ISSN 2179-5568 - Revista Especialize On-line IPOG - Goiânia - 13ª Edição nº 013 Vol.01/2017 Julho/2017
Compensações Financeiras por Descumprimento dos Indicadores de
Continuidade Individuais: Impactos Econômicos e Sociais
Estudo de Caso da Celg Distribuição S/A
Flávio Gomes Moreira da Silva – flaviotheking@gmail.com MBA em Projeto, Execução e Controle de Engenharia Elétrica
Instituto de Pós-Graduação - IPOG Goiânia, GO, 16 de julho de 2016
Resumo
O pagamento de compensações financeiras pelo descumprimento dos indicadores de continuidade individuais teve um crescimento significativo no ano de 2015. A forma de cálculo destas compensações causa desequilíbrio na distribuição destes valores aos consumidores, prejudicando a percepção social desta regulamentação que tem por objetivo a busca pela melhoria na qualidade do fornecimento de energia elétrica. Realizamos uma análise dos dados da Celg Distribuição S/A para verificar o impacto econômico no pagamento de compensações financeiras e analisamos o impacto social devido à disparidade na distribuição destas compensações aos consumidores. A pesquisa realizada faz uma comparação entre a evolução dos indicadores de continuidade coletivos, a evolução do valor médio da tarifa de energia elétrica e a evolução dos valores de compensações financeiras apurados nos anos de 2014 e 2015. Mostraremos também que o cálculo e distribuição dos valores das compensações ocorreram de forma assimétrica, onde um grupo pequeno de consumidores receberam a maior parte das compensações financeiras apuradas. Mostraremos que a forma de cálculo estabelecida pela Aneel, traz impactos econômicos que não estão diretamente associados à continuidade do fornecimento de energia elétrica e traz desequilíbrio na distribuição destas compensações aos consumidores.
Palavras-chave: Compensações Financeiras, Indicadores de Continuidade, Celg D, Aneel.
Introdução
A energia elétrica é um dos insumos mais utilizados no mundo, graças à sua versatilidade na utilização, à facilidade no transporte em face a outras formas de energia e baixa capacidade de perdas entre sua geração e sua utilização. Ela é responsável direta pelo desenvolvimento tecnológico e social das nações no último século. Com o desenvolvimento crescente da tecnologia, a utilização da energia elétrica fez com que a continuidade do fornecimento passasse a ser um fator fundamental para o crescimento de qualquer sociedade.
O modelo regulatório atualmente em vigor no Brasil exige que as empresas distribuidoras de energia elétrica proporcionem um fornecimento com qualidade e continuidade. Estes requisitos de qualidade e continuidade são definidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel onde o descumprimento dos mesmos proporciona aos consumidores uma compensação financeira pela má prestação do serviço.
Os aumentos nas tarifas de energia elétrica implementados pela Aneel em 2015, devido ao elevado custo da geração de energia elétrica, trouxeram impactos econômicos não previstos e bastante significativos no pagamento das compensações financeiras por descumprimento dos indicadores de continuidade individuais em 2015. Além disso, a forma de cálculo e distribuição das compensações financeiras provoca um impacto social, pois não traz à maioria dos consumidores o sentimento de que os mesmos estão sendo compensados pela má prestação do serviço.
1. Indicadores de Continuidade Coletivos – Histórico e Conceito
O Decreto N. 24.643 de 10 de julho de 1934 estabelecia o Código de Águas, que foi a primeira regulamentação no Brasil que reconhecia como exigência fundamental da necessidade pública a prestação adequada do serviço. O Decreto N. 41.019 de 26 de fevereiro de 1957 regulamentava os serviços de energia elétrica, onde as concessionárias deveriam “assegurar um serviço técnico adequado e a continuidade e a eficiência dos fornecimentos” (TANURE, 1999).
O extinto Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE) regulamentou através da Portaria N. 46 de 17 de abril de 1978 a criação dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC. Posteriormente, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) emitiu a Resolução N. 024 de 27 de janeiro de 2000 estabelecendo as disposições relativas à continuidade da distribuição da energia elétrica. Recentemente a Aneel regulamentou os Procedimentos de Distribuição através da Resolução N. 345 de 16 de dezembro de 2008, entre os quais, o Módulo 8 do PRODIST regulamenta sobre a qualidade da energia elétrica. A descrição dos indicadores DEC e FEC sofreu pequenas alterações entre os entes normativos citados, porém, o seu significado sempre se manteve o mesmo:
DEC: duração equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em horas;
FEC: frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em número de interrupções;
O DEC é o indicador que contabiliza o tempo que, em média, cada consumidor de um determinado conjunto permaneceu sem o fornecimento de energia elétrica. Já o FEC é o indicador que contabiliza a quantidade de interrupções que, em média, cada consumidor de um determinado conjunto teve o fornecimento de energia elétrica interrompido.
Para a apuração do DEC e FEC, são contabilizadas todas as ocorrências no sistema elétrico com duração a partir de 3 minutos, sejam elas ocorrências programadas ou acidentais. As ocorrências com duração inferior a 3 minutos não são consideradas pela Aneel como uma interrupção sustentada. Estas ocorrências com duração inferior a 3 minutos são consideradas interrupções de regime transitório, contudo, tendem a causar a mesma insatisfação nos consumidores. “O efeito das interrupções aos consumidores é medido principalmente pela frequência e duração das ocorrências” (CODI, 1991).
A confiabilidade dos indicadores também é uma preocupação do órgão regulador, sendo que “a Aneel exige que todas as distribuidoras certifiquem o processo de coleta e apuração dos
indicadores de continuidade DEC e FEC, com base nas normas da Organização Internacional para Normalização (International Organization for Standardization) ISO 9000” (ANEEL, 2016:1).
As metas estabelecidas pela Aneel para cada distribuidora e para cada conjunto de consumidores são realizadas através de Resolução Normativas. Estas metas são estabelecidas para 3 períodos de apuração diferentes: mensal, trimestral e anual.
A meta mensal corresponde a 30% da meta anual e a meta trimestral corresponde a 60% da meta anual. Logo, se um determinado conjunto tiver extrapolação da meta mensal por 4 meses, fatalmente estará extrapolando a meta anual
Antes da publicação da Resolução N. 345 de 16 de dezembro de 2008, que criou/atualizou os Procedimentos de Distribuição – PRODIST, a extrapolação das metas de DEC e FEC resultava em pagamento de multas pelas distribuidoras à própria Aneel. Após a criação do PRODIST, os indicadores de continuidade coletivos, DEC e FEC não mais resultaram em pagamento de multas à Aneel.
(…) os valores que as distribuidoras pagavam a título de multa pelo descumprimento dos indicadores coletivos de continuidade foram integralmente revertidos para compensar os consumidores afetados. A compensação paga aos consumidores começou a ser feita por meio de descontos na fatura de energia do mês subsequente à apuração dos indicadores. (SILVA, LEBORGNE, ROSSINI, 2014:3).
Com esta alteração regulatória, a Aneel alterou as metas dos indicadores de continuidade individuais para que o descumprimento das metas dos indicadores de continuidade coletivos fosse revertido aos consumidores.
2. Critérios de formação de conjuntos
As metas dos indicadores de continuidade coletivos – DEC e FEC – não são iguais para todos os consumidores dentro de uma mesma área de concessão. As unidades consumidoras foram agrupadas em Conjuntos, os quais tiveram seus critérios de formação alterados pela Aneel na última década.
A formação de conjuntos em vigência está regulamentada na Seção 8.2 – Qualidade do Serviço do Módulo 8 do PRODIST da Aneel. O critério utilizado atualmente é eletrogeográfico, ou seja, o conjunto é definido por Subestação de Distribuição. A área de abrangência dos conjuntos é exatamente até onde estão localizadas as redes de média tensão a partir de cada Subestação de Distribuição, sendo este o critério elétrico.
Contudo, existem Subestações de Distribuição que são responsáveis ao fornecimento de energia elétrica para menos de 1.000 unidades consumidoras. Para não ocorrer a formação de conjuntos muito pequenos, a Aneel definiu que, nestes casos, a Subestação de Distribuição que possui 1.000 unidades consumidoras ou menos seria agregado por um Conjunto de outra Subestação de Distribuição que seja contíguo à esta área, sendo este o critério geográfico. Para que não ocorra a formação de conjuntos muito grandes, a Aneel vedou a agregação de duas ou mais Subestações de Distribuição onde a quantidade de unidades consumidoras deste Conjunto seja superior a 10.000 unidades consumidoras. Esta regra somente se aplica se
houver a necessidade de agregar os consumidores de uma Subestação de Distribuição a um Conjunto contíguo.
Este método de criação dos Conjuntos permite que um único município faça parte de vários Conjuntos. Também é comum que um único Conjunto tenha vários municípios em sua composição.
3. Indicadores de Continuidade Individuais – DIC, FIC e DMIC
Os indicadores de continuidade individuais foram criados para a mensuração da qualidade do fornecimento de energia elétrica a cada consumidor, individualmente. Esta qualidade é medida através da verificação do tempo e quantidade que o fornecimento de energia elétrica é interrompido. “Sem indicadores não há gestão e, sem gestão, não há qualidade (IPEA, 1991). Para esta mensuração a Aneel definiu como base a existência de três indicadores, o DIC, o FIC e o DMIC. Segundo o Módulo 8 do PRODIST da Aneel, o DIC é a duração de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de conexão, o FIC é a frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de conexão e o DMIC é a duração máxima de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão. Existem outros indicadores que avaliam a qualidade do fornecimento e do produto, como o DICRI, DRP, DRC, etc., que não foram objeto deste trabalho.
Como a própria definição diz, os indicadores DIC, FIC e DMIC são individuais, ou seja, não possuem o aspecto coletivo do DEC e FEC. Isto significa que cada unidade consumidora possui sua meta individual.
O DIC é expresso pela seguinte fórmula:
O FIC é expresso pela seguinte fórmula:
O DMIC é expresso pela seguinte fórmula:
Onde:
i = índice de interrupções da unidade consumidora no período de apuração, variando de 1 a n;
n = número de interrupções na unidade consumidora considerada, no período de apuração;
t (i) = tempo de duração da interrupção (i) da unidade consumidora considerada ou ponto de conexão, no período de apuração;
t (i)max = valor correspondente ao tempo da máxima de duração de interrupção
contínua (i), no período de apuração, verificada na unidade consumidora considerada ou ponto de conexão, expresso em horas e centésimos de horas;
Em linhas gerais, o DIC é quantidade de tempo, expresso em horas, que uma unidade consumidora ficou sem o fornecimento de energia elétrica, em um determinado período de apuração. O FIC é a quantidade de interrupções que atingiram esta unidade consumidora, em um determinado período de apuração. O DMIC é a quantidade de tempo máxima, expressa em horas, que uma unidade consumidora pode ficar sem o fornecimento de energia elétrica de maneira contínua, em um determinado período de apuração.
O Módulo 8 do PRODIST da Aneel estabeleceu metas de DIC, FIC e DMIC para 3 períodos de apuração: mensal, trimestral e anual. A transgressão destes indicadores de continuidade individuais, em quaisquer dos períodos de apuração tem como consequência o pagamento de compensação financeira ao consumidor.
A compensação financeira aplicada aos consumidores é calculada conforme as seguintes fórmulas abaixo:
Cálculo da compensação financeira por transgressão do DIC:
Cálculo da compensação financeira por transgressão do FIC:
Cálculo da compensação financeira por transgressão do DMIC:
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;
DMICv = duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expressa em horas e centésimos de hora;
DMICp = limite de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expresso em horas e centésimos de hora;
FICv = frequência de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expressa em número de interrupções;
FICp = limite de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de frequência de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expresso em número de interrupções e centésimo do número de interrupções;
730 = número médio de horas no mês;
kei = coeficiente de majoração, cujo valor deve ser fixado em:
o 15 (quinze) para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Baixa Tensão;
o 20 (vinte) para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Média Tensão;
o 27 (vinte e sete) para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Alta Tensão;
EUSDmedio = média aritmética dos encargos de uso do sistema de distribuição correspondentes aos meses do período de apuração do indicador;
Se uma mesma Unidade Consumidora tiver transgressão de mais de 01 indicador, dentro do período de apuração, os valores das compensações não são cumulativos, sendo compensado ao consumidor o valor da maior compensação calculada.
Esta forma de apuração é prejudicial para as distribuidoras, visto que a transgressão relevante de um indicador mensal, fatalmente levará à transgressão trimestral. Poderá ocorrer situações onde não existe a transgressão mensal, porém, existirá a transgressão trimestral e anual.
Os padrões dos indicadores de continuidade individuais DIC e FIC deveriam ser exclusivamente com base mensal, determinando-se para alguns meses do ano padrões diferenciados devido aos aspectos relativos às sazonalidades específicas de cada área de concessão. Por outro lado, considerando-se que as compensações devidas aos consumidores no caso de violação dos padrões são diretamente proporcionais à fatura de energia paga pelo consumidor, que por sua vez é mensal, não se justifica o estabelecimento de padrões trimestrais e anuais. A adoção deste critério, evitaria, também, os cálculos que têm que serem realizados pelas concessionárias e auditoria dos órgãos reguladores quando de violações trimestrais ou anuais, onde devem ser descontados proporcionalmente das compensações trimestrais e/ou anuais os valores mensais já pagos aos consumidores (HASSIN, 2003:42).
As diferentes estações climáticas que ocorrem no Brasil interferem diretamente no fornecimento de energia elétrica aos consumidores. Pelas características tropicais do território brasileiro, os períodos seco e chuvoso diferem conforme a região.
No período chuvoso, a incidência de ventos e descargas atmosféricas prejudicam o fornecimento de energia elétrica naturalmente, sem corresponder a qualquer responsabilidade das distribuidoras com relação à manutenção do sistema elétrico. Dessa forma, não parece sensato que os indicadores que são responsáveis pela mensuração da qualidade do fornecimento de energia elétrica sejam avaliados de maneira linear ao longo do ano.
4. Celg Distribuição S/A – Principais Características
A Celg Distribuição S/A é uma concessionária responsável pelo fornecimento de energia elétrica a 237 municípios do Estado de Goiás com cerca de 6,2 milhões de habitantes. As
redes de subtransmissão e distribuição de energia elétrica da Celg D percorrem uma área de 337.008km2, cerca de 99% do território do Estado de Goiás, com uma densidade demográfica de 18,09 habitantes por quilômetro quadrado.
Trata-se de uma empresa de capital fechado, cujos acionistas são a Eletrobras e Companhia Celg de Participações – Celgpar, vinculada ao Governo do Estado de Goiás, criada em 19/08/1955 através da Lei Estadual N°. 1.087 de 19/08/1955 e autorizada a funcionar como empresa de energia elétrica mediante o Decreto N°. 38.868 de 13/03/1956.
O sistema elétrico de distribuição da Celg D é composto por 36.840 km de Redes de Distribuição Urbana (RDU) e 169.110 km de Redes de Distribuição Rural (RDR). A empresa fornece energia a 2.856.640 unidades consumidoras, sendo 90,57% localizadas em zona urbana e 9,43% localizada em zona rural.
As classes de consumidores da Celg D estão distribuídas conforme dados abaixo: Residencial: 84,50%
Industrial: 0,40% Comercial: 8,00% Rural: 6,40%
Demais Classes: 0,70%
Percebe-se pelos dados acima que a maior parte dos consumidores da Celg D são residenciais e estão localizados em zona urbana. É importante ressaltar também que a Celg D possui cerca de 9.820 Unidades Consumidoras do Grupo A, ou seja, aquelas que têm o fornecimento em tensão primária e são consideradas grandes consumidores.
A Aneel, anualmente, publica o Ranking da Continuidade do Serviço, que considera os valores apurados de DEC e FEC de todas as distribuidoras. O critério utilizado pela Aneel para ranquear as distribuidoras foi criando o DGC – Indicador de Desempenho Global de Continuidade. Este indicador é a média aritmética simples do DEC e FEC global de cada distribuidora entre os valores apurados e as metas de cada distribuidora.
O DEC e FEC global de cada distribuidora é uma média do DEC e FEC apurado em cada Conjunto elétrico pertencente à área de concessão daquela distribuidora. Por exemplo, uma distribuidora que tenha o DEC global anual de 15 horas, significa que, em média, cada consumidor daquela empresa permaneceu naquele ano de referência, 15 horas sem o fornecimento de energia elétrica.
Como existem distribuidoras com áreas de concessão bem heterogêneas, como áreas geográficas, quantidade de consumidores, características do sistema elétrico, etc., a Aneel também faz uma diferenciação entre as distribuidoras, ranqueando separadamente as distribuidoras que possuem um mercado maior que 1TWh de energia.
No Brasil existem 36 distribuidoras que possuem um mercado maior que 1TWh de energia e 26 distribuidoras que possuem um mercado menor que 1TWh de energia. A tabela 1 abaixo mostra o Ranking de 2015 das 36 distribuidoras que possuem um mercado maior que 1TWh, o qual faz parte a Celg D:
Posição no
Ranking DGC Sigla Empresa Região
1° 0,65 CEMAR COMPANHIA ENERGÉTICA DO MARANHÃO NE 2° 0,71 EPB ENERGISA PARAÍBA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA NE 3° 0,73 CPFL SANTA CRUZ COMPANHIA LUZ E FORÇA SANTA CRUZ SE 4° 0,76 AME AMAZONAS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S/A NO 5° 0,77 ESCELSA ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S/A. SE 6° 0,79 EMG ENERGISA MINAS GERAIS - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. SE 7° 0,81 ELEKTRO ELEKTRO ELETRICIDADE E SERVIÇOS S/A. SE 8° 0,81 CPFL-PAULISTA COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ SE 9° 0,82 CPFL- PIRATININGA COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ SE
10° 0,83 BANDEIRANTE BANDEIRANTE ENERGIA S/A. SE
11° 0,84 ESSE ENERGISA SERGIPE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. NE 12° 0,84 COSERN COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE NE 13° 0,85 CEMIG-D CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S/A SE
14° 0,85 COELCE COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ NE
15° 0,87 SEM ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. CO 16° 0,91 ETO ENERGISA TOCANTINS - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A NO 17° 0,96 CELPA CENTRAIS ELÉTRICAS DO PARÁ S/A. NO
18° 0,97 RGE RIO GRANDE ENERGIA S/A. SU
19° 0,99 CELPE COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO NE
20° 1,01 CELESC-DIS CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A. SU
21° 1,03 COPEL-DIS COPEL DISTRIBUIÇÃO S/A SU
22° 1,09 EEB EMPRESA ELÉTRICA BRAGANTINA S/A. SE
23° 1,13 AES-SUL AES SUL DISTRIBUIDORA GAÚCHA DE ENERGIA S/A. SU 24° 1,15 EMT ENERGISA MATO GROSSO - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. CO 25° 1,18 COELBA COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA NE 26° 1,19 LIGHT LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S/A. SE 27° 1,22 CEEE-D OMPANHIA ESTADUAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA SU
28° 1,22 CEPISA COMPANHIA ENERGÉTICA DO PIAUÍ NE
29° 1,22 CAIUÁ-D CAIUÁ DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S/A SE
30° 1,37 CEB-DIS CEB DISTRIBUIÇÃO S/A CO
31° 1,54 CERON CENTRAIS ELÉTRICAS DE RONDÔNIA S/A. NO
32° 1,80 CEAL COMPANHIA ENERGÉTICA DE ALAGOAS NE
33° 1,87 AMPLA AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS S/A SE
34° 2,01 ELETROPAULO ELETRICIDADE DE SÃO PAULO S/A ELETROPAULO METROPOLITANA SE
35° 2,24 CELG-D CELG DISTRIBUIÇÃO S.A. CO
36° 2,33 CEA COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO AMAPÁ NO Fonte: Ranking da Continuidade do Serviço 2015, ANEEL.
A Celg D possui dentro de sua área de concessão 148 Conjuntos Elétricos de consumidores. Em 2015, os Conjuntos que tiveram maior e menor valores apurados de DEC e FEC foram:
Maior DEC Apurado: 231,19 horas – Conjunto Cristalina S2; Menor DEC Apurado: 7,11 horas – Conjunto Aeroporto S3; Maior FEC Apurado: 84,11 interrupções – Conjunto Inhumas S1; Menor FEC Apurado: 5,47 interrupções – Conjunto Aeroporto S3;
Esta discrepância enorme de valores de DEC e FEC apurados mostra o tamanho da heterogeneidade da área de concessão da Celg D. O Conjunto que teve maior apuração do indicador DEC foi 32,5 vezes maior que o Conjunto com menor apuração. Com relação ao indicador FEC, a diferença entre os extremos apurados foi de 15,37 vezes.
O DEC global de 2015 da Celg D foi de 43,24 horas e o FEC global de 2015 da Celg D foi de 25,07 interrupções. Isto significa que, na média todos os consumidores da Celg D tiveram 43,24 horas de interrupção durante todo o ano de 2015, sendo estas horas distribuídas em 25,07 interrupções. Este resultado é médio, pois houve consumidores que tiveram uma maior quantidade de interrupções e horas interrompidas e outros que tiveram uma menor quantidade de interrupções e horas interrompidas.
Gráfico 1 - Comparativo de DEC e FEC global da Celg D em 2014 e 2015.
Fonte: Relatório da Administração Celg Distribuição S.A. 2015, CELG D
O gráfico 1 mostra os valores de DEC e FEC globais nos anos de 2014 e 2015 da Celg D e a sua respectiva meta estabelecida pela Aneel.
O Indicador de Desempenho Global de Continuidade – DGC é calculado pela média aritmética simples da razão entre o valor apurado e a meta estabelecida de cada um dos indicadores. Conforme indicado na Tabela 1, o DGC da Celg D em 2015 foi de 2,24 ficando em 35° lugar no Ranking de Continuidade do Serviço da Aneel, 01 melhor colocada em comparação com o mesmo ranking de 2014.
O gráfico 1 mostra que, na comparação entre 2014 e 2015 houve um aumento na apuração do indicador DEC, na ordem de 7,03%. Para o indicador FEC houve uma redução nos valores apurados em 2015 comparados a 2014, na ordem de 7,97%.
É importante ressaltar estas diferenças entre os indicadores de continuidade coletivos de 2014 e 2015. Os conjuntos que possuem os piores indicadores de continuidade coletivos, fatalmente estarão entre os conjuntos que tiveram maior pagamento de compensações financeiras.
6. Tarifa de Energia Elétrica – Critérios de Formação
Conforme já demonstrado, o cálculo das compensações financeiras por ultrapassagem de indicadores de continuidade individuais leva em consideração os valores de DIC, FIC ou DMIC apurados, as metas estabelecidas pela Aneel, o valor do EUSD – Encargo de Uso do Sistema de Distribuição e um coeficiente de majoração que leva em consideração a tensão de fornecimento ao consumidor.
O Encargo do Uso do Sistema de Distribuição – EUSD – é a parcela da fatura de energia elétrica da unidade consumidora correspondente à utilização da infraestrutura de energia elétrica do sistema. Este valor vem discriminado em todas as faturas de energia elétrica para possibilitar ao consumidor o cálculo das diversas compensações financeiras que tem por base este encargo.
A tarifa de energia elétrica é dividida em 2 parcelas, conforme tabela 2: Tabela 2 – Formação da Tarifa de Energia Elétrica
Receita do Serviço de Distribuição
PARCELA A PARCELA B
Compra da energia Custos Operacionais
Transmissão Cota de Depreciação
Encargos Setoriais Remuneração do Investimento Fonte: Perguntas e Respostas Sobre Tarifas das Distribuidoras de Energia Elétrica, ANEEL
A parcela A não é objeto de lucratividade das distribuidoras, ou seja, é repassada aos consumidores pelo mesmo valor de aquisição da energia elétrica, também chamada de TE. A parcela B é a que remunera o investimento das concessionárias de distribuição de energia elétrica.
7. Cenário Energético Brasileiro
Com o advento econômico vivido no Brasil, especialmente entre os anos de 2010 e 2013, coincidindo com um regime hidrológico abaixo da média a partir de 2012, fez com que se agravasse a quantidade de água disponível nos reservatórios das usinas hidrelétricas.
“O cenário atual impactou o preço da energia no mercado de curto prazo (PLD), que permaneceu próximo ao seu valor máximo (R$ 822,23/MWh) praticamente durante todo o ano de 2014” (WITZLER, 2015)
Diante deste cenário, as distribuidoras passaram a comprar energia elétrica a um preço muito superior ao de venda aos consumidores, provocando um enorme desequilíbrio financeiro. As distribuidoras pleitearam junto à Aneel pedidos de revisões tarifárias extraordinárias face o tamanho do desequilíbrio causado pelos problemas na geração.
Para justificar o pedido, as concessionárias elencaram uma série de eventos que têm impactado ou irão impactar sobremaneira seus custos. Entre eles destacam-se os custos com Exposição Involuntária ao Mercado de Curto Prazo – MCP -, risco hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física – CCGF-, Encargo de Serviço do Sistema, tarifa de Itaipu, preço do 14º Leilão de Energia Existente e do 18º Leilão de Ajuste e quota de CDE do ano de 2015. (ANEEL, 2015)
A Aneel publicou em 27 de fevereiro de 2015 a Resolução Homologatória N. 1.858 que homologa os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Entre as 58 distribuidoras beneficiadas com a revisão tarifária extraordinária, a Celg Distribuição teve um reposicionamento médio de 27,71%. Em 11 de setembro de 2015, a Aneel publicou a Resolução Homologatória N. 1.947 que reajustou as tarifas da Celg D em 6,89%.
Estes dois reajustes no ano de 2015 fez com que a tarifa média da Celg D em dezembro de 2015 fosse 32,5% maior que o valor em dezembro de 2014.
8. Impacto Financeiro das Compensações Financeiras – Análise Crítica
No ano de 2014, a Celg D pagou um montante de R$64.669.657,00 de compensações financeiras aos consumidores por ultrapassagem dos indicadores de continuidade individuais – DIC, FIC e DMIC.
Em 2014, o DEC global anual da Celg D foi de 40,40 horas, o FEC global anual foi de 27,24 interrupções e o DGC foi de 2,09. Em 2015, o total de compensações financeiras pagas foi de R$121.670.077,00, com um DEC global anual de 43,24, FEC global anual de 25,07 e um DGC de 2,24.
As compensações financeiras são devidas quando há transgressão dos indicadores de continuidade individuais. A apuração dos indicadores de continuidade individuais leva em consideração as ocorrências do sistema elétrico que atingem a unidade consumidora.
Dessa forma, podemos considerar que o aumento na quantidade ou na duração das ocorrências tende a provocar transgressão dos indicadores de continuidade individuais. A transgressão dos indicadores leva ao pagamento das compensações financeiras, logo, podemos inferir que o aumento na quantidade ou duração das ocorrências provoca o aumento no pagamento das compensações financeiras. Da mesma forma, se houver a diminuição da quantidade ou duração das ocorrências, tende a provocar uma diminuição do pagamento das compensações financeiras.
Portanto, podemos considerar que o aumento ou diminuição dos indicadores de continuidade coletivos, DEC e FEC causa o mesmo efeito nos indicadores DIC, FIC e DMIC, logo, deveria causar o mesmo efeito nas compensações financeiras.
O Indicador de Desempenho Global de Continuidade é uma média aritmética simples da razão entre o DEC/FEC apurado e a meta estipulada pela Aneel. Logo, podemos considerar também que alterações do DGC causa o mesmo efeito nas compensações financeiras
Tabela 3: Comparativo dos diversos elementos que interferem nas compensações financeiras
DEC anual apurado 40,40 43,24
FEC anual apurado 27,24 25,07
DGC 2,09 2,24
Tarifa Média sem Impostos R$263,06 R$348,58
Compensações Financeiras R$64.669.657,00 R$121.670.077,00 Fonte: Produzido pelo autor
Como pode-se verificar na tabela 3, comparando-se os anos de 2014 e 2015, houve aumento nos valores do indicador DEC, do DGC, da tarifa média e das compensações financeiras. O FEC foi o único indicador que houve redução em 2015 comparado com 2014.
Gráfico 2 – Evolução dos indicadores que impactam nas compensações financeiras
Fonte: Dados produzidos pelo autor
O aumento do DGC entre 2014 e 2015 mostra que houve um decréscimo na qualidade do fornecimento de energia elétrica, mesmo tendo havido queda no valor apurado do FEC. Isto se dá em função de que as metas de DEC/FEC estabelecidas pela Aneel não são constantes, ou seja, elas decrescem ano a ano, fazendo com que a base de comparação sempre mude. O aumento da tarifa média da Celg D indica claramente o aumento do EUSD, que faz parte da fórmula de cálculo das compensações financeiras.
Em contrapartida, o aumento das compensações financeiras foi exponencialmente maior que os outros elementos comparados. Isto mostra claramente um erro de regulação pois, mesmo se houvesse uma melhoria no desempenho do sistema elétrico, ou seja, melhoria nos indicadores de DEC/FEC, as tarifas sempre terão reajustes anuais positivos através do Reajuste Tarifário Anual (na ausência de um cenário econômico de deflação), ocasionando no aumento do pagamento das compensações financeiras.
Diante deste sinal econômico estabelecido pela regulação, pode levar as distribuidoras à priorizar o atendimento de consumidores que possuem um consumo de energia elétrica mais elevado (EUSD maior), em detrimento à coletividade.
O impacto financeiro e orçamentário na Celg Distribuição S/A pelo aumento de 88,14% foi bastante considerável. Mesmo com o acréscimo na tarifa de energia elétrica e um decréscimo no desempenho do sistema elétrico, os valores pagos, superior a R$100 milhões, foram excessivamente altos, podendo provocar desequilíbrios financeiros com impactos negativos relevantes à prestação do serviço à sociedade.
9. Impacto Social das Compensações Financeiras – Análise Crítica
O principal objetivo da mensuração de indicadores de continuidade é verificar se os requisitos de qualidade do fornecimento estão sendo atendidos e criar mecanismos de punibilidade para que os mesmos sejam atendidos.
A ação fiscalizatória deve ter sempre como objetivo básico, zelar pelo cumprimento das Leis, dos regulamentos e dos dispositivos contratuais, por parte dos Agentes do Setor de Energia Elétrica, visando a garantia da prestação de serviços adequados. A fiscalização deve sempre se orientar e basear nos indicadores de desempenho das concessionárias, por meio de auditorias técnicas, pesquisas de opinião, campanhas de medição amostral de grandezas elétricas, inspeção de unidades consumidoras, entrevista com consumidores etc. (HASSIN, 2003:72)
O pagamento da compensação financeira aos consumidores deveria, em regra, trazer o sentimento de que o mesmo está sendo ressarcido pela má prestação do serviço público, contudo, na prática isso não ocorre.
O total de consumidores da Celg D em dezembro de 2015 foi de 2.782.958. O total de compensações financeiras pagas em 2015 foi de R$121.670.077,00. Dividindo-se este valor de compensações financeiras pagas pelo total de consumidores, teríamos uma média de R$43,72 de compensação financeira por consumidor da Celg D.
Em dezembro de 2015, os consumidores do Grupo A representavam 0,35% do total de consumidores da Celg D, contudo, estes tiveram uma participação de 27,60% no total de compensações financeiras. Isto significa que menos de 1% do total de consumidores da empresa receberam quase 30% do total de compensações financeiras pagas.
Segundo o Relatório de Administração da Celg Distribuição S/A de 2015, “os maiores valores das compensações financeiras são distribuídos em um número relativamente pequeno de unidades consumidoras”.
Esta análise da discrepância na distribuição dos valores referentes ao pagamento de compensações financeiras fica mais evidente quando analisamos um único mês, separadamente. Para esta análise, escolhemos o mês de janeiro de 2016 em virtude de ser o auge do período chuvoso no Estado de Goiás.
Tabela 4 – Comparação das Faixas de Compensação Financeira no mês 01/2016 da Celg D
Faixas de Compensação
Financeira (CF) Quantidade de UCs compensadas Valor total das Compensações
R$10 mil < CF ≤ R$50 mil 24 R$498.426,23
R$1 mil < CF ≤ R$10 mil 495 R$1.150.547,66
R$100 < CF ≤ R$1 mil 5.317 R$1.259.286,37
R$10 < CF ≤ R$100 74.220 R$1.837.192,30
CF ≤ R$10 524.432 R$1.250.049,48
Fonte: Nota Técnica DD-SPOP 07/2016, CELG D
A tabela 4 deixa evidente a discrepância ocasionada pela fórmula de cálculo das compensações financeiras por transgressão dos indicadores de continuidade individuais.
Gráfico 3 – Distribuição das Compensações Financeiras – JAN/2016 – Celg D
Fonte: Nota Técnica DD-SPOP 07/2016, CELG D
O gráfico 3 deixa bem claro este desequilíbrio na distribuição das compensações financeiras pagas no mês de janeiro de 2016 na Celg D:
86,7% das unidades consumidoras receberam 20,58% do total das compensações do mês de referência;
0,97% das unidades consumidoras receberam 49,18% do total das compensações do período;
Conclusão
A Agência Nacional de Energia Elétrica tem como missão regulamentar e estabelecer os critérios necessários para a busca constante de melhoria da qualidade do fornecimento e do atendimento aos consumidores de energia elétrica. Além de regulamentar estes critérios, é fundamental que exista o aprimoramento dos processos fiscalizatórios.
Para o aprimoramento destes processos, é necessário que a Agência também estabeleça uma periodicidade para avaliação dos critérios adotados.
A fórmula de cálculo das compensações financeiras dos indicadores de continuidade individuais como é regulamentada, causa uma desproporcionalidade e desequilíbrio, tanto para quem compensa, quanto para quem é compensado.
A revisão tarifária extraordinária ocorrida em 2015, exclusivamente pela crise hidrológica que afetou o custo da compra de energia elétrica, causou impactos econômicos demasiadamente grandes e que não estavam previstos em qualquer planejamento estratégico.
Parece não ser razoável que custos referentes à geração de energia elétrica impactem nas compensações financeiras que mensuram a qualidade do fornecimento de energia elétrica, pois, mesmo num cenário de melhoria significativa na qualidade do fornecimento, haveria crescimento no pagamento de compensações financeiras, e não decréscimo como seria de se esperar.
Além do impacto econômico, fica bastante evidente conforme dados apresentados, que a distribuição das compensações ocorre de maneira totalmente desequilibrada. Os fatores de majoração utilizados na fórmula de cálculo e a utilização do EUSD, que está diretamente proporcional ao consumo, causam este desequilíbrio.
Diante disso, a função social da compensação financeira também não é atingida, visto que os maiores consumidores sempre ficam com a maior parte das compensações. Dessa forma, a grande maioria dos consumidores que recebem valores de compensações irrisórias, na verdade, nem percebem este benefício em suas faturas, acabando por desconhecer o aspecto de proteção e respeito ao consumidor que o órgão regulador tentou estabelecer.
Como resposta ao problema, acreditamos ser necessário a realização de uma profunda reforma na regulamentação da distribuição de energia elétrica brasileira. Uma solução definitiva e permanente não deve ser buscada, visto a dinamicidade do mercado, contudo, entendemos ser necessário alterações imediatas, como a criação de metas sazonais conforme o regime hidrológico de cada região, a extinção de metas trimestrais e anuais com adequação das metas mensais.
A Aneel deve busca, principalmente, uma fórmula de cálculo dos indicadores onde os reajustes tarifários não impliquem no aumento do pagamento de compensações. Deve-se buscar uma fórmula de cálculo que esteja diretamente relacionada à eficiência do sistema de distribuição de energia elétrica.
Outro ponto fundamental é a busca de maior equilíbrio na distribuição das compensações. Para este problema, sugerimos que as compensações sejam calculadas em função da eficiência do sistema de distribuição de um Conjunto, e que estas sejam distribuídas de maneira igualitária entre os consumidores deste Conjunto. Dessa forma, a maioria dos consumidores que possuem baixo consumo seriam beneficiados com valores maiores de compensações, melhorando o sentimento coletivo de ressarcimento pela má prestação do serviço.
Esta reforma na regulamentação da distribuição necessita de um estudo mais amplo e profundo para ser implementada, onde acreditamos ser fundamental o alinhamento com os requisitos jurídicos, econômicos e sociais atuais. Também é necessário que se estabeleça uma agenda contínua de debates, a fim de que os elementos regulatórios possam ser atualizados de maneira mais dinâmica, zelando principalmente pela prestação de um serviço mais adequado à sociedade.
Referências
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TANURE, José E.P., HASSIN, Eduardo S., FILHO, Afonso S. Evolução dos Indicadores. Itajubá, 1999.
