ordem de R$ 12 milhões ao ano. Acatando o plano apresentado pela Empresa, a ANEEL
estaria então exigindo que a Distribuidora aplicasse R$ 12 milhões ao ano em investimentos para a melhoria da
qualidade. Ou seja, não haveria desafio algum para a RGE em aplicar tais valores, dado que o histórico de
investimentos da Empresa mostra valores anuais médios de R$ 269 milhões, ou 22 vezes o valor que seria exigido
para cumprimento do Plano.
22. Verifica-se, então, que o plano não exige uma contrapartida relevante da Distribuidora, dada a
discrepância entre a soma dos valores de compensações e componente Q e os valores anualmente investidos pela
RGE. Em outras palavras, a ANEEL estaria concedendo à RGE o direito de não pagar compensações nem sofrer
penalidades no Fator X, anulando-se os incentivos financeiros regulatórios para a melhoria da qualidade do serviço.
Ademais, corre-se o risco de a qualidade da empresa iniciar um processo de degradação. Neste sentido, a aprovação
de tal plano contradiz a teoria da regulação dos monopólios naturais.
23. O efeito da aprovação do Plano, afastaria os incentivos financeiros para prestação de um serviço de
adequado, podendo reduzir a aplicação de recursos operacionais sem a preocupação com o pagamento de
compensações e com a redução tarifária proveniente do componente Q.
24. Destaca-se ainda a SRD que os indicadores de continuidade DEC e FEC podem ser melhorados
também com o aumento da eficiência e do montante de recursos aplicados na operação e manutenção das redes, e
não somente com a aplicação de investimentos. De fato, o indicador FEC é mais sensível à aplicação de investimentos
nas redes elétricas, pois tornando a rede mais robusta a Distribuidora evita a ocorrência de interrupções de longa
duração, as quais são consideradas nos indicadores.
25. O indicador DEC é também reduzido com o aumento da robustez das redes. No entanto, uma vez
que a interrupção já ocorreu, o DEC passa a ser diretamente relacionado à estrutura de operação da Distribuidora,
que deve dispor de equipes de atendimento suficientes para o rápido restabelecimento do serviço.
26. A Figura 1 apresenta o histórico de valores apurados e limites globais de DEC e FEC da RGE.
Observa-se que a Distribuidora apurou abaixo dos limites globais de FEC em todos os anos do histórico. Já com
relação ao DEC, verifica-se que a RGE vinha apurando abaixo dos limites globais desde 2006. Entretanto, nos dois
últimos anos, o desempenho do indicador DEC piorou sensivelmente.

Histórico de Apuração e Limites Globais de DEC e FEC da RGE
30
25,46
24,68
25 23,47
22,26 21,86
23,51
20,06
21,93

20 21,26 21,13 18,34
20,08
16,86

18,89 16,41 16,38 16,35
15,47
17,36 14,88
14,48
15 15,79
26,08 14,23

24,74 25,54 13,52
23,87 13,17
12,63 12,16

10 20,07 20,60 11,61
19,92 18,77
17,35

16,97 16,46 17,03
15,46 15,04 15,43 14,43 14,71 15,08 14,33
12,36
5 10,89

9,68 8,80 9,66 9,40 8,75 9,04 9,14
0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
DECApuradoAnual FECApuradoAnual DECLimiteAnual FECLimiteAnual
Figura 1 – Histórico de DEC e FEC globais da RGE.
27. Observando-se a Figura 1, nota-se que o problema da Distribuidora consiste em atender os limites
de DEC, sendo o FEC global sistematicamente cumprido pela RGE com boa margem. Assim, não parece haver um
problema de falta de investimentos na concessão. Pelo histórico de melhoria do FEC global, depreende-se que a
quantidade média de interrupções está diminuindo.
28. No entanto, a duração média das mesmas tem aumentado, o que explica a piora no DEC nos dois
últimos anos. Mais uma vez, não haveria razão para destinar os recursos das compensações e do componente Q
para a realização de mais investimentos. Pelo contrário, é fundamental que tais mecanismos continuem sendo
aplicados à Distribuidora, evitando um incentivo à redução da aplicação dos recursos de operação e manutenção.
29. A Figura 2, que mostra os tempos médios de atendimento às ocorrências emergenciais, complementa
a análise anterior. Também é mostrada a quantidade de ocorrências emergenciais por 1000 unidades consumidoras.
Verifica-se uma elevação expressiva dos tempos de atendimento a partir de 2009. Destaca-se que a maior elevação
absoluta está no Tempo Médio de Preparação – TMP, que é o tempo decorrido desde o conhecimento da ocorrência
pela Distribuidora até o momento em que a equipe é despachada para atendimento.
30. Adicionalmente, observa a SRD que há uma estagnação no número de ocorrências emergenciais a
cada 1000 unidades consumidoras a partir de 2008. Mesmo assim, verifica-se uma elevação substancial do TMP.
Esse comportamento pode indicar que a quantidade de equipes de operação e manutenção não está acompanhando
o crescimento das redes e de consumidores da Distribuidora.
31. Mais uma vez, os dados apontam para a necessidade de maior eficiência ou maior dispêndio de
recursos de O&M, e não para a necessidade de mais investimentos. No extremo, aponta a SRD, uma análise desses
indicadores sugere o oposto do que é pleiteado pela RGE: uma possível necessidade de majoração das
compensações pagas às unidades consumidoras.

Tempos Médios de Atendimento às Ocorrências Emergenciais - RGE
400
350
82,7
300
71,3
250
74,6
200
54,4
38,8 45,4 60,1
30,3 51,0
150 135
27,6 32,6 133

121 118 32,9 149 34,3 33,3 123
31,9 110
131 32,2
119 125

100 30,4 27,6 111 189,2
99
155,8 154,8

117,6 127,0 126,6 119,3 117,7 118,4
50 103,0
82,3 79,9
0

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
TMP (min) TMD (min) TME (min) Nº de Ocorrências / 1000 UCs
Figura 2 – Histórico dos tempos médios de atendimento da RGE (obs: Tempo Médio de Execução - TME disponível
apenas a partir de 2009).
32. Por fim, a SRD destaca que é importante afastar a afirmação de que a ANEEL não considerou
atributos altamente impactantes para a RGE, como a predominância das redes rurais, o índice pluviométrico e a
vegetação remanescente no histórico de definição de limites da Empresa. Tal alegação está distante dos fatos
relatados nos processos de definição dos limites.
33. O modelo matemático utilizado pela ANEEL não contemplava os atributos citados em razão da
indisponibilidade dos mesmos. Entretanto, a saída do modelo sempre foi um ponto de partida para a definição dos
limites. Ao longo dos processos, a ANEEL sempre concede às distribuidoras a oportunidade de apresentar eventuais
características de seus conjuntos não contempladas pelo método, as quais são avaliadas e diversas vezes aceitas
pela Agência, alterando-se os limites resultantes do modelo matemático.
34. A RGE, inclusive, teve no passado uma elevação dos limites globais de DEC e FEC (como pode ser
visto na Figura 1 para o ano de 2003), quando da assinatura de um Termo de Ajustamento de Conduta – TAC para a
conversão de multas por violação dos indicadores de DEC e FEC em investimentos para a melhoria do sistema. Assim
o tema da adequação dos limites da Distribuidora já foi amplamente discutido nos processos que avaliaram o
descumprimento do referido TAC pela RGE7.
35. Quanto ao cenário financeiro desfavorável apontado pela RGE, destaca-se que não se trata de uma
particularidade da Distribuidora, mas sim de uma condição que atinge todo o setor de distribuição de energia elétrica,
e que está sendo discutida e sanada nos processos adequados. Desde modo, não se justifica um tratamento
diferenciado à Distribuidora.
7 Processos: 48500.000970/2000-00, 48500.003867/2003-00, 48500.006852/2005-01, 48500.002607/2008-85 e AGERGS N.º 0049739.00/05-1. Vide Nota Técnica nº 57/2009-SRD/ANEEL (48554.001092/2009-00) e Voto da Diretoria (48512.025172/2009-00).

III – DIREITO
36. Aplicam-se ao caso em análise:
i. art. 6º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
ii. art. 2º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
iii. art. 25 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
iv. Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – PRODIST; e
v. Submódulo 2.5 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.
IV – DISPOSITIVO
37. Diante do exposto, e considerando o que consta do Processo nº 48500.000613/2015-27, voto por
conhecer do pedido apresentado pela Rio Grande Energia S/A –RGE para criação de regime extraordinário para
aplicação dos recursos de compensações aos consumidores e do componente Q do Fator X para, no mérito, negarlhe provimento.
Brasília, 24 de maio de 2016.
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor