Modelo de AIR - SRD - Continuidade do Fornecimento



## **Avaliar Aprimoramentos na Regulação de Continuidade do Fornecimento de Energia Elétrica** Relatório de Análise de Impacto Regulatório 

Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 

Brasília, 15 de junho de 2018 – Versão Pré-Audiência Pública 

## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

## **Sumário Executivo** 

O principal objetivo desta Análise de Impacto Regulatório (AIR) é avaliar aprimoramentos na regulação relativa à continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica no Brasil. Os temas propostos para serem analisados na AIR se basearam, entre outros, nas contribuições encaminhadas à Consulta Pública nº 15/2016, consolidadas na Nota Técnica n° 0076/2017-SRD/ANEEL. São quatro os temas abordados, quais sejam: (i) foco da compensação pela violação dos indicadores individuais de continuidade; (ii) formulação da compensação; (iii) Componente Q do Fator X; e (iv) estrutura dos indicadores de continuidade. Para cada tema avaliado, são apresentadas alternativas de tratamento regulatório, entre elas a possibilidade de manutenção da regulação atual, e os aspectos positivos e negativos de cada alternativa, de forma a apontar aquela mais adequada a ser contemplada pela norma. 

Em relação ao foco da compensação, verifica-se a necessidade de atualização dos limites estabelecidos, de modo a buscar a melhoria da qualidade para os consumidores com piores níveis de serviço. Assim, optou-se pela alternativa de limites determinada pelo percentil 98 da distribuição de indicadores (na regulação atual os limites foram estabelecidos visando-se o percentil 90), reduzindo-se a quantidade de consumidores compensados, mas aumentando-se o valor médio dessas compensações para aqueles consumidores com pior serviço. Nessa alternativa, simplificou-se também as tabelas de limites. 

Sobre o tema da formulação da compensação, optou-se por simplificá-la, deixando de existir limites trimestrais e anuais. Também se concluiu pela necessidade de alteração da base de cálculo do valor a ser compensado, optando-se pela TUSD Fio B em detrimento da TUSD. Adicionalmente, propõese uma alteração na fórmula de cálculo do valor compensado, com vistas a intensificar o incentivo à melhoria para os consumidores com limites individuais mais elevados. 

Quanto à parcela técnica do Componente Q do Fator X, a opção escolhida buscou simplificar as curvas (para apenas duas), retirando-se a comparação entre empresas baseada no ranking da continuidade. Buscou-se também utilizar apenas o indicador DEC e aumentar o incentivo financeiro existente nesse instrumento. Além disso, foram propostos mecanismos de ajustes nos resultados que levem em consideração a reincidência no descumprimento do DEC global e o percentual de cumprimento dos limites de DEC dos conjuntos. 

Por fim, relativamente à estrutura dos indicadores de continuidade, entendeu-se que a melhor opção é a de deixar de considerar nos limites coletivos e individuais a influência das interrupções de 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

origem externa ao sistema de distribuição, passando-se a estabelecer limites para os indicadores DEC e FEC internos. 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

## **Conteúdo** 

1 Identificação do Problema Regulatório ............................................................................................... 5 1.1 Foco da Compensação ............................................................................................................ 7 1.2 Formulação da Compensação.................................................................................................21 1.3 Componente Q do Fator X ......................................................................................................28 1.4 Estrutura dos Indicadores de Continuidade .............................................................................32 2 Identificação dos Atores ou Grupos Afetados ....................................................................................35 3 Identificação da Base Legal ...............................................................................................................35 4 Justificativas para a Necessidade de Intervenção .............................................................................36 5 Objetivos Pretendidos com a Intervenção .........................................................................................36 6 Foco da Compensação ......................................................................................................................37 6.1 Descrição das Alternativas ......................................................................................................37 6.2 Impactos das Alternativas .......................................................................................................38 6.3 Comparação das Alternativas .................................................................................................39 7 Formulação da Compensação ...........................................................................................................41 7.1 Descrição das Alternativas ......................................................................................................41 7.2 Impactos das Alternativas .......................................................................................................43 7.3 Comparação das Alternativas .................................................................................................45 8 Componente Q do Fator X .................................................................................................................48 8.1 Descrição das Alternativas ......................................................................................................48 8.2 Impactos das Alternativas .......................................................................................................51 8.3 Comparação das Alternativas .................................................................................................51 9 Estrutura dos Indicadores de Continuidade .......................................................................................55 9.1 Descrição das Alternativas ......................................................................................................55 9.2 Impactos das Alternativas .......................................................................................................55 9.3 Comparação das Alternativas

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10 Formas de Acompanhamento e Fiscalização dos Resultados ..........................................................58 11 Alterações ou Revogações de Regulamentos ...................................................................................59 12 Contribuições Externas à AIR ............................................................................................................59 13 Prazo para Início da Vigência

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

## **1 Identificação do Problema Regulatório** 

A regulação relativa à continuidade dos serviços de distribuição de energia elétrica no Brasil possui um histórico de 40 anos, tendo sido originada na Portaria DNAEE nº 46, de 17 de abril de 1978. Essa Portaria criou os indicadores de continuidade coletivos DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), os quais são acompanhados para todas as distribuidoras de energia elétrica do País. 

Posteriormente, com o advento da Resolução ANEEL nº 024, de 27 de janeiro de 2000, as disposições relativas à continuidade do serviço passaram a ser acompanhadas com maior rigor, com o estabelecimento de limites para os indicadores coletivos DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras[1] , estando os descumprimentos sujeitos à aplicação de multas. 

Também foram criados os indicadores individuais de continuidade DIC (Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora), FIC (Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora) e DMIC (Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora), com limites e compensações associados. 

Em 2009, a ANEEL, com base em previsão estabelecida pela Resolução Normativa nº 177, de 28 de novembro de 2005[2] , modificou a forma como as penalidades pela violação dos indicadores era aplicada até então. Havia dois tipos de penalidade: a multa pela violação dos indicadores coletivos dos 

1 Conjuntos de Unidades Consumidoras: subdivisões da área de concessão ou permissão de uma distribuidora, em geral formados por uma ou mais Subestações de Distribuição (SE’s com primário em alta tensão e secundário em média tensão). 

2 A REN nº 177/2005 alterou a Resolução ANEEL nº 024/2000. O texto normativo trazia: 

_“II – Violação de Padrão do Indicador de Continuidade de Conjunto:_ 

_Fato gerador: descumprir as disposições regulamentares ou contratuais relativas ao nível de qualidade dos serviços de energia elétrica (DEC e/ ou FEC), ocorridas até dezembro de 2008. Penalidade: Pagamento de multa conforme procedimentos estabelecidos na Resolução Normativa no 63, de 12 de maio de 2004, ou de suas eventuais atualizações”._ 

Posteriormente, o Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST prorrogou o prazo de vigência da multa até dezembro de 2009. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

conjuntos (DEC e FEC) e as compensações pagas aos consumidores pela violação dos limites estabelecidos para os indicadores individuais (DIC, FIC e DMIC). 

Com a previsão do término da aplicação da penalidade de multa, que era a sanção mais relevante à época, foram estabelecidos novos limites para os indicadores individuais, tornando-os mais rigorosos, visando aumentar o valor do incentivo direcionado a esse instrumento. Buscou-se assim manter o controle dos indicadores médios (DEC e FEC) por meio de uma estrutura de limites individuais que resultasse em um número maior de consumidores compensados. 

Em suma, com um único instrumento, objetivou-se o controle dos indicadores coletivos (DEC e FEC, médios) e dos indicadores individuais dos consumidores com piores níveis de qualidade, os quais passaram a receber compensações mais frequentemente. Essa regulamentação passou a vigorar em 2010, por meio do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 

Apesar de alguns importantes avanços trazidos por essa regulamentação, sendo o principal deles a celeridade na aplicação da penalidade (a compensação deve ser paga ao consumidor em até dois meses após o período da violação do indicador, ao contrário da multa pela violação dos indicadores de DEC e FEC, que poderia levar muito tempo até sua efetivação), observou-se que as compensações como o único instrumento para controle da continuidade do serviço não se mostraram completamente efetivas para o controle dos indicadores coletivos, especialmente para o DEC. 

Assim, a ANEEL, nos anos seguintes, desenvolveu outras ferramentas de incentivo para a melhoria da continuidade, todas focadas na melhoria dos indicadores coletivos DEC e FEC, a saber: (i) o ranking da continuidade do serviço (2011), (ii) o componente Q do Fator X (2013), (iii) o acompanhamento das concessionárias por meio do Plano de Resultados (2014) e (iv) os novos contratos que prorrogaram as concessões de 33 distribuidoras, com critérios de caducidade e limitação de distribuição de proventos (2015). 

Avaliando-se os resultados obtidos nos últimos anos, verifica-se uma grande evolução no indicador DEC nos anos de 2016 e 2017, o que mostra que as ações elencadas anteriormente começam a surtir efeito no comportamento das distribuidoras. Não obstante, o indicador DEC global do Brasil permanece acima do limite regulatório e, passados mais de oito anos da entrada em vigor da 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

regulamentação atual acerca dos limites e compensações para os indicadores individuais, vários pontos passíveis de aprimoramento já foram identificados nesses regulamentos. 

Deseja-se, nesse contexto, trabalhar especificamente em quatro temas relacionados à continuidade do serviço, com vistas a aumentar o incentivo à melhoria da continuidade no Brasil, buscando tornar generalizado o cumprimento dos indicadores DEC e FEC das distribuidoras, sem perder também o incentivo para a melhoria dos indicadores individuais daqueles consumidores com piores níveis de serviço. São eles: 

- foco da compensação; 

- formulação da compensação; 

- Componente Q do Fator X; e 

- estrutura dos indicadores de continuidade. 

Cada um desses temas será tratado de maneira separada nas seções seguintes desse documento. 

## **1.1 Foco da Compensação** 

Em 2009, a ANEEL estabeleceu os limites para os indicadores individuais de continuidade que constam hoje do Módulo 8 do PRODIST. O contexto no qual esses limites foram definidos e no qual a regulação atual das compensações pela transgressão dos indicadores individuais de continuidade foi estabelecida levou à opção por um modelo que difere, em certa medida, dos aspectos conceituais e do que é praticado em outros países. Somando-se a esse aspecto o fato de que já se passaram mais de oito anos de vigência das regras atuais, período no qual se gerou grande quantidade de informações, entende-se que é o momento de avaliar a oportunidade de se realizarem melhorias na regulação. 

A respeito do que motivou o modelo atual, o inciso II do art. 21 da Resolução ANEEL nº 024/2000 dispunha que o pagamento de multa conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, por descumprimento das disposições regulamentares ou contratuais relativas ao nível de qualidade dos serviços de energia elétrica (DEC e/ou FEC), ocorreria até dezembro de 2008, prazo posteriormente prorrogado para dezembro de 2009. A partir de então, o incentivo para o cumprimento dos limites dos indicadores coletivos passaria a ser muito pequeno, caso nenhum ajuste fosse realizado. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Essa circunstância foi abordada na Nota Técnica nº 0092/2009-SRD/ANEEL, de 24/08/2009, que propôs o modelo atual das compensações: _“Por advento do fim da multa por violação dos indicadores de continuidade coletivos, se fez necessária a atualização dos indicadores de continuidade individual DIC, FIC e DMIC, assim como a modificação dos mecanismos associados a estes indicadores, todos com objetivo de manter o incentivo para melhoria permanente dos níveis de qualidade no que tange à continuidade”_ e _“O princípio básico para formulação desta proposta se baseou na premissa de abranger mais unidades consumidoras e medir o impacto financeiro acarretado por essa alteração. A proposta foi obtida através da montagem de histogramas para o DIC, FIC e DMIC. Com os histogramas a ANEEL determinou limites a partir do qual a distribuidora deveria compensar as unidades consumidoras”_ . 

Ainda se extrai da Nota Técnica nº 0092/2009-SRD/ANEEL: _“os histogramas foram obtidos com base nos dados de interrupção de cada distribuidora participante. O cenário utilizado como referência para definição da proposta foi o percentil 10, ou seja, considerou-se, como proposta inicial da análise, que em média 10% dos consumidores estariam com a qualidade acima dos limites”_ . 

Em resumo, tentando minimizar a distorção ocasionada pela retirada do controle da média por meio da multa pela violação de DEC e FEC, as regras atuais, que sucederam a Resolução ANEEL nº 024/2000, basearam-se no estabelecimento de limites para os indicadores individuais focando em um valor intermediário entre a média (indicador coletivo) e o que seria considerado como extremo na distribuição dos indicadores individuais. Ou seja, fixou-se limites máximos admissíveis para os indicadores individuais de maneira a promover a melhoria para cerca de 10% dos consumidores com pior serviço. Como se verá mais adiante, esse valor é elevado em comparação aos valores praticados em outros países. 

Dessa forma, buscava-se que o incentivo à melhoria da qualidade exercida pelo regulamento na distribuição dos indicadores ocorresse na média e nos extremos, simultaneamente, conforme ilustra a Figura 1. O efeito pretendido pelo regulamento era o de transformar a curva vermelha (mais dispersa) na curva azul (mais homogênea), resultando em melhoria dos indicadores individuais extremos e dos indicadores médios. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

**----- Start of picture text -----**<br>
Qtd. de<br>Unidades<br>Consumidoras<br>Controle das dispersões:<br>melhoria para todos<br>Indicador<br>Individual (DIC,<br>FIC ou DMIC)<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 1 – Ilustração do objetivo pretendido pela regulação atual para o controle da distribuição dos indicadores individuais em determinado conjunto. 

Portanto, as regras atuais foram criadas com vistas a substituir o incentivo para cumprimento dos indicadores coletivos de continuidade que era imposto pelas multas. Tendo esse objetivo em mente, chegou-se a um modelo em que se esperaria que 10% dos consumidores seriam inicialmente compensados. Esperava-se, assim, que as distribuidoras atuassem de forma a reduzir essa quantidade de consumidores compensados por meio da melhoria dos indicadores individuais extremos ao longo do tempo. 

Verificando-se o resultado alcançado com esse modelo, nota-se que, de fato, mais de 10% dos consumidores brasileiros passaram a ser compensados (média mensal) em virtude da transgressão de seus indicadores individuais. No entanto, não se observou redução significativa nesse número ao longo dos anos, como era esperado. A Tabela I apresenta os dados totais do Brasil desde 2010 (apenas concessionárias, sem a inclusão do indicador DICRI). 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Tabela I – Quantidade de compensações pagas pela violação dos limites de DIC, FIC e DMIC. 

||**Total de Unidades**|**Quantidade de**|**Percentual de Unidades**|
|---|---|---|---|
|**Ano**|**Consumidoras (média**|**Compensações (total**|**Consumidoras Compensadas**|
||**anual)**|**anual)**|**(média mensal)**|
|**2010**|66.999.221|95.091.690|11,83%|
|**2011**|69.035.906|105.137.879|12,69%|
|**2012**|71.143.243|98.052.654|11,49%|
|**2013**|73.280.998|101.374.878|11,53%|
|**2014**|75.321.870|103.011.712|11,40%|
|**2015**|77.166.082|118.176.490|12,76%|
|**2016**|78.820.652|107.342.859|11,35%|
|**2017**|80.601.490|98.473.833|10,18%|
|**Média**|**74.046.183**|**103.332.749**|**11,63%**|

Por outro lado, também se verificou que esse modelo não resultou em grande melhoria dos indicadores médios, principalmente quando se trata do DEC. A Figura 2 apresenta o histórico de apuração e os limites dos indicadores DEC e FEC globais do Brasil, desde 2010. 

## **Histórico de Indicadores DEC e FEC - Brasil** 

**----- Start of picture text -----**<br>
20<br>18 17,01<br>16,23<br>15,87<br>16 15,19<br>14,54 14,58<br>13,94<br>13,61<br>14 13,19 13,31<br>12,77<br>12,47<br>11,77<br>12 11,03<br>10,33<br>9,72<br>10<br>18,42 18,61 18,78 18,49 18,03 18,60<br>8 15,81<br>14,35<br>6<br>11,31 11,21 11,17<br>10,60<br>10,08 9,86<br>8,87<br>4 8,20<br>2<br>0<br>2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017<br>DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 2 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC do Brasil. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Observa-se, da Figura 2, que o indicador DEC permaneceu estagnado no período de 2010 a 2015, enquanto o FEC passou a apresentar melhora consistente após 2012. Sabe-se, no entanto, que há incentivos tarifários muito distintos atuando sobre DEC (que depende fortemente de gestão e de custos operacionais) e FEC (que depende fortemente do estado de conservação e dos recursos construtivos da rede elétrica), uma vez que o modelo tarifário adotado pela ANEEL incentiva a redução do dispêndio em custos operacionais. Logo, percebe-se que já há incentivo suficiente para a melhoria do indicador FEC, que sempre operou dentro dos limites, ao contrário do verificado no DEC. 

Ainda, cabe ressaltar que a melhoria do DEC após 2015 aparenta estar mais ligada à entrada em vigor de novos instrumentos regulatórios adotados pela ANEEL, como o Componente Q do Fator X, o acompanhamento das distribuidoras por meio do Plano de Resultados e os novos contratos de concessão de distribuição. Verifica-se que antes desses dispositivos, no período de 2010 a 2012, apenas o instrumento das compensações não foi suficiente para que houvesse melhoria nos indicadores coletivos, mesmo fato observado nos indicadores individuais extremos. 

Há, portanto, certo nível de ineficácia na utilização das compensações como instrumento para controle simultâneo dos indicadores médios e de dispersão. De fato, o que se observou do histórico de 2010 a 2017 foi uma melhora tímida no indicador DEC, e uma estagnação nos indicadores individuais extremos (observada pela manutenção do percentual de consumidores compensados) em relação aos limites, que se reduzem ano a ano. Em suma, o efeito desejado pela regulação (mostrado na Figura 1) não se verificou. O resultado observado se assemelha mais ao da Figura 3, na qual apesar de haver uma pequena melhora nos indicadores médios, nota-se que os indicadores individuais extremos não apresentaram evolução significativa. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

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Qtd. de<br>Unidades<br>Consumidoras<br>Pequena melhoria da<br>média<br>Estagnação para os<br>extremos<br>Indicador<br>Individual (DIC,<br>FIC ou DMIC)<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 3 – Ilustração do resultado observado com a aplicação da regulação atual para o controle da distribuição dos indicadores individuais em determinado conjunto. 

Mesmo a redução dos indicadores médios (DEC e FEC) não é feita de maneira eficiente pelo mecanismo de compensações tal como estabelecido atualmente. De fato, os limites individuais construídos para abranger um grande número de consumidores trazem incentivo para a redução da média, porém de forma indireta. Na verdade, o incentivo primordial dado às distribuidoras está na redução do valor total pago em compensações aos consumidores. 

Ou seja, na ocorrência de uma interrupção do fornecimento, a distribuidora não leva em conta apenas a quantidade de unidades consumidoras afetadas para priorizar as ações de restabelecimento (o que resultaria no incentivo direto à redução do DEC). A leitura mais precisa é a de que a distribuidora leva em conta também outros fatores que influenciam no valor das compensações a serem pagas, como o nível de tensão e a localização das unidades consumidoras (localidade urbana ou não urbana; alta, média ou baixa tensão – variáveis que influenciam no valor do limite individual) e o valor do Encargo de Uso do Sistema de Distribuição (EUSD) de cada unidade consumidora afetada, que é a base de cálculo do valor da eventual compensação. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Destaca-se o fato de que todos os instrumentos adotados pela ANEEL na regulação atual visam a redução dos indicadores coletivos DEC e FEC. Mesmo a compensação aos consumidores, que é o único instrumento voltado para a redução dos indicadores individuais extremos, pela forma como foi construída divide esse objetivo com o da redução dos indicadores DEC e FEC. Conclui-se, portanto, que existe pouco incentivo na regulação atual para a melhoria dos indicadores dos consumidores com piores níveis de serviço. 

Outro problema advindo da opção por uma grande quantidade de consumidores compensados é o baixo valor médio das compensações. De fato, esse efeito era esperado, conforme se verifica na Nota Técnica nº 0092/2009-SRD/ANEEL: _“Importante destacar que o objetivo da compensação é estimular a distribuidora a melhorar seus serviços, e pequenas compensações são parte de um somatório que garante o estímulo financeiro. Não se deve confundir a compensação financeira ao consumidor com um ressarcimento pelo custo da falta da energia”_ . 

Assim, o modelo atual de compensação pela transgressão dos indicadores individuais tem levado a baixos valores compensados individualmente aos consumidores. A título de exemplo, em 2017 a compensação média no Brasil foi de R$ 4,90. Para efeito de comparação, no Reino Unido a compensação mínima recebida pelos consumidores é de R$ 361[3] . 

Essa característica, de incentivo à melhoria dos indicadores médios de continuidade por meio de pequenas compensações a um grupo elevado de consumidores, distanciou o modelo brasileiro dos aspectos conceituais normalmente associados ao instrumento da compensação no âmbito internacional. Com efeito, no que tange aos fundamentos teóricos relativos à qualidade do serviço de distribuição, o incentivo à melhoria dos indicadores médios das distribuidoras deve ser implementado por meio de mecanismos econômicos que estimulem as distribuidoras à aplicação de recursos em operação, manutenção e investimentos nas redes, com vistas ao atendimento aos padrões estabelecidos. 

Complementarmente, ainda com relação aos aspectos conceituais, as compensações pela violação de limites individuais devem ser direcionadas aos consumidores com piores níveis de serviço, 

3 A compensação é de £ 75 para consumidores residenciais que permaneçam por mais de 12 horas sem fornecimento, de acordo com a 6ª edição do relatório _Benchmarking Report in the Quality of Electricity and Gas Supply_ do _Council of European Energy Regulators_ (CEER). 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

com vistas a oferecê-los um certo “desconto” nos custos de utilização das redes de distribuição. Esse instrumento é adequado ao se considerar que esses consumidores estão sujeitos às mesmas tarifas dos demais, mas não recebem a mesma qualidade do serviço. 

Importa ressaltar também que, na falta de um valor preciso do custo da interrupção, as compensações não têm como objetivo ressarcir o consumidor integralmente pelo transtorno causado pelas interrupções, mas sim atenuar seus efeitos. Além disso, as compensações também visam incentivar as distribuidoras a direcionarem recursos para as áreas com pior qualidade do serviço. 

Portanto, para que haja maior efetividade no instrumento de compensação, tanto para a distribuidora (que observará maior impacto nas áreas mais necessitadas de recursos) quanto para os consumidores com indicadores extremos, os valores compensados devem representar uma magnitude suficiente para que a compensação seja percebida como relevante pelo consumidor. Ao se verificar o valor médio de compensação pago em 2017, de R$4,90, e sabendo-se que grande parte dos consumidores receberam valores ainda menores naquele ano, percebe-se que, no modelo atual, as compensações não têm cumprido plenamente os objetivos normalmente associados a esse tipo de instrumento. 

A Figura 4 apresenta, no tocante aos indicadores de duração das interrupções, o foco da regulação da qualidade individual e da qualidade coletiva com base nos aspectos conceituais. Ela ilustra o modelo de regulação da continuidade do serviço mais utilizado internacionalmente. Nesse modelo, há dois instrumentos de incentivo independentes, um para o controle dos indicadores médios de continuidade e outro para o controle dos indicadores individuais extremos. 

Nessa abordagem, as compensações são direcionadas apenas aos consumidores que estão situados na parte final da cauda da curva de dispersões da qualidade do serviço (consumidores com piores níveis de qualidade do serviço), não tendo a função primordial de garantir a melhoria da continuidade média. Essa última é garantida por meio de outro instrumento de incentivo, voltado exclusivamente para os indicadores coletivos, em geral implementado por meio de um mecanismo de prêmio/desconto, de acordo com o desempenho obtido, a ser aplicado nas tarifas das distribuidoras. 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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Figura 4 – Incentivos teóricos para melhoria da qualidade coletiva e individual com base nos aspectos conceituais na dimensão da duração das interrupções. 

Nota-se, assim, que as regras que regem as compensações atualmente não estão totalmente aderentes aos aspectos conceituais. Além disso, ao se comparar o modelo brasileiro com o que se pratica em países que oferecem maior qualidade do serviço, percebem-se significativas diferenças. Dessa comparação é possível concluir que o modelo praticado nesses países é mais aderente aos fundamentos teóricos e conceituais que o brasileiro. 

Por meio da análise da 6ª edição do relatório _Benchmarking Report in the Quality of Electricity and Gas Supply_ do _Council of European Energy Regulators_ (CEER), pode-se conhecer os modelos adotados nos principais países europeus. Um total de 17 países, entre 26 avaliados no relatório, possuem esquema de incentivo à melhoria da qualidade média. São eles: Bélgica, Bulgária, República Tcheca, Dinamarca, Finlândia, França, Alemanha, Reino Unido, Hungria, Irlanda, Itália, Holanda, Noruega, Portugal, Eslovênia, Espanha e Suécia. Dos demais 9 países, alguns planejam implantar um modelo de incentivo à melhoria da qualidade média nos próximos anos, entre os quais Áustria, Grécia, Luxemburgo e Romênia. Em todos esses casos o incentivo à qualidade média é entendido como um instrumento inserido no modelo de regulação tarifária. 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Na maioria dos 17 países que já possuem esquema de melhoria à qualidade média também há pagamento de compensações por violação dos limites individuais de continuidade. Os valores de compensação de alguns desses países são apresentados abaixo: 

- i) Bulgária: o valor mínimo da compensação equivale a R$ 52[4] ; 

- ii) República Tcheca: o valor da compensação equivale a 10% do valor das faturas pagas pelo consumidor em um ano; 

- iii) Finlândia: o valor da compensação parte de 10% e chega a até 200% do valor das faturas pagas pelo consumidor em um ano, dependendo da duração da interrupção. 

- iv) França: o valor da compensação é de no mínimo 20% do valor anual da fatura referente à parcela de demanda; 

- v) Reino Unido: o valor mínimo da compensação equivale a R$ 361[5] ; 

- vi) Grécia: Valor mínimo de R$ 637[6] , mas aplicável apenas a consumidores de média tensão; 

- vii) Itália: o valor mínimo da compensação equivale a R$ 127[7] ; 

- viii) Holanda: o valor mínimo da compensação equivale a R$ 149[8] . Nesse país o valor da compensação é baseado no custo das interrupções que foi estimado em 2004; 

- ix) Noruega: o valor mínimo da compensação equivale a R$ 264[9] ; 

- x) Portugal: o valor da compensação é baseado no Custo da Energia não Suprida; 

- xi) Eslovênia: o valor da compensação é baseado no resultado de um estudo do custo da interrupção de consumidores industriais; 

- xii) Suécia: o valor equivale a 12,5% do valor das faturas pagas pelo consumidor em um ano. 

A comparação direta com os modelos adotados em outros países é dificultada em virtude das diferenças de características específicas de cada país. Com respeito ao modelo das compensações, a maior parte dos países citados adota o conceito de compensação por evento, diferentemente do modelo 

> 4 Taxa de conversão Lev Bulgariano x Real cambial de 03/05/2018. 

> 5 Taxa de conversão £ cambial de 03/05/2018. 

- 6 Taxa de conversão € x Real cambial de 03/05/2018. 

- 7 Taxa de conversão € x Real cambial de 03/05/2018. 

- 8 Taxa de conversão € x Real cambial de 03/05/2018. 

> 9 Taxa de conversão Coroa Norueguesa x Real cambial de 03/05/2018. 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

brasileiro de compensação por transgressão de indicador. Além disso, as compensações só são aplicáveis a eventos de grande duração, via de regra superior a 12h, e percebe-se uma quantidade menor de compensações, decorrente da qualidade mais elevada observada nesses países. De toda forma, notase grande discrepância entre os valores pagos a título de compensação pela qualidade individual no Brasil e os pagos nos países europeus. 

Passa-se a avaliar outra peculiaridade do modelo de compensações brasileiro. Devido às dimensões continentais brasileiras e à consequente disparidade de qualidade do serviço ainda existente entre as diversas áreas do país, os limites individuais de continuidade aplicáveis aos consumidores dependem dos limites coletivos dos respectivos conjuntos. 

À época do estabelecimento do modelo atual de compensações (2009), existia a possibilidade de as distribuidoras proporem, quase que livremente, alterações dos limites de DEC e FEC dos conjuntos, desde que fosse respeitado o limite global definido pela Agência. Essa flexibilidade era motivada pela imprecisão que existia na metodologia comparativa de definição dos limites dos conjuntos adotada na época[10] . 

Nesse cenário, e tendo em vista que os limites individuais dependem dos limites dos conjuntos, era provável que as distribuidoras adotassem uma estratégia de reorganização dos limites dos conjuntos que levasse à diminuição dos valores de compensação a serem pagos pela transgressão dos indicadores individuais, para uma mesma qualidade do serviço prestado. Com vistas a mitigar os efeitos desse possível comportamento, a Agência optou por definir limites individuais com grande detalhamento. Assim, foram estabelecidas faixas estreitas de variação dos indicadores coletivos, resultando em indicadores individuais distintos para cada faixa, o que levou a mais de 160 valores possíveis de limites de DIC, FIC e DMIC, de acordo com o tipo do consumidor. A título de exemplo, a Tabela II a seguir mostra como estão estabelecidos os limites individuais para unidades consumidoras atendidas em baixa tensão em áreas urbanas no PRODIST. 

> 10 A metodologia era muito mais simplificada que a atual. Utilizava 5 atributos (área, extensão de rede primária, nº de unidades consumidoras, potência nominal instalada e consumo médio mensal), e os limites eram obtidos a partir de um método de clusterização k-means. 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Tabela II – Exemplo de tabela de limites individuais de continuidade (Tabela IV do Anexo I da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST). 

||8.2 do Módulo 8 do PRODIST).|8.2 do Módulo 8 do PRODIST).|8.2 do Módulo 8 do PRODIST).|8.2 do Módulo 8 do PRODIST).|8.2 do Módulo 8 do PRODIST).|8.2 do Módulo 8 do PRODIST).|8.2 do Módulo 8 do PRODIST).|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
|**Faixa de variação dos Limites**<br>**Anuais de Indicadores de**<br>**Continuidade dos Conjuntos**<br>**(DEC ou FEC)**|**Limite de Continuidade por Unidade Consumidora ou Central Geradora**|||||||
||**Unidades Consumidoras ou Centrais Geradoras com Tensão Contratada ≤ 1 kV**<br>**situadas em áreas urbanas**|||||||
||**DIC (horas)**|||**FIC (interrupções)**|||**DMIC (horas)**|
||**Anual**|**Trim.**|**Mensal**|**Anual**|**Trim.**|**Mensal**|**Mensal**|
|1|16,00|8,00|4,00|11,20|5,60|2,80|2,09|
|2|16,47|8,23|4,11|11,45|5,72|2,86|2,18|
|3|16,95|8,47|4,23|11,70|5,85|2,92|2,26|
|4|17,43|8,71|4,35|11,95|5,97|2,98|2,35|
|5|17,91|8,95|4,47|12,20|6,10|3,05|2,43|
|6|18,38|9,19|4,59|12,45|6,22|3,11|2,52|
|7|18,86|9,43|4,71|12,70|6,35|3,17|2,60|
|8|19,34|9,67|4,83|12,95|6,47|3,23|2,69|
|9|19,82|9,91|4,95|13,20|6,60|3,30|2,77|
|10|20,30|10,15|5,07|13,45|6,72|3,36|2,86|
|11|20,77|10,38|5,19|13,70|6,85|3,42|2,94|
|12|21,25|10,62|5,31|13,95|6,97|3,48|3,03|
|13|21,73|10,86|5,43|14,20|7,10|3,55|3,11|
|14|22,21|11,10|5,55|14,45|7,22|3,61|3,20|
|15|22,69|11,34|5,67|14,70|7,35|3,67|3,29|
|16|23,16|11,58|5,79|14,95|7,47|3,73|3,37|
|17|23,64|11,82|5,91|15,20|7,60|3,80|3,46|
|18|24,12|12,06|6,03|15,45|7,72|3,86|3,54|
|19|24,60|12,30|6,15|15,70|7,85|3,92|3,63|
|20|25,08|12,54|6,27|15,96|7,98|3,99|3,71|
|>20 e≤22|25,89|12,94|6,47|16,47|8,23|4,11|3,80|
|>22 e≤24|27,48|13,74|6,87|17,42|8,71|4,35|3,97|
|>24 e≤26|29,06|14,53|7,26|18,37|9,18|4,59|4,14|
|>26 e≤28|30,65|15,32|7,66|19,32|9,66|4,83|4,31|
|>28 e≤30|32,23|16,11|8,05|20,28|10,14|5,07|4,48|
|>30 e≤32|33,82|16,91|8,45|21,23|10,61|5,30|4,65|
|>32 e≤34|35,40|17,70|8,85|22,18|11,09|5,54|4,82|
|>34 e≤36|36,99|18,49|9,24|23,13|11,56|5,78|4,99|
|>36 e≤38|38,57|19,28|9,64|24,08|12,04|6,02|5,16|
|>38 e≤40|40,16|20,08|10,04|25,04|12,52|6,26|5,33|
|>40 e≤45|42,93|21,46|10,73|26,70|13,35|6,67|5,63|
|>45 e≤50|46,89|23,44|11,72|29,08|14,54|7,27|6,05|
|>50 e≤55|50,86|25,43|12,71|31,46|15,73|7,86|6,48|
|>55 e≤60|54,82|27,41|13,70|33,84|16,92|8,46|6,90|
|>60 e≤65|58,78|29,39|14,69|36,22|18,11|9,05|7,33|
|>65 e≤70|62,74|31,37|15,68|38,60|19,30|9,65|7,75|
|>70 e≤80|68,68|34,34|17,17|42,17|21,08|10,54|8,39|
|>80 e≤90|76,61|38,30|19,15|46,93|23,46|11,73|9,24|
|>90 e≤100|84,53|42,26|21,13|51,69|25,84|12,92|10,09|
|>100 e≤110|92,46|46,23|23,11|56,45|28,22|14,11|10,94|
|>110 e≤120|100,38|50,19|25,09|61,21|30,60|15,30|11,80|
|>120|104,34|52,17|26,08|63,59|31,79|15,89|12,22|

Ocorre que a definição de faixas estreitas de variação dos indicadores coletivos nos patamares mais baixos dos limites, juntamente com a definição de limites que resultem em compensações para 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

cerca de 10% das unidades consumidoras, têm levado a uma grande quantidade de compensações a consumidores que estão sujeitos a um padrão de qualidade muito melhor do que a média nacional. A título de exemplo, na Tabela II a primeira faixa de variação do indicador DEC, de 1h, leva a um indicador individual DMIC de 2,09h. Com efeito, poucos consumidores estão situados em conjuntos com esse patamar de DEC. Todavia, a nona faixa de variação do indicador DEC nessa tabela, de 9h, leva a um indicador DMIC de 2,77h. Nessa faixa, já existe uma quantidade muito maior de consumidores passíveis de receberem compensação. 

Ainda, outro ponto importante decorrente da quantidade de faixas de variação dos indicadores coletivos é o incentivo para a atuação da distribuidora. Sabe-se que a maior parte dos consumidores está localizada em conjuntos densos, via de regra em centros urbanos, os quais geralmente possuem padrão de qualidade superior à de conjuntos de áreas menos densas. Além disso, consumidores de centros urbanos tendem a consumir mais, resultando em faturas e, consequentemente, compensações maiores. 

Nesse contexto, com vistas a diminuir os montantes de compensações pagos, a distribuidora é incentivada a direcionar recursos para os conjuntos mais adensados. Destaque-se que, além da diminuição das compensações, a distribuidora também possui o incentivo para atuar nesses conjuntos em virtude do maior valor da energia não faturada durante interrupções. 

Não obstante, o contexto que levou à definição do modelo atual teve como consequência uma grande quantidade de compensações para consumidores que estão localizados em conjuntos com limites de continuidade mais baixos do que a média. A Figura 5 elucida essa situação. 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Figura 5 – Histograma das compensações pagas aos consumidores em 2017. 

Percebe-se na Figura 5 que 42,3% das compensações pagas no país em 2017 foram direcionadas a consumidores situados em conjuntos que possuem DEC limite de até 10h. Considerando o DEC limite médio do país em 2017 de 12,77h, nota-se que boa parte das compensações foi direcionada a consumidores que estão situados em conjuntos com qualidade superior à média do País. 

Ocorre que com a evolução da metodologia de definição dos limites de continuidade coletivos, implementada por meio de novos atributos e de novo método comparativo, a possibilidade de livre redistribuição dos limites de DEC e FEC entre os conjuntos pelas distribuidoras foi extinta. Dessa forma, não persiste no momento atual a necessidade de manutenção das faixas estreitas de variação dos indicadores coletivos nas tabelas dos limites individuais. 

A agregação das faixas de variação dos indicadores coletivos resultaria na diminuição das compensações pagas aos consumidores que estão sujeitos a uma melhor qualidade do serviço. A título de exemplo, caso se agreguem as 5 primeiras faixas de variação do indicador DEC na Tabela II (de consumidores de baixa tensão urbanos) em uma única faixa, até 5h, a maioria dos consumidores situados em conjuntos com limite até esse patamar passaria a não receber compensações. Nesse cenário, a margem financeira gerada pela redução do número de compensações a esses consumidores poderia ser direcionada para os consumidores que percebem níveis mais baixos de qualidade. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Além do efeito da redução do número de compensações pagas aos consumidores com níveis de serviço acima da média, a agregação das faixas de variação dos indicadores coletivos também tem como benefício a simplificação da regulação. A adoção das 160 faixas atuais em 5 tabelas dificulta a correta verificação e acompanhamento por parte dos consumidores. 

Por fim, a agregação das faixas também auxiliaria na resolução de outro problema apontado pelas distribuidoras na regulação atual, que é o desincentivo para a realização de manutenções programadas. Como os limites atuais foram estabelecidos para compensar cerca de 10% dos consumidores, alguns limites, especialmente para unidades consumidoras de média e alta tensão, dificultam a execução de determinadas tarefas de manutenção programada sem que haja o pagamento de compensações. Sabe-se que a manutenção programada é altamente benéfica para o desempenho das redes elétricas, contribuindo para um maior nível de qualidade do serviço para os consumidores. Desse modo, dificultar a execução dessas manutenções é um efeito indesejado da regulação atual. 

Portanto, com base no que foi exposto nos parágrafos anteriores, entende-se que é oportuno avaliar alterações nas regras atuais das compensações pela transgressão dos indicadores individuais com vistas a aproximar o modelo brasileiro dos aspectos conceituais praticados em outros países, garantir maior efetividade do instrumento, redirecionar recursos para os consumidores com piores níveis de serviço e simplificar a regulação. 

## **1.2 Formulação da Compensação** 

O segundo tema em debate nesta Análise de Impacto Regulatório é a formulação atualmente utilizada para o cálculo das compensações pela violação dos limites individuais de continuidade. Trata-se de tema regulado no Módulo 8 do PRODIST, conforme item 5.11.5 da Seção 8.2. Como exemplo, citase a formulação adotada para o indicador DIC, transcrita a seguir (para os demais indicadores segue-se o mesmo modelo): 

_“5.11.5 No cálculo do valor da compensação serão utilizadas as seguintes fórmulas: a) Para o DIC:_ 

_(...)_ 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

## _onde:_ 

_DICv = duração de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expressa em horas e centésimos de hora;_ 

_DICp = limite de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de duração de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expresso em horas e centésimos de hora;_ 

## _(...)_ 

_EUSDmédio = média aritmética dos encargos de uso do sistema de distribuição correspondentes aos meses do período de apuração do indicador;_ 

_730 = número médio de horas no mês;_ 

_kei = coeficiente de majoração cujo valor deve ser fixado em:_ 

_i. 15 (quinze), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendidos em Baixa Tensão;_ 

_ii. 20 (vinte), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendidos em Média Tensão;_ 

_iii. 27 (vinte e sete), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendidos em Alta Tensão”._ 

O primeiro item de debate sobre a formulação da compensação reside na base adotada para seu cálculo, que é o valor do Encargo de Uso do Sistema de Distribuição (EUSD) da unidade consumidora, resultante do montante de uso do sistema de distribuição (energia e/ou demanda faturados) aplicado à Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). O aspecto que merece avaliação é o impacto dos itens de Parcela A, não gerenciáveis pelas distribuidoras, na composição da TUSD e, consequentemente, do EUSD. A Figura 6 apresenta a composição da TUSD no sistema elétrico nacional, de acordo com o Submódulo 7.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Figura 6 – Componentes da TUSD. 

De todas as componentes da TUSD representadas na Figura 6, há apenas uma, denominada Fio B, que representa os custos do serviço de distribuição. Verifica-se que a TUSD também contém componentes relativas aos encargos setoriais, às perdas técnicas e não técnicas e aos custos do serviço de transmissão. Portanto, a maior parte das componentes da TUSD representa itens não gerenciáveis pelas distribuidoras, de forma que ocasionalmente a melhoria da qualidade pode não implicar na redução dos valores pagos em compensações. De maneira oposta, pode haver reduções nos valores pagos em compensações sem que haja melhoria de qualidade. 

Adicionalmente, nota-se que alguns itens de Parcela A têm apresentado grandes oscilações nos últimos anos, implicando em alteração do peso da parcela gerenciável pelas distribuidoras (Fio B) na TUSD. A Figura 7 apresenta a evolução das componentes da TUSD Brasil no período de 2010 a 2016, para os consumidores do tipo B1. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

**----- Start of picture text -----**<br>
TUSD B1 - BRASIL<br>350,00<br>300,00<br>250,00 6,86 4,21 1,13<br>9,54<br>200,00 30,07 34,44 32,09 0,87 45,47 50,08<br>150,00 23,41 23,79 25,02 10,13 11,11 37,65 38,40<br>24,96 30,44<br>100,00<br>116,92 124,01 125,73 112,80 108,50 113,55 122,56<br>50,00<br>0,00 23,51 23,34 24,06 9,74 9,91 13,78 13,22<br>- -<br>0,02 0,35<br>-50,00<br>2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016<br>FIO A FIO B PERDAS ENCARGOS OUTROS TUSD 2010 + IPCA<br>TUSD (R$/MWh)<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 7 – Evolução das componentes da TUSD Brasil no período de 2010 a 2016. 

Na Figura 7, observa-se grande variação nas componentes Encargos, Perdas e Fio A. Já a parcela Fio B, que efetivamente é gerenciável pelas distribuidoras, apresenta maior estabilidade. A Figura 8 apresenta o gráfico das componentes em valores percentuais, mostrando a participação de cada uma no valor total da TUSD. 

**----- Start of picture text -----**<br>
PARTICIPAÇÃO % NA TUSD B1 - BRASIL<br>4,69% 3,23% 1,99% 0,55% 0,50%<br>100%<br>6,39% 6,95%<br>80% 14,78% 16,21% 15,20% 15,75% 19,03% 21,64% 22,22%<br>11,51% 11,20% 11,85%<br>17,92% 17,04%<br>60%<br>40% 57,47% 58,38% 59,56% 71,17% 67,84%<br>54,05% 54,38%<br>20%<br>0% 11,56% 10,99% 11,40% 6,15% 6,19% 6,56% 5,86%<br>-0,01% -0,17%<br>-20%<br>2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016<br>FIO A FIO B PERDAS ENCARGOS OUTROS<br>% DA TUSD<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 8 – Evolução percentual das componentes da TUSD Brasil no período de 2010 a 2016. 

Nota-se na Figura 8 que, no período de 2010 a 2016, o peso do item de Parcela B da TUSD, TUSD Fio B, apresentou forte variação, atingindo valores de 54,05% a 71,17%, mesmo sem ter sido 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

significativamente alterado em valores absolutos (como visto na Figura 7). Ou seja, a participação percentual da parcela gerenciável pelas distribuidoras na TUSD e, consequentemente, na base de cálculo das compensações vigentes, é fortemente afetada por componentes de Parcela A. 

Essa variação dos pesos das componentes da TUSD no seu valor final implica em oscilação da intensidade do incentivo regulatório. Nos anos de 2013 e 2014, a TUSD e, assim, o valor das compensações pagas, ficou mais aderente à Parcela B das distribuidoras do que nos demais anos avaliados. Por outro lado, em 2015 houve o maior descasamento entre a base de cálculo das compensações e a Parcela B. Em virtude dessa situação, pode ocorrer que uma distribuidora ofereça um melhor serviço a seus consumidores, transgredindo menos os indicadores individuais e reduzindo o número de compensações pagas, mas passar a pagar um valor maior de compensações por um incremento tarifário em itens de parcela A. 

Outro problema advindo do uso da TUSD cheia como base de cálculo das compensações reside na diferença de participação percentual das componentes de Parcela A nas tarifas de cada distribuidora. A Figura 9 mostra a variação da participação da Parcela B na TUSD, por região do Brasil. 

**----- Start of picture text -----**<br>
PARTICIPAÇÃO DA PARCELA FIO-B NA TUSD<br>90%<br>78%<br>75%<br>80%<br>70% 62% 64% 67% 69% 66% 68% 69%<br>60% 55% 56% 57% 73%73%67% 69%65%65% 50% 50%<br>50% 63%62%54% 60%62%55% 62%60%56% 53%59% 52%60%<br>40% 48% 49%<br>71% 68%<br>30% 57% 58% 60% 54% 54%<br>20%<br>10%<br>0%<br>2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016<br>BRASIL CENTRO-OESTE NORDESTE NORTE SUDESTE SUL<br>% DA TUSD<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 9 – Participação percentual da Parcela Fio B na TUSD, por região. 

Verifica-se da Figura 9 que há grandes variações na participação percentual da Parcela B na TUSD entre regiões do Brasil. Por exemplo, para o ano 2016, a Parcela Fio B do Nordeste representou 69% da TUSD, enquanto que para o Sul esse valor foi de 49%. Ou seja, para as distribuidoras da região 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Sul, o valor da base de cálculo das compensações (TUSD) é proporcionalmente mais representativo em relação à sua receita (TUSD Fio B) que para as distribuidoras da região Nordeste. Assim, na regulação atual, o incentivo financeiro da compensação em relação à Parcela B é distinto entre regiões e, ainda mais intensamente, entre distribuidoras. 

Considerando-se que se deseja estabilidade no incentivo regulatório e aderência entre o impacto financeiro das compensações e a receita gerenciável das distribuidoras, entende-se que é oportuno avaliar a adoção da TUSD Fio B como base de cálculo para definição das compensações pela transgressão dos indicadores individuais de continuidade. 

Destaca-se que a adoção de uma componente que apresenta valor menor do que a atual não implica, necessariamente, em redução dos valores totais de compensações pagas. Isso ocorre porque a formulação possui o parâmetro de majoração “kei” que pode ser elevado para se atingirem os patamares desejados. 

O segundo item de debate sobre a formulação da compensação é a sazonalidade. Sabe-se que os fatores climáticos estão entre os principais causadores de interrupções e que estes são mais concentrados em alguns meses do ano. À época do estabelecimento dos limites individuais atuais, entendeu-se que caso não se considerasse essa variação, havia o risco de se exigir uma estrutura sobre dimensionada para os meses úmidos. 

A forma de se considerar a sazonalidade foi o controle dos indicadores agrupados por períodos. Conforme disposto na então vigente Resolução ANEEL nº 024/2000, existia, além do controle mensal, o controle trimestral e anual dos indicadores. Definiu-se que, uma vez estabelecidos os limites anuais dos indicadores, os trimestrais e mensais seriam obtidos percentualmente, de forma que fosse garantida certa margem nesses períodos. 

Ocorre que a definição de um percentual único para todo o país não representa adequadamente a sazonalidade das diferentes regiões. A Figura 10 apresenta a quantidade de compensações pagas em 2017 pela transgressão dos indicadores individuais nas regiões Nordeste, Norte e Sudeste. 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Figura 10 – Compensações pagas pela transgressão dos limites mensais dos indicadores de continuidade individual nas regiões Nordeste, Norte e Sudeste. 

Nota-se na Figura 10 que a região Nordeste apresenta uma quantidade maior de compensações no mês de julho, ao passo que no Norte as quantidades oscilam menos ao longo do ano. Ao contrário do Nordeste, na região Sudeste percebe-se uma queda nos meses de junho de julho e uma elevação no verão. Ao se tentar considerar uma sazonalidade média do País, entende-se que os resultados estariam influenciados pelo maior número de compensações do Sudeste, em prejuízo das demais regiões. 

Tendo em vista essa dificuldade de representar adequadamente as diferentes sazonalidades das regiões do país nos indicadores trimestrais e anuais, entende-se que é oportuno avaliar uma regulação que utilize apenas os indicadores mensais para garantir um incentivo adequado à qualidade durante todo o ano. 

Por essa razão, o novo estudo de dispersão dos indicadores individuais foi realizado com base em apurações mensais dos indicadores, ao contrário do estudo realizado em 2009, que utilizou apurações anuais. Entende-se que essa abordagem é mais precisa que a definição de indicadores trimestrais e mensais com base em percentuais do indicador anual. Além disso, a retirada das compensações trimestrais e anuais promove enorme simplificação da regulação da qualidade, 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

proporcionando o acompanhamento da regulação de forma mais simples pelos consumidores. Como exemplo de simplificação, cita-se que deixaria de existir a regra de abatimento de compensações mensais das compensações trimestrais e anuais, disposta no item 5.11.6.2 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST: 

_“5.11.6.2 No caso de compensação ao consumidor, a central geradora ou à distribuidora, referente à violação do DIC ou FIC, deverão ser observados os critérios a seguir:_ 

_a) quando da violação dos limites trimestral ou anual, o montante a ser compensado deverá ser calculado proporcionalmente, multiplicando-se o resultado obtido da fórmula de cálculo da compensação pelo quociente entre a soma dos valores apurados dos indicadores mensais que não foram violados e o valor apurado do indicador trimestral ou anual._ 

_b) quando os limites trimestrais ou anuais tiverem sido violados e os valores mensais apurados não violados forem nulos, a compensação referente ao período de apuração trimestral ou anual, deverá corresponder à diferença dos montantes calculados para essa compensação e os montantes mensais de cada indicador já creditados ao consumidor ou à distribuidora;_ 

_c) quando todos os limites dos indicadores mensais de uma unidade consumidora ou distribuidora tiverem sido violados em um trimestre ou em um ano, e as compensações mensais já tenham sido devidamente creditadas, as compensações referentes aos períodos de apuração trimestral ou anual deverão corresponder à diferença dos montantes calculados para essas compensações e os montantes mensais de cada indicador já creditados aos consumidores, às centrais geradoras ou à distribuidora”._ 

## **1.3 Componente Q do Fator X** 

Conforme discutido na Seção 1.1, controlar os indicadores coletivos de continuidade e os indicadores individuais extremos apenas com o instrumento das compensações não se mostrou completamente efetivo. Como se viu, a prática observada em diversos países para controle dos indicadores médios consiste na aplicação de um instrumento de incentivo/penalidade nas tarifas das distribuidoras, de acordo com o seu desempenho nos indicadores de continuidade. 

No Brasil, a regulação deu um importante passo nessa direção com a criação do Componente Q do Fator X (em vigor desde 2013), instrumento que incentiva as distribuidoras a melhorarem os indicadores técnicos e comerciais, recebendo assim benefício ou penalidade nas tarifas pela melhora ou piora dos indicadores. 

Tendo como referência o contexto apresentado nas seções anteriores, e entendendo-se que é o momento de fazer alterações no instrumento das compensações pela transgressão dos indicadores 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

individuais com vistas a direcioná-lo para os consumidores com piores níveis de serviço, haverá redução do incentivo regulatório à melhoria da qualidade média. 

Com efeito, ao se buscar aproximar a regulação brasileira dos aspectos conceituais se estará perseguindo um caminho em que as compensações atingiriam um número menor de consumidores, o que diminuiria o impacto desse contingente na qualidade média da distribuidora. Nesse cenário, o outro instrumento regulatório relacionado à continuidade, o Componente Q do Fator X, deve ser fortalecido para que não haja risco de redução da qualidade média do país. 

Ainda sobre esse tema, considerando-se que alterações nas compensações devem ser acompanhadas de alterações no Componente Q, e tendo em vista o princípio da simplicidade que deve nortear a regulação, entende-se que é oportuno avaliar alternativas para tornar o instrumento de incentivo regulatório à qualidade mais previsível e de mais fácil avaliação pelas distribuidoras. De forma mais específica, pode-se buscar um instrumento em que o ganho ou a perda da distribuidora dependa exclusivamente do seu desempenho. Há certo nível de imprevisibilidade no modelo atual, mostrado na Figura 11, que apresenta as curvas de variações dos indicadores de continuidade internos DECi e FECi para o cálculo do Componente Q, conforme previsto no Submódulo 2.5 do PRORET. 

Figura 11 – Curvas de variações dos indicadores de continuidade DECi e FECi para cálculo do Componente Q. 

Nota-se na Figura 11 que o resultado do Componente Q da distribuidora depende do enquadramento da empresa nas curvas de variação dos indicadores de continuidade. Os critérios de 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

enquadramento nas curvas dependem do desempenho da própria distribuidora e do desempenho das demais empresas. Nesse modelo, não é possível prever com certeza o ganho ou a perda tarifária decorrente desse instrumento, uma vez que não se conhece o desempenho das demais distribuidoras. Por conta disso, há maior complexidade na avaliação do instrumento pelos agentes, o que afeta o processo de tomada de decisão sobre projetos de melhoria operacional e alocação de recursos financeiros que podem levar a uma qualidade superior. 

Somando-se a esse aspecto de complexidade do modelo atual, outro ponto que dificulta a tomada de decisão sobre ações que visem a melhoria da qualidade é o sombreamento existente entre os dois instrumentos regulatórios de incentivo à melhoria da qualidade, compensações (qualidade individual) e Componente Q (qualidade média). A Tabela III apresenta os resultados de 2016 dos valores pagos a título de compensações pela transgressão dos indicadores individuais de continuidade e os resultados do Componente Q das concessionárias de distribuição brasileiras. 

Tabela III – Resultados de 2016 dos valores pagos a título de compensações pela transgressão dos indicadores individuais de continuidade e resultados do Componente Q das concessionárias de distribuição brasileiras. 

|**Distribuidora**|**Componente Q**|**Compensações pagas**|**Saldo**|
|---|---|---|---|
|AmE|-R$ 332.172,09|R$ 7.362.765,88|-R$ 7.694.937,97|
|CEAL|R$ 1.099.403,61|R$ 4.527.118,73|-R$ 3.427.715,12|
|CEB-DIS|R$ 4.265.334,64|R$ 5.657.567,82|-R$ 1.392.233,18|
|CEEE-D|-R$ 1.006.638,41|R$ 20.065.576,57|-R$ 21.072.214,98|
|CELESC-DIS|R$ 4.977.891,50|R$ 10.248.631,07|-R$ 5.270.739,57|
|CELG-D|R$ 4.190.421,68|R$ 65.985.004,26|-R$ 61.794.582,58|
|CELPA|R$ 9.147.854,35|R$ 25.768.013,20|-R$ 16.620.158,85|
|CELPE|R$ 5.417.050,57|R$ 13.748.557,85|-R$ 8.331.507,28|
|CEMAR|R$ 7.248.219,11|R$ 6.912.409,03|R$ 335.810,08|
|CEMIG-D|-R$ 4.758.053,43|R$ 43.119.674,23|-R$ 47.877.727,66|
|CEPISA|R$ 1.246.162,78|R$ 3.106.149,39|-R$ 1.859.986,61|
|CERON|R$ 1.682.835,92|R$ 13.878.966,32|-R$ 12.196.130,40|
|COELBA|R$ 1.758.343,99|R$ 44.419.569,03|-R$ 42.661.225,04|
|COPEL-DIS|R$ 14.234.452,51|R$ 17.205.958,43|-R$ 2.971.505,92|
|COSERN|R$ 1.547.203,78|R$ 2.820.820,19|-R$ 1.273.616,41|
|CPFL- Piratininga|R$ 2.030.174,67|R$ 4.783.161,39|-R$ 2.752.986,72|
|CPFL-Paulista|R$ 656.444,17|R$ 13.538.979,69|-R$ 12.882.535,52|
|EDP ES|R$ 354.670,20|R$ 4.877.222,27|-R$ 4.522.552,07|
|EDP SP|-R$ 3.132.283,28|R$ 6.840.725,10|-R$ 9.973.008,38|
|ELEKTRO|R$ 2.312.543,82|R$ 11.799.266,09|-R$ 9.486.722,27|
|ELETROPAULO|R$ 1.141.219,83|R$ 78.669.125,02|-R$ 77.527.905,19|
|EMG|-R$ 249.873,01|R$ 1.052.131,11|-R$ 1.302.004,12|

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

|**Distribuidora**|**Componente Q**|**Compensações pagas**|**Saldo**|
|---|---|---|---|
|EMS|R$ 4.297.343,75|R$ 7.980.447,16|-R$ 3.683.103,41|
|EMT|R$ 7.699.362,22|R$ 0,00|R$ 7.699.362,22|
|ENEL CE|R$ 8.831.896,22|R$ 6.338.348,39|R$ 2.493.547,83|
|ENEL RJ|R$ 989.147,20|R$ 45.454.993,41|-R$ 44.465.846,21|
|EPB|R$ 4.367.923,83|R$ 3.639.821,90|R$ 728.101,93|
|ESE|R$ 1.103.500,25|R$ 1.418.881,75|-R$ 315.381,50|
|ETO|R$ 357.114,86|R$ 6.623.438,48|-R$ 6.266.323,62|
|LIGHT|R$ 2.513.039,07|R$ 42.975.128,90|-R$ 40.462.089,83|
|RGE|R$ 1.597.931,49|R$ 12.465.672,07|-R$ 10.867.740,58|
|RGE SUL|-R$ 5.013.500,26|R$ 25.423.759,17|-R$ 30.437.259,43|
|Boa Vista|R$ 335.491,02|R$ 1.911.455,78|-R$ 1.575.964,76|
|ESS|R$ 603.674,51|R$ 601.722,53|R$ 1.951,98|
|CEA|-R$ 376.502,27|R$ 1.948.361,21|-R$ 2.324.863,48|
|CFLO|R$ 249.220,60|R$ 40.337,72|R$ 208.882,88|
|CHESP|R$ 182.246,87|R$ 155.100,01|R$ 27.146,86|
|CNEE|R$ 399.423,01|R$ 191.730,23|R$ 207.692,78|
|COCEL|-R$ 85.237,57|R$ 245.394,80|-R$ 330.632,37|
|COOPERALIANÇA|R$ 41.719,78|R$ 14.833,46|R$ 26.886,32|
|CPFL Jaguari|R$ 41.586,87|R$ 143.180,53|-R$ 101.593,66|
|CPFL Leste Paulista|R$ 10.551,89|R$ 433.677,99|-R$ 423.126,10|
|CPFL Mococa|R$ 139.490,77|R$ 601.403,47|-R$ 461.912,70|
|CPFL Santa Cruz|R$ 1.293.953,64|R$ 480.949,72|R$ 813.003,92|
|CPFL Sul Paulista|-R$ 596.941,50|R$ 648.049,26|-R$ 1.244.990,76|
|DEMEI|R$ 128.607,86|R$ 52.708,80|R$ 75.899,06|
|DMED|-R$ 136.454,40|R$ 34.258,21|-R$ 170.712,61|
|EBO|R$ 618.177,45|R$ 34.494,46|R$ 583.682,99|
|EDEVP|R$ 47.344,27|R$ 300.376,25|-R$ 253.031,98|
|EEB|R$ 514.077,62|R$ 617.804,10|-R$ 103.726,48|
|EFLJC|-R$ 6.757,77|R$ 206,04|-R$ 6.963,81|
|EFLUL|-R$ 44.867,25|R$ 4.563,68|-R$ 49.430,93|
|ELETROACRE|-R$ 1.208.396,90|R$ 5.213.300,63|-R$ 6.421.697,54|
|ELETROCAR|-R$ 273.887,27|R$ 299.586,76|-R$ 573.474,03|
|ELFSM|R$ 575.399,79|R$ 153.929,16|R$ 421.470,63|
|ENF|-R$ 140.757,37|R$ 190.379,40|-R$ 331.136,77|
|FORCEL|-R$ 5.754,07|R$ 0,00|-R$ 5.754,07|
|HIDROPAN|R$ 3.874,10|R$ 35.073,83|-R$ 31.199,73|
|IENERGIA|R$ 174.088,30|R$ 73.985,72|R$ 100.102,58|
|MUXENERGIA|-R$ 31.460,08|R$ 3.226,24|-R$ 34.686,32|
|SULGIPE|R$ 51.899,30|R$ 175.057,05|-R$ 123.157,75|
|UHENPAL|-R$ 22.779,99|R$ 112.111,80|-R$ 134.891,79|

Percebe-se na Tabela III que 35 concessionárias apresentaram, em 2016, resultado positivo do Componente Q, indicando melhoria da qualidade prestada aos consumidores. No entanto, desse total apenas 13 empresas apresentaram saldo positivo líquido considerando os dois instrumentos de incentivo à melhoria da qualidade. Esse cenário aponta que apesar de terem fornecido um serviço de melhor 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

qualidade aos consumidores, grande parte das distribuidoras foi mais impactada pelo pagamento de compensações. 

Esse resultado também revela que os dois instrumentos podem não estar devidamente calibrados e sintonizados. Avaliando-se o montante associado a cada mecanismo, R$ 573 milhões nas compensações e R$ 118 milhões no Componente Q, nota-se que o primeiro possui uma magnitude muito superior à do segundo. Assim, pode-se concluir que o mecanismo de compensações possui maior influência na tomada de decisão dos agentes do que o Componente Q, no que diz respeito à melhoria da qualidade. 

Nesse contexto, entende-se que é fundamental avaliar a viabilidade de alterar o modelo do Componente Q com o objetivo de torná-lo mais simples, mais previsível e mais intenso em relação às compensações, tornando-o o instrumento primordial de incentivo para a melhoria da continuidade média do Brasil. 

## **1.4 Estrutura dos Indicadores de Continuidade** 

O último tema de discussão desta Análise de Impacto Regulatório é a estrutura atual dos indicadores de continuidade, coletivos e individuais. De acordo com a regulamentação vigente, as interrupções no suprimento são consideradas na definição dos limites dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC das distribuidoras. 

Com efeito, tais interrupções também são incluídas na apuração do desempenho das distribuidoras e, consequentemente, impactam o valor de compensações pago pelas empresas, bem como possuem reflexo na posição do Ranking de Continuidade da ANEEL, o qual, por sua vez, é referência para a definição do Componente Q do Fator X. Sendo esse um assunto de constante discussão entre os agentes e o regulador, considera-se o momento oportuno para avaliar a coerência e a adequabilidade de se manter nos mecanismos de incentivo/penalidade aplicáveis às distribuidoras a influência de eventos que estariam além de sua área de atuação. 

Uma das justificativas para incluir eventos externos nos indicadores de continuidade das distribuidoras é baseada no entendimento de que a apuração dos indicadores deve se aproximar ao máximo da percepção do consumidor. Adicionalmente, considera-se que, mesmo não tendo responsabilidade direta por interrupções no suprimento, a distribuidora possui incentivo para realizar 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

gestões junto ao agente acessado com vistas ao pronto reestabelecimento do serviço, visto que pode ser onerada pelo pagamento de compensações e/ou ser prejudicada na definição do Componente Q do Fator X. 

Apesar das justificativas acima mencionadas, a penalização das distribuidoras por interrupções no suprimento traz alguns inconvenientes, além de questionamentos do ponto de vista conceitual. Na verdade, a validade das próprias justificativas pode ser questionada. Na Figura 12 é apresentado o histórico de apuração do DEC no Brasil de 2011 a 2017. O indicador está segregado em Interno, Externo e Expurgado. Esta última componente compreende as interrupções não consideradas para efeito de apuração do desempenho das empresas, conforme regras para expurgo previstas no Módulo 8 do PRODIST[11] . 

**----- Start of picture text -----**<br>
30<br>25<br>5,38 5,63<br>20 4,23 4,45 4,34<br>0,59 0,66 0,56 0,66 0,61 4,44<br>3,51<br>15 0,57<br>0,36<br>10<br>17,89 18,11 17,95 17,37 17,99<br>15,24<br>13,99<br>5<br>0<br>2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017<br>DEC Interno DEC Externo DEC Expurgado<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 12 – Histórico de apuração do DEC no Brasil de 2011 a 2017. 

A percepção do consumidor sobre a qualidade do serviço é dada pela soma das 3 componentes, ou seja, pelo DEC Total que representa o período de tempo no qual o serviço esteve indisponível. Importante perceber que, no horizonte considerado, o DEC Expurgado representa, em média, 20,64% das interrupções, enquanto que o DEC Externo possui uma participação de apenas 2,58% no DEC Total. 

11 As interrupções expurgadas na Figura 12 se referem a: (i) Interrupção em Situação de Emergência; (ii) ocorridas em Dia Crítico; e (iii) oriundas de atuação de Esquema Regional de Alívio de Carga estabelecido pelo ONS. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Dito de outro modo, as interrupções não consideradas para efeito de apuração possuem uma participação 10 vezes superior às interrupções de origem externa. Assim, resta demonstrado que, além de pouco relevante em média, o impacto do DEC Externo na percepção do consumidor é bastante inferior ao impacto de interrupções que já não são consideradas por força de regulamento. 

Com relação ao incentivo para atuação das distribuidoras em caso de interrupções de origem externa, considera-se que este é principalmente motivado pelo impacto da energia não suprida na receita auferida pela distribuidora. Ou seja, mesmo que não sejam penalizadas por interrupções de origem externa, as distribuidoras ainda possuiriam forte incentivo para atuar, na medida de suas possibilidades, com vistas ao reestabelecimento do sistema na ocorrência de problemas no suprimento. Esse ponto é ainda mais relevante ao considerar que interrupções originadas no suprimento costumam ter maior abrangência do que as internas. Ressalta-se ainda que o ambiente de transmissão possui seus próprios instrumentos contratuais e regulatórios para induzir o rápido reestabelecimento do sistema em caso de interrupções, o que, em boa medida, pode explicar a baixa participação do DEC Externo no DEC Total do Brasil 

Do ponto de vista conceitual, a questão a ser avaliada é sobre a adequação de se penalizar (responsabilizar) um agente pela ocorrência de interrupções em ativos de propriedade de outro agente. Do contexto internacional, verifica-se que, em países com o setor de energia elétrica desverticalizado como o Brasil, os segmentos de distribuição e transmissão possuem esquemas de penalização e incentivos próprios, com cada agente respondendo pelos ativos de sua propriedade, não sendo impactado pelo desempenho de redes de terceiros. 

No Brasil também já existe sinalização em linha com esse entendimento. No aditivo contratual que tratou da prorrogação das concessões de distribuição, as regras relativas à aplicação de sanções em caso de descumprimento dos limites de continuidade preveem a avaliação do desempenho das distribuidoras somente quanto aos indicadores internos. Ou seja, o contrato reconheceu que os agentes não deveriam ser penalizados pelo desempenho de ativos que não estão sob sua gestão, no que tange aos limites estabelecidos para critérios de caducidade. É desejável que os contratos e os regulamentos possuam conceitos bem estabelecidos e que guardem coerência entre si. 

Outro inconveniente ocasionado pelo tratamento atualmente dado às interrupções externas no âmbito regulatório diz respeito ao número de pleitos apresentados à ANEEL para a realização de 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

expurgos na apuração dos indicadores com vistas ao não pagamento de compensações. De forma geral, após avaliação, os pleitos são negados, uma vez que não existe previsão regulamentar para o deferimento. 

Entretanto, existem casos excepcionais de grande impacto nos quais os pleitos são atendidos (ao menos parcialmente). Dito de outro modo, quando o impacto de interrupções externas nos indicadores é realmente relevante para os consumidores, as distribuidoras eventualmente são desobrigadas do pagamento das compensações associadas, quando essas resultam em valores muito expressivos e não tenham sido consideradas no histórico que levou à definição dos limites. 

Outra discussão subjacente é relativa à definição dos limites de DEC e FEC. Nos casos de suprimento comprovadamente deficientes, com relevante impacto nos indicadores do agente acessante, os limites definidos para as distribuidoras são ajustados de forma a contemplar o problema. Ou seja, embora as interrupções no suprimento tenham pequena relevância, a sua consideração no desempenho das distribuidoras traz uma série de questionamentos e discussões que poderiam ser evitadas, uma vez que não agregam valor ao processo de avaliação e controle da qualidade do serviço de distribuição. Nesse contexto, entende-se que é oportuno reavaliar qual indicador (global ou interno) deve ser utilizado para balizar os mecanismos de penalidade/incentivo e garantir a acurácia dos mesmos. 

## **2 Identificação dos Atores ou Grupos Afetados** 

Os problemas regulatórios apresentados anteriormente afetam a todas as concessionárias e permissionárias do serviço de distribuição de energia elétrica. Também trazem impacto a todos os acessantes conectados ao sistema de distribuição de energia elétrica do Brasil. Por fim, também afetam o órgão regulador, o qual é responsável por garantir a prestação do serviço de forma adequada. 

## **3 Identificação da Base Legal** 

Os amparos legais para a atuação da ANEEL nos temas levantados nesta AIR são conferidos pelos seguintes instrumentos: 

- Lei nº 8.987/1995, que _dispõe sobre o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da Constituição Federal, e dá outras providências._ Nos 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Capítulos II e III, a Lei regra sobre a prestação de serviço adequado pelas concessionárias e permissionárias e sobre os diretos e obrigações dos usuários, respectivamente; 

- Lei nº 9.427/1996, que _institui a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, disciplina o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica e dá outras providências_ . Em seu Art. 2°, é estabelecido que a ANEEL _tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal_ ; 

- Resolução Normativa nº 395/2009, que _Aprova os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST, e dá outras providências_ ; e 

- Resolução Normativa nº 435/2011, a qual _Define a estrutura dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que consolida a regulamentação acerca dos processos tarifários._ 

## **4 Justificativas para a Necessidade de Intervenção** 

Todos os temas elencados nesta AIR já são objeto de regulação por parte da ANEEL. Os temas “Foco da Compensação”, “Formulação da Compensação” e “Estrutura dos Indicadores de Continuidade” estão regulados no Módulo 8 do PRODIST. Já o tema “Componente Q do Fator X” está disposto no Submódulo 2.5 do PRORET. Desse modo, qualquer alteração pretendida nos mecanismos de incentivo relacionados aos temas citados requer a alteração dos normativos vigentes. 

## **5 Objetivos Pretendidos com a Intervenção** 

Objetiva-se realizar ajustes nos mecanismos regulatórios de compensações pela transgressão dos indicadores individuais de continuidade e do Componente Q do Fator X, de forma que a sinalização introduzida por esses instrumentos seja efetiva e oriente a tomada de decisão das distribuidoras quanto ao aspecto da continuidade do fornecimento. Assim, visa-se tornar o instrumento das compensações efetivamente um incentivo para a melhoria da qualidade dos consumidores com piores níveis de serviço, ao mesmo tempo em que se deseja fortalecer o Componente Q como mecanismo para a melhoria da continuidade coletiva, aproximando a regulação brasileira à prática internacional. 

Pretende-se também realizar aprimoramentos na formulação atual das compensações, focandose em simplicidade, com vistas a favorecer o acompanhamento pelos consumidores. Também se deseja 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

tornar a base de cálculo das compensações mais aderente aos custos gerenciáveis (Parcela B) das distribuidoras, evitando oscilações indesejadas na magnitude do incentivo. 

Finalmente, também visando tornar os incentivos para as distribuidoras mais claros e previsíveis, objetiva-se avaliar a utilização de indicadores de continuidade internos para os mecanismos de incentivo financeiro atualmente existentes na regulação (compensações e Componente Q), em linha com o que já ocorre para os indicadores de caducidade dos contratos de concessão. 

## **6 Foco da Compensação** 

Com vistas à proposição de diferentes alternativas para a análise do foco da compensação, foi realizado o estudo das dispersões dos indicadores individuais de continuidade, obtendo-se diferentes propostas de limites para os indicadores, conforme descrito na Nota Técnica. 

Para comparação entre as alternativas, adotou-se a premissa da manutenção do valor total do incentivo hoje existente nas compensações aos consumidores (foi utilizado o valor compensado em 2016, mesmo período dos dados do estudo das dispersões dos indicadores individuais de continuidade). Também se buscou nas simulações que o incremento da compensação média por nível de tensão (AT, MT e BT) fosse similar. Outra consideração foi a utilização da formulação vigente para o cálculo das compensações (conforme item 5.11.5 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST), adotando-se apenas a periodicidade mensal para fins de comparação. Ressalta-se que os resultados das análises financeiras são limitados às 38 distribuidoras com dados consistentes no estudo, conforme descrito na Nota Técnica. A seguir são apresentadas as alternativas avaliadas. 

## **6.1 Descrição das Alternativas** 

- Alternativa 0 – manter os limites atuais estabelecidos no Módulo 8 do PRODIST, os quais foram desenvolvidos considerando que cerca de 10% das unidades consumidoras seriam compensadas. 

- Alternativa P98 – adotar o percentil 98 como parâmetro para definição dos limites individuais de continuidade, agregando-se as faixas de variação de DEC e FEC, de acordo com os resultados do estudo. 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

- Alternativa P99 – adotar o percentil 99 como parâmetro para definição dos limites individuais de continuidade, agregando-se as faixas de variação de DEC e FEC, de acordo com os resultados do estudo. 

- Alternativa P99b – adotar o percentil 99 como parâmetro para definição dos limites individuais de continuidade, porém com menor agregação das faixas de variação de DEC e FEC que na alternativa P99. 

## **6.2 Impactos das Alternativas** 

A Tabela IV apresenta as vantagens e desvantagens de cada alternativa analisada. 

Tabela IV – Vantagens e desvantagens das alternativas propostas. 

||Tabela IV–Vantagens e desvantagens|das alternativas propostas.|
|---|---|---|
|**Alternativa**|<br>**Vantagens**|**Desvantagens**|
|||- Baixo incentivo para melhoria nas áreas|
|||com pior serviço|
|||- Baixo valor médio da compensação|
||- Estabilidade regulatória|- Desincentivo à manutenção|
|**0**|- Maior controle dos indicadores|programada|
||coletivos|- Pagamento de compensações para|
|||consumidores relativamente bem|
|||servidos|
|||- Complexidade das tabelas de limites|
|**P98**|- Incremento forte no valor da<br>compensação média<br>- Incremento forte no incentivo para<br>melhoria nas áreas com pior serviço<br>- Forte simplificação das tabelas de<br>limites<br>- Aderência à teoria e à prática<br>internacional|- Redução moderada no incentivo para a<br>melhoria dos indicadores coletivos<br>- Necessidade de alterações no<br>Componente Q do Fator X<br>- Variação moderada da distribuição dos<br>valores compensados atualmente entre<br>distribuidoras<br>- Custos administrativos para<br>implementação|
|**P99**|- Incremento extremo no valor da<br>compensação média<br>- Incremento muito forte no incentivo para<br>melhoria nas áreas com pior serviço<br>- Forte simplificação das tabelas de<br>limites<br>- Aderência à teoria e à prática<br>internacional|<br>- Redução forte no incentivo para a<br>melhoria dos indicadores coletivos<br>- Necessidade de alterações no<br>Componente Q do Fator X<br>- Variação forte da distribuição dos<br>valores compensados atualmente entre<br>distribuidoras<br>- Custos administrativos para<br>implementação|

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

|**Alternativa**|**Vantagens**|**Desvantagens**|
|---|---|---|
|**P99b**|- Incremento muito forte no valor da<br>compensação média<br>- Incremento forte no incentivo para<br>melhoria nas áreas com pior serviço<br>- Moderada simplificação das tabelas de<br>limites<br>- Aderência à teoria e à prática<br>internacional|- Redução moderada no incentivo para a<br>melhoria dos indicadores coletivos<br>- Necessidade de alterações no<br>Componente Q do Fator X<br>- Variação forte da distribuição dos<br>valores compensados atualmente entre<br>distribuidoras<br>- Custos administrativos para<br>implementação|

## **6.3 Comparação das Alternativas** 

Observando-se os prós e contras apontados na Tabela IV, verifica-se que a Alternativa 0 (manutenção da regulação atual) apresenta como vantagens a manutenção do sinal para a melhoria da continuidade média e a estabilidade regulatória. Quanto ao sinal para a qualidade média, uma vez que se deseja alinhar a regulação nacional aos aspectos conceituais e à prática internacional, na busca por melhorar a efetividade da regulação, torna-se pouco relevante essa vantagem, já que o incentivo à qualidade média pode ser tratado por meio do Componente Q do Fator X. 

Com relação à estabilidade regulatória, trata-se de item relevante, uma vez que as distribuidoras, ao longo dos 8 anos de vigência da regulação, já adequaram suas estruturas de atendimento, planejamento e gestão de maneira a perseguir os incentivos regulatórios existentes. Outrossim, também se atenua esse aspecto na medida em que a entrada em vigor de uma nova regulamentação se daria apenas a partir de 2020, permitindo às empresas um período de adaptação adequado. Tendo em vista essas ponderações, e considerando-se todos os problemas elencados na seção 1.1, entende-se que a Alternativa 0 é a menos atrativa dentre as analisadas. 

Quanto às demais alternativas, as três seguem na mesma direção, que é a de reduzir o total de consumidores compensados, focando apenas naqueles com piores níveis de qualidade. Como a premissa é de manutenção do valor financeiro total, as três proporcionam um incremento significativo do valor da compensação média ao consumidor. A diferenciação entre as três alternativas se dá na intensidade da mudança com relação à regulação atual. 

Todas possuem como vantagem a simplificação das tabelas de limites (sendo essa vantagem menor na Alternativa P99b) e o maior incentivo à realização de manutenções programadas. Também trazem incremento à melhoria das áreas com piores níveis de serviço (nesse aspecto, a Alternativa P99 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

é mais forte). Vislumbra-se também que os custos administrativos serão semelhantes para a implementação de qualquer das três alternativas, e que todas reduzem o incentivo à melhoria da continuidade média (P99 mais fortemente). 

De fato, entende-se que as três alternativas apresentadas em substituição à regulação atual atendem aos objetivos básicos propostos. Com vistas a justificar a opção por uma delas, a Tabela V apresenta diversos dados obtidos a partir da aplicação das alternativas às 38 distribuidoras do estudo, para o cenário do ano 2016. 

|Tabela V–Comparação de dados entre alternativas.|Tabela V–Comparação de dados entre alternativas.|Tabela V–Comparação de dados entre alternativas.|Tabela V–Comparação de dados entre alternativas.||
|---|---|---|---|---|
|**Parâmetro**|**Alternativa 0**|**Alternativa P98**|**Alternativa P99b**|<br>**Alternativa P99**|
|Quantidade de Compensações|71.718.103|15.505.068|12.838.972|8.070.465|
|Valor total compensado|R$349.963.855,73|<br>R$349.952.830,23|<br>R$349.957.203,39|<br>R$349.958.026,57|
|Percentual de consumidores<br>compensados (média mensal)|11,8%|2,5%|2,1%|1,3%|
|Compensação média|R$4,88|R$22,57|R$27,26|R$43,36|
|Multiplicação na compensação<br>média|-|4,63|5,59|8,89|
|Compensação média AT|R$6.450,24|R$32.566,33|R$36.729,24|R$56.852,73|
|Compensação média MT|R$389,36|R$2.009,81|R$2.326,33|R$3.588,18|
|Compensação média BT|R$3,31|R$17,12|R$20,32|R$30,97|
|EUSD Fio-B Med. AT|-|R$31.953,06|R$33.542,69|R$33.542,69|
|EUSD Fio-B Med. MT|-|R$2.199,59|R$1.986,85|R$2.148,68|
|EUSD Fio-B Med. BT|-|R$24,26|R$24,03|R$24,13|
|Maior Incremento do valor total12<br>compensado em uma distribuidora|<br>-|58%|85%|120%|
|Desvio padrão do valor total<br>compensado por distribuidora|-|44%|48%|51%|

Da Tabela V, nota-se que a compensação média é multiplicada por 4,63 na alternativa P98, chegando a 8,89 na P99. Isso decorre da diferença na quantidade de consumidores compensados, que ficou em 2,5% na P98, ante 1,3% na P99. Os resultados da alternativa P99b se assemelham mais à P98 que à P99, com a desvantagem de ser menos simplificada em termos da estratificação de limites. 

Comparando-se a P98 com a P99, observa-se que a primeira é mais conservadora, na medida em que se distancia menos da regulação atual. A alternativa P98 acaba por ser mais estável na variação 

12 A distribuidora ETO não foi considerada nessa análise, por ter passado parte do ano de 2016 sob regime excepcional de conversão de compensações em investimentos. 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

dos resultados entre distribuidoras, como se verifica pelo maior incremento do valor total das compensações para uma distribuidora (que foi de 58%, contra 85% da P99b e 120% da P99). Ou seja, há uma probabilidade de impacto mais relevante no valor total pago de compensações em algumas distribuidoras, caso se adote a proposta P99 em detrimento da P98. O desvio padrão também comprova a maior estabilidade da alternativa P98. 

Por fim, ao se observar o valor médio das compensações por nível de tensão (AT, MT e BT), percebe-se que tanto a P99b quanto a P99 levam a compensações médias superiores ao valor do EUSD Fio B médio dos consumidores compensados de AT e MT. Na alternativa P99 esse efeito ocorre inclusive para o BT. Ou seja, em média, o valor da compensação nessas alternativas faz com que a distribuidora deixe de receber totalmente a parcela B devida por esses consumidores. Assim, há um risco de que as propostas P99 e P99b levem a valores de compensação muito significativos para alguns consumidores. Por essa razão, entende-se que a proposta que melhor equilibra os objetivos desejados pelo instrumento da compensação é a alternativa P98. 

## **7 Formulação da Compensação** 

Na questão da formulação da compensação, três aspectos foram avaliados, quais sejam: (i) a utilização da TUSD Fio B como base para o cálculo das compensações, em substituição à TUSD; (ii) a possibilidade de simplificação do período de apuração das compensações e (iii) diferentes propostas de fórmula de cálculo para apuração do valor a ser compensado. Para a simulação dos resultados, foram considerados os limites definidos pelo percentil 98. 

## **7.1 Descrição das Alternativas** 

- Alternativa 0 – manter a base de cálculo (TUSD), a formulação e a periodicidade mensal, trimestral e anual estabelecidas no Módulo 8 do PRODIST. As formulações para os indicadores DIC, FIC e DMIC se manteriam da seguinte forma: 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

- Alternativa 1 – alterar a base de cálculo para TUSD Fio B e a periodicidade para apenas mensal, mantendo-se a estrutura da formulação. As formulações para os indicadores DIC, FIC e DMIC passariam a: 

- Alternativa 2 – alterar a base de cálculo para TUSD Fio B, a periodicidade para apenas mensal e a estrutura da formulação. As formulações propostas seriam: 

- Alternativa 3 – alterar a base de cálculo para TUSD Fio B, a periodicidade para apenas mensal e a estrutura da formulação. As formulações propostas seriam: 

- Alternativa 4 – alterar a base de cálculo para TUSD Fio B, a periodicidade para apenas mensal e a estrutura da formulação. As formulações propostas seriam: 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝐷𝑀𝐼𝐶 =  𝛾× 𝐸𝑈𝑆𝐷𝐵 + (𝐷𝑀𝐼𝐶𝑉 −𝐷𝑀𝐼𝐶𝑃) ×[𝐸𝑈𝑆𝐷][𝐵] × 𝑘𝑒𝑖 730 

Em todas as formulações, aplicam-se as descrições a seguir: 

_DICv = DIC apurado;_ 

_DICp = DIC limite; DMICv = DMIC apurado; DMICp = DMIC limite; FICv = FIC apurado;_ 

_FICp = FIC limite;_ 

_EUSD = Encargo de Uso do Sistema de Distribuição;_ 

_EUSDB = Parcela correspondente à TUSD Fio B do Encargo de Uso do Sistema de Distribuição; 730 = número médio de horas no mês;_ 

_kei = coeficiente de majoração;_ 

_β = valor mínimo da compensação, expresso em R$;_ 

_γ = multiplicador adimensional que garante um percentual mínimo do EUSDB como compensação._ 

## **7.2 Impactos das Alternativas** 

A Tabela VI apresenta as vantagens e desvantagens de cada alternativa analisada. 

## Tabela VI – Vantagens e desvantagens das alternativas propostas. 

||Tabela VI–Vantagens e desvantagens|das alternativas propostas.|
|---|---|---|
|**Alternativa**|<br>**Vantagens**|**Desvantagens**|
|||- Dificuldade para o consumidor|
|||acompanhar os indicadores para vários|
|||períodos|
|||- Critérios complexos de abatimento dos|
||- Estabilidade regulatória|valores mensais no cálculo trimestral e|
||- Acompanhamento mais detalhado dos|anual|
|**0**|indicadores por período, para capturar o<br>efeito da sazonalidade|- Base de cálculo sujeita à variação da<br>Parcela A|
||- Mesma base de cálculo adotada para|- Incentivos distintos para diferentes|
||outras compensações|distribuidoras com relação à receita|
|||gerenciável (parcela B)|
|||- Compensação pode se dar em período|
|||muito distante do evento (mensal e|
|||trimestral)|

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

|**Alternativa**|<br>**Vantagens**|**Desvantagens**|
|---|---|---|
||- Base de cálculo aderente ao custo do||
||serviço de distribuição||
||- Menor volatilidade no valor do incentivo||
|**1**|financeiro<br>- Maior simplicidade para o<br>acompanhamento do consumidor, sem<br>perder o efeito da sazonalidade<br>- Incentivo homogêneo com relação à|- Base de cálculo distinta de outras<br>compensações<br>- Custos administrativos para<br>implementação|
||parcela B das distribuidoras||
||- Maior incentivo para solução do||
||problema após a violação||
||- Base de cálculo aderente ao custo do||
||serviço de distribuição||
||- Menor volatilidade no valor do incentivo||
||financeiro||
|**2**|- Maior simplicidade para o<br>acompanhamento do consumidor, sem<br>perder o efeito da sazonalidade<br>- Incentivo homogêneo com relação à<br>parcela B das distribuidoras|- Base de cálculo distinta de outras<br>compensações<br>- Custos administrativos para<br>implementação|
||- Maior incentivo para evitar a violação||
||- Maior simplicidade da formulação||
||- Maior incentivo para consumidores com||
||maiores limites||
||- Base de cálculo aderente ao custo do||
||serviço de distribuição||
||- Menor volatilidade no valor do incentivo|- Base de cálculo distinta de outras|
||financeiro|compensações|
|**3**|- Maior simplicidade para o<br>acompanhamento do consumidor, sem|- Custos administrativos para<br>implementação|
||perder o efeito da sazonalidade|- Necessidade de atualização periódica|
||- Incentivo homogêneo com relação à|do valor de β.|
||parcela B das distribuidoras||
||- Maior incentivo para evitar a violação||
||- Base de cálculo aderente ao custo do||
||serviço de distribuição||
||- Menor volatilidade no valor do incentivo||
||financeiro|- Base de cálculo distinta de outras|
|**4**|- Maior simplicidade para o<br>acompanhamento do consumidor, sem|compensações<br>- Custos administrativos para|
||perder o efeito da sazonalidade|implementação|
||- Incentivo homogêneo com relação à||
||parcela B das distribuidoras||
||-Maior incentivo para evitar a violação||

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

## **7.3 Comparação das Alternativas** 

A Alternativa 0 (manutenção da regulação atual) apresenta como vantagens a estabilidade regulatória, o acompanhamento detalhado dos indicadores em períodos mensal trimestral e anual e o fato de utilizar a mesma base de cálculo de outras compensações reguladas pela ANEEL[13] . Com relação à estabilidade regulatória, vale a mesma análise apontada no tema “Foco da Compensação”. Em suma, tem-se que o período de adaptação para que a nova regulação entre em vigor (até 2020) é suficiente para que haja adaptação pelas concessionárias, atenuando-se o efeito dessa vantagem. 

Quanto ao acompanhamento detalhado da apuração por períodos mensal, trimestral e anual, entende-se que a forma como o estudo das dispersões dos indicadores individuais está sendo elaborado nesse momento, utilizando apurações mensais das unidades consumidoras, já mitiga bastante o efeito da perda do acompanhamento mais detalhado dos indicadores. Vale lembrar que, quando do estabelecimento da regulação atual, em 2009, foram utilizadas apurações anuais para definição dos limites, tendo-se chegado aos limites mensais e trimestrais por meio da aplicação de percentuais do limite anual (50% para o trimestre e 25% para o mês). Assim, pode-se obter grande ganho em simplicidade com a alteração desse critério. 

Relativamente à manutenção da TUSD como base de cálculo, conforme já discutido, há uma série de problemas associados à volatilidade da Parcela A que superam a desvantagem de se utilizarem bases distintas entre compensações de continuidade e outras compensações estabelecidas. Portanto, conclui-se que a escolha da melhor alternativa deve ser realizada entre as alternativas 1 a 4, as quais adotam apuração mensal e EUSD Fio B como base da compensação, ainda que todas apresentem custos administrativos para sua implantação. 

A escolha entre as alternativas 1 a 4 se resume à escolha da equação para cálculo da compensação. A alternativa 1 mantém a equação atual, que garante que a compensação aumenta linearmente desde zero a partir do momento em que o indicador apurado ultrapassa o limite. A principal 

13 A Resolução Normativa nº 414/2010 adota o EUSD como base para compensações de caráter comercial. O Módulo 8 do PRODIST também utiliza o EUSD como base para compensações por violação dos níveis de tensão em regime permanente. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

característica da formulação 1 é a de que o valor da compensação cresce rapidamente a partir do momento da violação, mas não possui um valor mínimo de partida. 

As alternativas 2 a 4 apresentam como característica um valor de partida na compensação, obtido de três maneiras distintas. A alternativa 3 garante um valor mínimo em reais, fixo para qualquer unidade consumidora (pode-se estabelecer valores por nível de tensão, tal como hoje ocorre no kei), independentemente de seu consumo ou limite de continuidade. 

Na alternativa 2, como não se subtrai o valor do limite na fórmula, o valor de partida da compensação depende diretamente do indicador apurado. Ou seja, quanto maior o limite da unidade consumidora, maior terá que ser o indicador apurado para que haja compensação, contudo, também será maior o valor de partida dessa compensação. Já a alternativa 4 garante como valor de partida uma parcela do EUSD Fio B da unidade consumidora, sendo, portanto, proporcional ao consumo. 

Por conterem um valor de partida para a compensação, as alternativas 2 a 4 apresentam um maior incentivo para que as distribuidoras evitem as violações de limites. Já a alternativa 1, por apresentar crescimento do valor mais rapidamente após a violação, possui incentivo mais forte para a solução do problema. Como se deseja um comportamento preventivo por parte das distribuidoras, entende-se que a alternativa 1 é a menos desejável entre as quatro. 

Também se verifica que a alternativa 3 apresenta uma desvantagem adicional em relação às alternativas 2 e 4. Como o _β_ é um valor fixo em reais, há a necessidade de atualização periódica desse parâmetro, de acordo com a evolução das tarifas dos consumidores. 

Finalmente, entre as opções 2 e 4, observa-se que a alternativa 2 possui formulação mais simples. Além disso, traz uma vantagem adicional tendo em vista os objetivos da regulação, qual seja um incentivo maior para a melhoria da qualidade dos consumidores que possuem limites mais elevados. Considerando-se todo o exposto, conclui-se que a alternativa 2 é a que melhor atende aos objetivos pretendidos. A Tabela VII apresenta os resultados da simulação para as alternativas 1 a 4 em comparação ao realizado no ano 2016, para os limites definidos por meio do percentil 98 das distribuições de indicadores apurados, considerando-se as 38 distribuidoras do estudo. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Tabela VII – Simulações de compensação para as alternativas 1 a 4. 

|**Parâmetro**|**Realizado 2016**||**Formulação**|**Formulação**|||
|---|---|---|---|---|---|---|
|||**1**|**2**|**3**|**4**||
|**Qtd.**<br>**Compensações AT**|620|219|219|219|219||
|**Valor Pago AT**|R$3.999.149,14|R$7.132.025,94|R$6.389.385,15|R$6.582.186,32|R$6.961.644,79||
|**Qtd.**<br>**Compensações MT**|281.829|38.855|38.855|38.855|38.855||
|**Valor Pago MT**|R$109.734.339,13|R$78.091.043,15|R$75.117.534,60|R$76.624.618,14|R$77.919.501,82||
|**Qtd.**<br>**Compensações BT**|71.435.654|15.465.994|15.465.994|15.465.994|15.465.994||
|**Valor Pago BT**|R$236.230.367,46|R$264.729.761,13|R$268.435.075,90|R$266.746.562,19|R$265.073.586,12||
|**Qtd.**|||||||
|**Compensações**|71.718.103|15.505.068|15.505.068|15.505.068|15.505.068||
|**TOTAL**|||||||
|**Valor Pago TOTAL**|R$349.963.855,73|R$349.952.830,23|R$349.941.995,65|R$349.953.366,65|R$349.954.732,74||
|**Parcela Variável**<br>**com Indicador**|R$349.963.855,73|R$349.952.830,23|R$349.941.995,6514|R$239.360.402,65|<br>R$186.293.387,27||
|**Parcela Fixa (β/γ)**||||R$110.592.964,00|R$163.661.345,47||
|**Comp. Méd. AT**|R$6.450,24|R$32.566,33|R$29.175,27|R$30.055,65|R$31.788,33||
|**Comp. Méd. MT**|R$389,36|R$2.009,81|R$1.933,28|R$1.972,07|R$2.005,39||
|**Comp. Méd. BT**|R$3,31|R$17,12|R$17,36|R$17,25|R$17,14||
|**Maior Aumento do**|||||||
|**Valor Total para**||58%|51%|60%|50%||
|**uma Distribuidora**|||||||
|**Qtd. Distribuidoras**<br>**com Aumento**||9|11|12|11||
|**Aumento da Comp.**<br>**Média AT**||5,05|4,52|4,66|4,93||
|**Aumento da Comp.**<br>**Média MT**||5,16|4,97|5,06|5,15||
|**Aumento da Comp.**<br>**Média BT**||5,18|5,25|5,22|5,18||

14 A rigor, é possível entender que a alternativa 2 possui uma parcela fixa, que equivale ao limite do indicador individual de cada consumidor ponderado pelo seu consumo e pelo _kei_ . Ou seja, caso haja transgressão, o menor valor a ser recebido pelo consumidor é função do seu limite. 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

|**Parâmetro**<br>**Realizado 2016**<br>**1**|**Parâmetro**<br>**Realizado 2016**<br>**1**|**Formulação**<br>**2**<br>**3**<br>**4**|**Formulação**<br>**2**<br>**3**<br>**4**|
|---|---|---|---|
||**Valores utilizados nas simulações:**||**_4_**<br>_267_<br>_75_<br>_48_<br>_0,35_<br>_0,35_<br>_0,35_|
||**_Variável_**<br>**_Formulação_**<br>**_1_**<br>**_2_**<br>**_3_**|||
||**_kei_**<br>**_AT_**<br>_422_<br>_232_<br>_348_<br>**_MT_**<br>_122_<br>_43_<br>_93_<br>**_BT_**<br>_91_<br>_35_<br>_63_|||
||**_β_**<br>**_AT_**<br>_R$3.200_<br>**_MT_**<br>_R$440_<br>**_BT_**<br>_R$6_|||
||**_γ_**<br>**_AT_**<br>**_MT_**<br>**_BT_**|||

## **8 Componente Q do Fator X** 

Na seção seguinte são descritas as alternativas consideradas para a parcela referente aos indicadores de continuidade do Componente Q do Fator X (parcela técnica). Buscou-se a elevação do incentivo total atualmente em vigor para esse instrumento, de forma a manter o sinal de melhoria dos indicadores médios – que está sendo reduzido no instrumento da compensação. 

## **8.1 Descrição das Alternativas** 

- Alternativa 0 – manter a regulação atual disposta no Submódulo 2.5 do PRORET. Na regulação atual o incentivo total para a parcela técnica chegará a +/-1,4% da Parcela B, a partir de abril de 2019, sendo 1% para o DEC e 0,4% para o FEC. O cálculo da parcela da técnica do Componente Q obedece à curva mostrada da Figura 11. 

- Alternativa 1 – simplificar as curvas da parcela técnica do Componente Q. Avaliar apenas o indicador DEC, em duas curvas possíveis, uma para as empresas que cumprem o limite global e outra para as que não cumprem. Manter-se-ia o valor máximo de incentivo/penalidade em +/- 1,4% da Parcela B. A Figura 13 ilustra a proposta. 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

48 

## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

**----- Start of picture text -----**<br>
Q DEC vs Variação do DECi<br>1,6%<br>1,4%<br>1,2%<br>1,0%<br>0,8%<br>0,6%<br>0,4%<br>0,2%<br>0,0%<br>-0,2%-40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40%<br>-0,4%<br>-0,6%<br>-0,8%<br>-1,0%<br>-1,2%<br>-1,4%<br>-1,6%<br>Variação DECi (ΔDECi)<br>Q DEC Cumpre Q DEC Descumpre<br>Q DEC<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 13 – Proposta de curvas para a parcela técnica do Componente Q do Fator X. 

As equações das curvas são as seguintes: 

Curva 1 (azul) – distribuidoras que cumprem o limite DEC: 

_QDEC = -1,4%, para ΔDECi ≤ -15%_ 

_QDEC = 9,3333*ΔDECi, para -15% < ΔDECi ≤ 0%_ 

_QDEC = 4,6667*ΔDECi, para 0% < ΔDECi ≤ 30% QDEC = 1,4%, para ΔDECi ≥ 30%_ 

Curva 2 (vermelha) – distribuidoras que não cumprem o limite DEC: 

_QDEC = 4,6667*ΔDECi, para -30% < ΔDECi ≤ 0%_ 

_QDEC = 9,3333*ΔDECi, para 0% < ΔDECi ≤ 15%_ 

_QDEC = 1,4%, para ΔDECi ≥ 15%_ 

- Alternativa 2 – utilizar as mesmas curvas da alternativa 1. Adicionalmente, incluir um critério de reincidência no descumprimento dos limites. Esse critério atua para reduzir o benefício ou aumentar o desconto de distribuidoras reincidentes no descumprimento do limite global. 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

49 

**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

A Tabela VIII mostra os multiplicadores aplicados ao valor obtido das curvas do QDEC, no caso de reincidência. Com a aplicação do multiplicador, a distribuidora poderia receber penalidade de até 2,45% em sua parcela B no caso de violação do indicador por 4 anos consecutivos. 

Tabela VIII – Multiplicadores aplicados ao QDEC no caso de reincidência na violação do limite global de DEC. 

|||**Multiplicador de Reincidência**|**Multiplicador de Reincidência**|
|---|---|---|---|
|||**Para ΔDECi ≤ 0**|<br>**Para ΔDECi ≥ 0**|
|**Ano**|**2**|<br>0,75|1,25|
|**Ano**|**3**|<br>0,50|1,50|
|**Ano**|**4**|<br>0,25|1,75|

• Alternativa 3 – utilizar as mesmas curvas da alternativa 1 e o multiplicador de reincidência da alternativa 2. Adicionalmente, incluir um critério relativo à violação do indicador DEC dos conjuntos de unidades consumidoras, a ser aplicado antes do critério de reincidência. O critério de violação dos conjuntos amplia o benefício ou reduz o desconto para as empresas que cumprem o limite DEC de um elevado percentual de seus conjuntos. Por outro lado, o critério reduz o benefício ou amplia o desconto das empresas que descumprem um percentual elevado de seus conjuntos. A Tabela IX apresenta os multiplicadores desse critério. Os valores das faixas de percentual de cumprimento de limites foram estabelecidos a partir dos quartis observados nos resultados das concessionárias para o ano de 2016[15] . 

Tabela IX – Multiplicadores aplicados ao QDEC de acordo com o percentual de violação dos limites de DEC dos conjuntos. 

|**Multiplicador de Violação de Conjuntos***|**Multiplicador de Violação de Conjuntos***|**Multiplicador de Violação de Conjuntos***||
|---|---|---|---|
|**Percentual de Limites de DEC**<br>**Cumpridos nos Conjuntos**|**Para ΔDECi ≤ 0**|**Para**|**ΔDECi ≥ 0**|
|**≥ 90%**|1,25||0,75|
|**≥ 60% e < 90%**|1,00||1,00|
|**≥ 35% e < 60%**|0,75||1,25|
|**< 35%**|0,50||1,50|

_* O resultado do QDEC após a aplicação do multiplicador de violação dos conjuntos é limitado a +/- 1,4%. Por essa razão, é aplicado antes do multiplicador de reincidência, que não possui essa limitação._ 

15 1º quartil: 89,9% de cumprimento de limites; 2º quartil: 57,8% de cumprimento; 3º quartil: 34,6% de cumprimento. 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

50 

**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

## **8.2 Impactos das Alternativas** 

A Tabela X apresenta as vantagens e desvantagens de cada alternativa analisada. 

||Tabela X–Vantagens e desvantagens das alternativas propostas.|Tabela X–Vantagens e desvantagens das alternativas propostas.|
|---|---|---|
|**Alternativa**|<br>**Vantagens**|**Desvantagens**|
|||- Incentivo dividido entre indicadores|
|||DEC e FEC|
|||- Possibilidade de ganho financeiro sem|
|||melhoria para as melhores empresas|
|**0**|- Estabilidade regulatória<br>- Incentivo à comparação entre<br>distribuidoras|- Complexidade<br>- Certo grau de imprevisibilidade<br>(depende do ranking da continuidade)<br>- Incentivo fixo|
|||- Não há incentivo para os conjuntos|
|||- Baixo valor do incentivo no contexto de|
|||alteração da regulação relativa às|
|||compensações|
||- Máxima simplicidade||
||- Previsibilidade||
|**1**|- Incentivo focado no DEC<br>- Maior coerência teórica com o modelo|- Incentivo fixo<br>- Não há incentivo para os conjuntos|
||de custos operacionais||
||- Incremento no valor do incentivo||
||- Simplicidade||
||- Previsibilidade||
||- Incentivo focado no DEC||
|**2**|- Maior coerência teórica com o modelo<br>de custos operacionais|- Não há incentivo para os conjuntos|
||- Incremento no valor do incentivo||
||- Maior Incentivo ao cumprimento dos||
||limites globais||
||- Incentivo focado no DEC||
||- Maior coerência teórica com o modelo||
||de custos operacionais||
|**3**|- Incremento no valor do incentivo<br>- Maior incentivo ao cumprimento dos|- Certo grau de imprevisibilidade<br>(violação de conjuntos).|
||limites globais||
||- Incentivo ao cumprimento dos limites||
||dos conjuntos||

## **8.3 Comparação das Alternativas** 

A Alternativa 0 (manutenção da regulação atual) apresenta como vantagens a estabilidade regulatória e o incentivo à comparação entre as distribuidoras. Com relação à estabilidade regulatória, 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

vale a mesma análise apontada no tema “Foco da Compensação”. Em suma, tem-se que o período de adaptação para que a nova regulação entre em vigor (abril de 2020) é suficiente para que haja adaptação pelas concessionárias, atenuando-se o efeito dessa vantagem. 

Quanto ao incentivo à comparação entre distribuidoras, trata-se de item que proporciona também uma desvantagem, uma vez que a classificação da distribuidora em uma das quatro curvas do mecanismo tarifário depende de sua posição no Ranking de Continuidade. Assim, para distribuidoras que estão no limiar entre duas curvas, há um nível de imprevisibilidade acerca do valor financeiro a ser obtido no mecanismo de incentivo, o qual depende do desempenho de outras distribuidoras. É desejável que o mecanismo de incentivo sofra o mínimo possível de influência de efeitos não gerenciáveis em sua formulação. 

Adicionalmente, cabe ressaltar que os próprios limites de DEC e FEC estabelecidos para as distribuidoras são calculados por uma metodologia comparativa. Desse modo, usar o cumprimento do limite como parâmetro para a classificação nas curvas mantém, em certo grau, o elemento da comparação entre distribuidoras no modelo. 

Quanto às desvantagens da alternativa 0, destaca-se, além da maior imprevisibilidade e do baixo valor do incentivo no contexto de alteração da regulação relativa às compensações, a utilização dos indicadores DEC e FEC. O fato é que a ANEEL tem observado, desde sua criação, que o indicador FEC do Brasil sempre operou abaixo do limite global, ao contrário do que ocorre com o DEC (vide Figura 2). Desse modo, verifica-se que já existe incentivo suficiente para a melhoria do FEC na regulação, por meio da remuneração dos investimentos, da redução do dispêndio em custos operacionais que esses investimentos trazem, da consequente melhoria do DEC que advém da redução do FEC, entre outros aspectos. De forma a reforçar esse argumento, a Tabela XI apresenta uma análise das violações de limites ocorridas nos conjuntos de unidades consumidoras do Brasil em 2016. 

Tabela XI – Análise das violações de limites dos conjuntos em 2016. 

||**Quantidade**|<br>**Percentual**|
|---|---|---|
|**Total de Conjuntos do Brasil**|3033|100%|
|**Conjuntos com violação de indicadores**|1705|56,2%|
|**Conjuntos com violação de DEC**|1641|54,1%|
|**Conjuntos com violação de FEC**|876|28,9%|
|**Conjuntos com violação apenas de DEC**|829|27,3%|
|**Conjuntos com violação apenas de FEC**|64|2,1%|

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Da Tabela XI, observa-se que, dos 1705 conjuntos com violação de indicadores, quase a totalidade (1641) violou o indicador DEC. Desses 1641, 829 violaram apenas o DEC e 812 violaram DEC e FEC. Ou seja, quase a totalidade dos conjuntos que violaram o FEC também violaram o DEC. Apenas 2,1% dos conjuntos apresentaram violação apenas no indicador de frequência. Pode-se então concluir que para cumprir o DEC é praticamente uma condição necessária cumprir o FEC. O contrário não se verifica, pois há muitos conjuntos que cumprem o FEC e descumprem o DEC (27,3% dos conjuntos). Assim, conclui-se que a opção por incentivar apenas o indicador DEC no Componente Q do Fator X é a mais indicada, devendo a alternativa 0 ser preterida com relação às alternativas 1 a 3. 

Passa-se à análise das opções 1 a 3. Como as três utilizam as mesmas equações básicas mostradas na Figura 13, trata-se de uma escolha que pondere as vantagens e desvantagens associados à maior simplicidade (alternativa 1) ou ao maior controle de parâmetros relacionados à qualidade do serviço (alternativa 3), com uma opção intermediária (alternativa 2). 

Inicialmente, verifica-se que a alternativa 2, com relação à 1, traz a vantagem de incluir um mecanismo relacionado à reincidência no descumprimento do indicador DEC. Tal mecanismo implementa o incremento anual no incentivo para que a distribuidora deixe de descumprir o limite global, passando da curva vermelha para a curva azul. 

Sabe-se que cada distribuidora possui custos e prioridades distintas para a melhoria da continuidade. Assim, um mecanismo de reincidência é capaz de sensibilizar um maior número de distribuidoras para o cumprimento dos indicadores. Pode ocorrer de não ser financeiramente interessante para alguma distribuidora melhorar a qualidade a ponto de cumprir o limite no cenário de incentivo de +/1,4% da sua parcela B. Assim, o incremento ano a ano desse percentual permite que a distribuidora passe a perceber maior incentivo para considerar a opção pela melhoria. 

Uma vez que o instrumento da reincidência não apresenta desvantagens do ponto de vista da previsibilidade, e acrescenta muito pouco em termos de complexidade ao modelo, conclui-se que a alternativa 2 é preferível à alternativa 1. 

Finalmente, resta comparar as alternativas 2 e 3. A opção 3 inclui um critério que avalia o percentual de cumprimento dos limites dos conjuntos. Trata-se de instrumento para incentivar as distribuidoras a manterem um nível baixo de violação de DEC nos conjuntos, ou seja, para que a qualidade do serviço prestado seja homogênea dentro da área de concessão. Busca-se com esse 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

53 

## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

mecanismo evitar que distribuidoras foquem seus esforços exclusivamente em conjuntos maiores e mais densos, cumprindo o limite global do DEC, deixando em segundo plano conjuntos de áreas rurais, por exemplo. 

Como desvantagens da opção 3, há um pequeno incremento na complexidade do instrumento em relação à opção 2. Também se reduz, em certa medida, a previsibilidade do mecanismo, uma vez que ao se considerar o cumprimento dos limites dos conjuntos aumenta-se a volatilidade dos resultados. Não obstante, sabe-se que as distribuidoras realizam um acompanhamento diário e pormenorizado dos indicadores nos conjuntos, reduzindo-se essa imprevisibilidade aos casos de empresas que estejam no limiar entre duas das faixas propostas na Tabela IX. 

Avaliando-se as desvantagens adicionais em comparação com o benefício de maior controle dos indicadores dos conjuntos, conclui-se que a alternativa 3 é superior à alternativa 2, incentivando uma maior uniformização da qualidade entre os consumidores de uma mesma área de concessão. A Tabela XII apresenta os resultados da aplicação da alternativa 3 simulados para os dados do ano de 2016, para as 35 concessionárias constantes do estudo. Observa-se que o valor do incentivo total praticamente dobra em comparação com o resultado observado na regulação atual. 

Tabela XII – Resultados da simulação da alternativa 3 para o ano de 2016 (35 concessionárias). 

||**REGULAÇÃO ATUAL**|**ALTERNATIVA 3**|
|---|---|---|
|_Incentivo_|R$52.712.798,49|R$116.170.169,53|
|_Penalidade_|-R$14.091.290,65|-R$15.810.474,71|
|_Absoluto_|R$66.804.089,14|R$131.980.644,24|
||**_Efeito da Reincidência*_**||
||**_Ano 2_**||
|_Incentivo_||R$104.826.641,11|
|_Penalidade_||-R$18.846.230,34|
|_Absoluto_||R$123.672.871,45|
||**_Ano 3_**||
|_Incentivo_||R$93.483.112,69|
|_Penalidade_||-R$21.881.985,97|
|_Absoluto_||R$115.365.098,65|
||**_Ano 4_**||
|_Incentivo_||R$82.139.584,26|
|_Penalidade_||-R$24.917.741,60|
|_Absoluto_||R$107.057.325,86|

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

_*Considerando-se que todas as distribuidoras que descumpriram o limite DEC no ano 1 permaneceriam descumprindo o limite até o ano 4._ 

## **9 Estrutura dos Indicadores de Continuidade** 

Na seção seguinte são descritas as alternativas consideradas para a estrutura dos indicadores de continuidade atualmente considerada para a avaliação da qualidade do serviço na distribuição. Basicamente, discute-se a inclusão das interrupções de origem externa ao sistema de distribuição nos limites das distribuidoras. 

## **9.1 Descrição das Alternativas** 

- Alternativa 0 – manter a regulação atual disposta no Módulo 8 do PRODIST. Nela, as interrupções de origem externa ao sistema de distribuição são consideradas na apuração dos indicadores individuais e coletivos que são comparados aos limites estabelecidos para as distribuidoras. 

- Alternativa 1 – retirar o efeito das interrupções de origem externa ao sistema de distribuição da análise do desempenho das distribuidoras. Em suma, trata-se de estabelecer limites individuais e coletivos para os indicadores internos, ou seja, indicadores formados apenas por interrupções originadas na rede elétrica da distribuidora avaliada. A mudança também impactaria em todos os mecanismos de regulatórios decorrentes (Ranking da Continuidade, Componente Q do Fator X, entre outros). 

## **9.2 Impactos das Alternativas** 

A Tabela XIII apresenta as vantagens e desvantagens de cada alternativa analisada. 

Tabela XIII – Vantagens e desvantagens das alternativas propostas. 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

|**Alternativa**|<br>**Vantagens**|**Desvantagens**|
|---|---|---|
|||- Incentivos sofrem a influência do|
|||desempenho de terceiros|
||- Estabilidade regulatória|- Incoerência com expurgos regulados na<br>rede de transmissão|
||- Maior incentivo à busca pela melhoria|- Avaliação caso a caso de eventos|
||do suprimento|extremos do suprimento|
|**0**|- Maior incentivo à atuação da<br>distribuidora no restabelecimento de|- Impossibilidade de prever o suprimento<br>nos limites – risco para a distribuidora|
||interrupções de origem externa|(evento extremo) e risco para o|
||- Indicador mais próximo da percepção|consumidor (franquia do suprimento|
||do consumidor|utilizada pela distribuidora)|
|||- “Dupla compensação” aos|
|||consumidores em eventos de origem|
|||externa|
||- Incentivos/penalidades não impactados||
||pelo desempenho de terceiros||
||- Maior aderência à teoria e à prática|- Redução do incentivo à busca pela|
||internacional|melhoria do suprimento|
||- Uniformização das regras para as|- Redução do incentivo à atuação da|
|**1**|distribuidoras (novos<br>contratos/regulamentos)|distribuidora no restabelecimento de<br>interrupções de origem externa|
||- Diminuição dos custos administrativos|- Indicador um pouco mais distante da|
||- Coerência regulatória com a|percepção do consumidor|
||transmissão|- Ruptura do histórico de limites|
||- Assertividade e isonomia na definição||
||de limites||

## **9.3 Comparação das Alternativas** 

Das vantagens elencadas para a alternativa 0, entende-se que o maior incentivo à busca pela melhoria do suprimento e à atuação da distribuidora para o restabelecimento de interrupções de origem externa não são tão relevantes no contexto atual da regulação do setor elétrico. Para o sistema de transmissão, as distribuidoras já possuem pouca margem de gestão para melhoria do suprimento, uma vez que o planejamento é centralizado e determinativo. Também é sabido que o maior incentivo à atuação da distribuidora no rápido restabelecimento de interrupções do suprimento vem da própria necessidade de faturamento da energia consumida. 

Quanto à percepção do consumidor, também se entende que a mudança seria pouco relevante, dado que os eventos do suprimento em geral representam cerca de 10% do total de interrupções que já são expurgadas na regulação atual (Figura 12). Esse número torna-se ainda menos relevante se considerados os eventos do suprimento de grande impacto que são extraordinariamente 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

desconsiderados pela ANEEL para efeito de pagamento de compensações, por serem imprevisíveis, por não estarem considerados nos limites estabelecidos e por impactarem excessivamente as distribuidoras. 

A vantagem mais relevante da alternativa 0 é a estabilidade regulatória. Uma vez que os limites estabelecidos para os indicadores DEC e FEC sempre levaram em conta as interrupções de origem externa ao sistema de distribuição, uma mudança nessa estrutura levaria a uma ruptura do histórico de comparação entre valores apurados e limites estabelecidos. 

Quanto às desvantagens da alternativa 0, entende-se que a eventual penalização de um agente pelo desempenho de terceiros é muito danosa ao modelo de regulação por incentivos. Uma vez que a regulação da transmissão já estabelece os incentivos para que as transmissoras prestem um serviço adequado, não se verifica a necessidade de imputar essa responsabilidade também às distribuidoras. Outra fonte de ineficiência e falta de isonomia é a imprevisibilidade do suprimento no momento da definição de limites, o que gera a necessidade de análise caso a caso quando da ocorrência de grandes eventos no suprimento. Além disso, incoerências em expurgos e compensações entre transmissão e distribuição seriam sanadas com a adoção da alternativa 1. 

Diante do exposto, conclui-se que a alternativa 1 é superior à alternativa 0, em que pese a desvantagem da ruptura do histórico de limites. A partir de 2020, os limites de DEC e FEC passariam a ser internos, de modo análogo ao que ocorre nos contratos de concessão prorrogados a partir de 2015. Consequentemente, os limites individuais de continuidade (indicadores DIC, FIC, DMIC e DICRI) também seriam comparados apenas a interrupções de origem interna. 

Para tratar essa questão pode-se, em 2019, estabelecer limites de DECi e FECi para todos os conjuntos de unidades consumidoras do Brasil, por meio de resoluções específicas para cada distribuidora, as quais entrariam em vigor em 1º de janeiro de 2020 e seriam válidas até o ano da próxima revisão tarifária periódica de cada empresa. Nesse caso, seriam revogadas as resoluções de limites de DEC e FEC vigentes. 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Outra opção seria a de não alterar as resoluções vigentes, uma vez que a diferença entre os limites de DEC e FEC e os limites de DECi e FECi seria ínfima[16] . Assim, dispor-se-ia no regulamento normativo que os limites de DECi e FECi a serem considerados até a próxima revisão tarifária seriam os mesmos limites de DEC e FEC já definidos nas resoluções específicas. Após a aprovação do regulamento, as distribuidoras que passassem por revisão se adequariam gradualmente, pois as novas resoluções já definiriam limites internos. Vislumbra-se que essa segunda abordagem seria mais adequada do ponto de vista administrativo e processual. 

Salienta-se que a ruptura do histórico se refere apenas aos limites estabelecidos. Desde 2007 as distribuidoras passaram a ter a obrigação de apurar os indicadores de continuidade de forma segregada em eventos internos e externos. Assim, os indicadores apurados não sofreriam qualquer alteração em sua estrutura, ou seja, os indicadores DEC e FEC continuarão a existir com as mesmas parcelas hoje consideradas[17] . A diferença se limitaria às parcelas de DEC e FEC consideradas para comparação com os limites estabelecidos[18] . 

## **10 Formas de Acompanhamento e Fiscalização dos Resultados** 

A efetividade da regulação relativa às compensações aos consumidores pela violação dos limites de indicadores individuais será avaliada por meio do acompanhamento da quantidade e do valor total pago em compensações. Sendo efetiva a regulação, tanto a quantidade de compensações, avaliada por meio do percentual médio mensal de consumidores compensados, quanto o valor total pago relativo à parcela B das distribuidoras devem diminuir ao longo do tempo. Além disso, haverá maior quantidade de compensações para consumidores situados em conjuntos com pior qualidade do que se percebe hoje. A base de comparação inicial se daria a partir do ano de 2020, ocorrendo a primeira análise no ano de 

> 16 Em simulação da metodologia de definição de limites de DEC e FEC realizada com a base de atributos mais recente disponível na ANEEL (31/12/2017), verificou-se que a diferença média entre os limites considerando-se indicadores DEC e FEC ou indicadores DECi e FECi é de apenas 1,15%. 

- 17  DEC = DECxp + DECxn + DECip + DECind 

   - FEC = FECxp + FECxn + FECip + FECind 

- 18  DEC interno (DECi) = DECip + DECind 

   - FEC interno (FECi) = FECip + FECind 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

2021. O acompanhamento pode utilizar a informação de todas as distribuidoras, sendo possíveis diversas formas de agregação (por distribuidora, região, grupo econômico, tipo de consumidor, entre outros cenários). 

Quanto à efetividade da regulação relativa à parcela técnica do Componente Q do Fator X, essa será avaliada por meio da evolução dos indicadores globais de continuidade das distribuidoras. Pode-se avaliar tanto os indicadores globais do Brasil quanto a quantidade de distribuidoras que cumprem e que descumprem os limites. Outro item a ser avaliado é a evolução do percentual de cumprimento de limites dos conjuntos, que deve aumentar com o passar do tempo. 

A fiscalização dos resultados continuará a ser realizada pela ANEEL de forma semelhante à atual, por meio da identificação de dados atípicos, análise de reclamações registradas pelos consumidores e fiscalização in loco dos processos de coleta de dados e apuração de indicadores de continuidade. 

## **11 Alterações ou Revogações de Regulamentos** 

A proposta apresentada nesta AIR implica na alteração do Módulo 8 do PRODIST e do Submódulo 2.5 do PRORET. 

## **12 Contribuições Externas à AIR** 

As considerações colocadas nesta AIR também foram subsidiadas pelas contribuições enviadas pela sociedade no âmbito da Consulta Pública nº 15/2016, consolidadas na Nota Técnica n° 0076/2017SRD/ANEEL. 

Os dados utilizados para a construção das propostas de limites individuais de continuidade foram encaminhados pelas distribuidoras em resposta ao Ofício Circular nº 20/2017-SRD/ANEEL, de 5 de setembro de 2017. 

Disponibiliza-se, juntamente com esta AIR, planilhas no formato Microsoft Excel[®] contendo os resultados do estudo referentes à formulação dos limites individuais e às simulações de resultados financeiros de compensações e da parcela técnica do Componente Q do Fator X. 

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## **Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

## **13 Prazo para Início da Vigência** 

A Tabela XIV apresenta as etapas estabelecidas para a atividade nº 54 da Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2018-2019. Para a atividade em tela, está prevista a realização de uma única Audiência Pública, com abertura no 1º semestre de 2018, de Relatório de Análise de Contribuições (RAC) no 2º semestre de 2018 e de deliberação pela Diretoria (RPO) no 1º semestre de 2019. 

Tabela XIV – Atividade 54 da Agenda Regulatória – cronograma vigente. 

|**Atividade 54**|**2018**<br>**1° semestre**<br>**2° semestre**|**2019**<br>**1° semestre**<br>**2° semestre**|
|---|---|---|
|Avaliar aprimoramento na<br>regulamentação de continuidade<br>do fornecimento de energia<br>elétrica.|**AIR**<br>**NT**<br>**AP**<br>**RAC**|**RPO**|

Em virtude dos problemas verificados nos dados das distribuidoras encaminhados em resposta ao Ofício Circular nº 20/2017-SRD/ANEEL (apenas 46 distribuidoras foram aprovadas na análise de consistência), do atraso no recebimento dessas informações e da magnitude das alterações propostas, propõe-se uma alteração na estrutura da atividade 54, conforme Tabela XV. No novo cronograma, propõe-se que a realização da Audiência Pública se dê em duas etapas, sendo a primeira apenas com a proposta de AIR e a segunda com a proposta de texto final dos regulamentos, em linha com a nova versão da Norma de Organização ANEEL nº 040/2013, que dispõe sobre realização de AIR no âmbito da Agência. Assim, pode-se oportunizar a discussão da AIR mais especificamente quanto à consistência da proposta e a correção de dados às distribuidoras que encaminharam informações inconsistentes, refinando-se os resultados do estudo antes da apresentação da proposta final de regulamento. 

Tabela XV – Atividade 54 da Agenda Regulatória – cronograma proposto. 

|**Atividade 54**|**2018**<br>**1° semestre**<br>**2° semestre**|**2019**<br>**1° semestre**<br>**2° semestre**|
|---|---|---|
|Avaliar aprimoramento na<br>regulamentação de continuidade<br>do fornecimento de energia<br>elétrica.|**AIR**<br>**NT**<br>**1ª fase da**<br>**AP**<br>**NT**<br>**2ª fase da**<br>**AP**|**RAC**<br>**RPO**|

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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**Relatório de Análise de Impacto Regulatório** 

Como se nota da Tabela XV, não se propõe alteração na data de submissão à Reunião Pública Ordinária no primeiro semestre de 2019. A vigência das alterações apontadas nesta AIR se daria a partir de 1º de janeiro de 2020 (compensações e limites de DECi e FECi) e a partir de 1º de abril de 2020 (Componente Q do Fator X). 

DAVI VIDAL RÔLA ALMEIDA MARCELO SILVA CASTRO Especialista em Regulação Especialista em Regulação 

MARCOS VENÍCIUS LEITE VASCONCELOS RENATO EDUARDO FARIAS DE SOUSA Especialista em Regulação Especialista em Regulação 

**De acordo:** 

## CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR 

Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição 

_Este relatório é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência._ 

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