A New York State Electric and Gas Corporation (NYSEG), distribuidora elétrica do estado de Nova York, trabalha com o regime de regulação por incentivos desde a década de 1990. Em 2009, a empresa apresentou uma proposta de regulação por incentivos ao regulador, válida até 2015, com as seguintes características (NYSEG, 2009):
• controle de diversos índices de qualidade;
• impacto direto na rentabilidade da concessionária;
• continuidade de fornecimento de energia elétrica afetando a rentabilidade da concessionária por meio de pontuação em até ± 5%;
• uso dos índices System Average Interruption Frequency Index (SAIFI), simi- lar ao indicador FEC, no Brasil), e Customer Average Interruption Duration
Index (CAIDI), similar ao indicador DEC, no Brasil), para o controle da conti-
nuidade. A continuidade é discriminada por 12 áreas, dando a cada uma um valor limite e um valor objetivo;
• caso a área tenha índices de continuidade abaixo do limite, implica ponto negativo;
• áreas com índices entre o limite e o objetivo implica zero ponto; • áreas com índices acima do valor objetivo implica ponto positivo.
Os valores estabelecidos como limites e os valores objetivos são mostrados no Quadro 2.6 (NYSEG, 2009).
Quadro 2.6
Valores-limite e objetivos da proposta NYSEG
Índice Valor alvo Se Valor X-> Prêmio ou Penalidade Acurácio da conta >=98,8% Se >=1,7 então multa de U$ 1.166.667,00 Taxa de reclamações no PCS <=1,0 Se >=1,7, então multa de US$ 1.166.667,00 Leituras estimadas de relógios <=6,1% Se > 9,1%, então multa de US$ 1.166.667,00 Chamadas atendidas dentro de 30 segundos
(Nível de Serviço)
>=56% Se <53% então multa de US$ 1.166.667,00 Visitas mantidas >=98,4% se <95,4%, então multa de US$ 1.166.667,00 Índice de satisfação de contato >=85% Se <82% então multa de US$ 1.166.667,00 Fonte: NYSEG, 2009; PCS = Percentual de Clientes Satisfeitos
A distribuidora realiza pesquisas de opinião de modo a conhecer o percentual de clientes satisfeitos com os serviços prestados.
Chile
O Chile foi o primeiro país sul-americano a reestruturar seu setor elétrico em 1982, introduzindo um mercado competitivo na geração. Também se destaca o mecanismo de remuneração das concessionárias distribuidoras, com base em custos-padrão e concessionárias-modelo.
No Chile, a qualidade dos serviços é atualmente controlada pelo regulamento da lei geral de serviços elétricos, que considera a qualidade uma característica ine- rente da atividade de distribuição (CNE, 1982). Embora desde 1982 já existisse no Chile a obrigatoriedade de realização de pesquisa de opinião anual entre os consu- midores sobre a qualidade dos serviços, o país não dispõe de uma regulamentação explícita da qualidade dos serviços, existindo apenas limites para a regulação de tensão em média e baixa tensão. Contudo, as concessionárias distribuidoras, pri- vatizadas nos anos 1980, apuravam índices de continuidade globais com base na
potência instalada (FEP, DEP) para gestão interna de investimentos. Nos últimos anos, os problemas de qualidade dos serviços tinham se agravado devido às altas taxas de incremento da demanda nos sistemas de distribuição e a consequente ne- cessidade de investimentos em geração, transmissão e distribuição.
A continuidade considera interrupções imprevistas e programadas maiores que três minutos, e é controlada usando índices globais com base em potência (FEP, DEP) e transformadores (FET, DET) e índices individuais de duração (DIC) e número de interrupções (FIC) por consumidor. As exigências de continuidade são diferentes para os distintos setores tarifários (áreas típicas) considerados na lei. O Quadro 2.7 apresenta um resumo das exigências em continuidade a que é quantifi- cada através de alguns dos índices aplicados no Chile (CNE,1998).
Quadro 2.7
Exigências de continuidade (qualidade) no Chile (transitórias)
Indicador Geral Rural Observações
DEC (h/ano) Não é controlado
DEP (h/ano) 13-18 Depende da área típica
DET (h/ano) 22-28 Depende da área típica
DIC (h/ano) BT 20 20-30 Programadas e imprevistas
12 Programadas a cada 12 meses
8 Programada contínuas
MT 10 10-15 Programadas imprevistas
8 Programadas a cada 12 meses
6 Programadas contínuas
FEC (vezes/ano) Não é controlado
FEP (vezes/ano) 3,5-5 Depende da área típica FET (interrupções/ano) 5 7 Depende da área típica
FIC (interrupções/ ano) BT 22 22-44 Programadas e imprevistas MT 14 14-25 Programadas e imprevistas Fonte: HASSIN, 2003, p. 12
O regulamento utiliza multas econômicas como medidas de motivação; entre- tanto, ainda está pendente a publicação do regulamento estabelecendo o valor de multas pelo não cumprimento das exigências de qualidade dos serviços. Contudo, existe informação de que, em caso de não cumprimento das exigências do regu- lamento, as multas poderiam atingir os 3 milhões de pesos chilenos (cerca de 6 milhões de dólares americanos, com 1 dólar a 500 pesos chilenos).
Essas multas seriam em benefício fiscal, mas também está sendo considerada a compensação direta do consumidor atingido pelas perturbações ou interrupções de serviço elétrico.
Argentina
A Argentina atualmente possui uma regulamentação de qualidade complexa. A regu- lamentação considera continuidade, conformidade e atenção comercial.
A regulamentação do setor elétrico argentino baseia-se na Lei no 24.065/1992,
que considera concorrência na geração e regulamentação em transmissão e distri- buição. O modelo de remuneração da distribuição é a regulamentação price cap, com ênfase na qualidade dos serviços prestados. Um aspecto particular do proces- so de reestruturação do setor elétrico argentino é o fato de que a exigência de de- terminado nível de qualidade (especialmente a continuidade) foi incluída nas bases de licitação de cada distribuidora. Dessa forma, as regras do jogo no novo cenário foram claras desde o dia de venda das bases de licitação e entregue aos novos pro- prietários das concessionárias (HASSIN, 2003).
A qualidade dos serviços exigida das distribuidoras é específica para cada concessionária e considera continuidade, conformidade e atenção comercial. Con- tudo, a qualidade dos serviços na regulamentação argentina é classificada em: pro- duto técnico, serviço técnico e serviço comercial. Cada um desses serviços/produ- tos é regulamentado usando índices individuais e globais. Os valores exigidos para cada atributo são chamados níveis de referência e foram estabelecidos em etapas com exigências crescentes.
A regulamentação da qualidade tem sido estabelecida de forma gradual por meio de duas etapas, subetapas e um período preliminar. No período preliminar de 12 meses não existem multas, porque é um período para que as distribuidoras e o órgão regulador estabeleçam os mecanismos de controle da qualidade. Na etapa um (de 36 ou 48 meses, dependendo da concessionária), o controle da continuida- de é realizado mediante o uso de índices globais de sistema, a conformidade ape- nas considera o controle da regulação de tensão. Já a etapa dois considera controle da continuidade, atenção comercial e conformidade de cada cliente mediante índi- ces individuais e penas pecuniárias para as distribuidoras que excedam os limites estabelecidos para cada atributo da qualidade. O montante da multa é calculado segundo a energia e a potência fornecida em condições de serviços deficientes e em benefício dos clientes.
Para as distribuidoras de Buenos Aires, EDENOR e EDESUR, os limites estabe- lecidos para o controle da continuidade na etapa um são apresentados no Quadro 2.8. O período de controle é semestral, mas para efeitos de comparação, inclui-se o valor anual (ENRE, 1999).
Quadro 2.8
Exigências de continuidade para EDENOR e EDESUR —etapa um
Valores limites de falhas internas por semestre e ano na etapa 1
Indicador Subetapa 1 Subetapa 2 Subetapa 3
Semestre Anual Semestre Anual Semestre Anual
FET (vezes) 3,0 6,0 2,5 5,0 2,2 4,4
DET (vezes) 12,0 24,0 9,7 19,4 7,8 15,6
FEP (vezes) 1,9 3,8 1,6 3,2 1,4 2,8
DEP (vezes) 7,0 14,0 5,8 11,6 4,6 9,2
Fonte: HASSIN, 2003; FET e DET= frequência e duração de interrupção média por transformador; FEP e DEP = frequência e duração de interrupção média por potência
Já na etapa dois são calculados índices individuais para o controle da conti- nuidade. Os limites estabelecidos para EDENOR e EDESUR em Buenos Aires são mostrados no Quadro 2.9, onde se distinguem entre pequenas (P), médias (M) e grandes (G) demandas em baixa tensão (ENRE, 1999).
Quadro 2.9
Exigências de continuidade para EDENOR e EDESUR —etapa dois
Valores limites de falhas internas por semestre e ano na etapa 2
Valores individuais AT (V>66kV) MT (V>1kV) BT (V<1kV) Semestre Anual Semestre Anual Semestre Anual
P&M G P&M G
Frequência 2 6 4 8 6 6 12 12
Tempo (h) 2 4 3 6 10 6 20 6
Fonte: HASSIN, 2003
Verifica-se pelos Quadros 2.8 e 2.9 que os padrões de continuidade exigidos são bem superiores àqueles estabelecidos atualmente no Brasil. Os padrões de con- tinuidade exigidos na Argentina não envolvem interrupções causadas por fatores exógenos, como a) ações de terceiros: vandalismo, trabalhos em via pública, poda de árvores, incêndio; b) condições climáticas: ventos extremos (superiores a 130 km/h), inundações, temperaturas extremas, descargas atmosféricas; c) outras con- dições: interrupção solicitada pelo cliente, desde que não afete outros clientes, e defeitos em instalações subterrâneas. Esses fatores são considerados no Brasil. Por isso, alguns autores, como Hassin (2003), consideram que a Argentina apresenta controle de qualidade para interrupções mais estrito do que no Brasil.
No caso de a concessionária distribuidora superar os limites estabelecidos nos quadros citados para a continuidade, são aplicadas multas em favor dos consumi-
dores afetados pelas interrupções. As penas pecuniárias foram calculadas basean- do-se na energia não suprida (ENS), que era calculada de forma distinta para as etapas um e dois. Na etapa um, em que a continuidade era controlada por meio dos índices de sistema FEP, DEP, FET e DET, a energia não suprida aos clientes atingidos pelas interrupções era estimada segundo as seguintes expressões.
Caso sejam superados os limites de tempo equivalente DET ou DEP:
ENS (kWh) = [DETR – DETL]
3
PMENS (kWh) = [DEPR – DEPL]
3
PMCaso sejam superados os limites de frequência equivalente FET ou FEP:
ENS (kWh) = [FETR – FETL]
3
DETR3
PMFETR
ENS (kWh) = [FEPR – FEPL]
3
DEPR3
PMFEPR
O fator PM é o valor de demanda média horária anual, calculado como o quo- ciente entre a energia anual faturada e 8.760 horas ao ano. Os índices R e L re- ferem-se, respectivamente, aos valores efetivamente registrados e limites. A ENS considerada para o cálculo da compensação por continuidade é o maior valor re- sultado ao apurar a ENS para cada atributo da continuidade (tempo e frequência) ultrapassado (ENRE, 1999).
Na etapa dois, em que o controle da continuidade é realizado usando índices individuais, o cálculo da ENS é efetuado de maneira mais próxima ao valor real, usando fatores de carga por classes de clientes e de acordo com a hora do evento. O objetivo é calcular a soma das energias que o consumidor deixou de utilizar pelas interrupções que afetaram sua unidade consumidora.
A fórmula que possibilita o cálculo da ENS na etapa dois é:
Nessa expressão, EA é a energia anual faturada ao cliente, 525.600 é o valor de minutos no ano e ki é um fator que procura aproximar o valor de consumo de energia na hora do dia em que acontece a interrupção. Esse dado é obtido das cur- vas de carga de cada classe de cliente, mas estão tabulados nas bases de licitação das distribuidoras.
O valor da penalidade por continuidade é o resultado de valorizar a ENS ao valor correspondente à etapa, variando entre 1 e 2,7 US$/kWh.
ENS (kWh) = [FETR – FETL]
3
DETR3
PMFETR
ENS (kWh) = [FEPR – FEPL]
3
DEPR3
PMFrança
O caso francês é particularmente interessante já que as atividades de geração, trans- missão e distribuição de eletricidade ainda são monopólio da empresa estatal Electri- cité de France (EDF). Na França, ocorreu apenas um realinhamento, não um processo de plena reestruturação do setor elétrico, como foi o caso de outros países. A EDF vem trabalhando no melhoramento da qualidade dos serviços, especialmente nas áreas rurais (HASSIN, 2003).
Na procura de melhorias, a EDF implantou o contrato EMERAUDE, que esta- belece as condições de fornecimento aos clientes corporativos que o adotam. No- ta-se que não se considera aqui o caso do consumidor residencial (COELHO, 1999). O contrato EMERAUDE regulamenta atributos de continuidade e conformida- de para unidades consumidoras atendidas em MT (média tensão) e AT (alta tensão). Os limites estabelecidos são fixados de acordo com recomendações e normas in- ternacionais (principalmente normas IEC). A EDF obriga-se a efetuar o pagamen- to de uma indenização caso os níveis de qualidade dos serviços estabelecidos no contrato sejam violados.
Um aspecto interessante do contrato é o estabelecimento de valores objetivos de continuidade considerando interrupções curtas e longas sobre as quais a EDF deve indenizar o consumidor, ressarcindo o prejuízo.
O contrato típico discrimina entre interrupções imprevistas e programadas. As interrupções programadas devem ser negociadas entre as partes, entretanto as imprevistas ficam claramente estabelecidas no contrato. Para as interrupções im- previstas, discrimina-se entre curtas (duração menor do que um minuto) e longas (duração igual ou maior do que um minuto). Além disso, para clientes atendidos em tensões menores que 63 kV, consideram-se duas áreas.
As áreas classe A são áreas com população maior do que 100 mil habitantes ou mais com 10MW de potência instalada; as áreas B são as demais áreas. Os limites esta- belecidos para as interrupções longas nas áreas A são cinco interrupções ao ano, en- quanto para as áreas B são oito interrupções ao ano. Já para clientes em tensões maio- res do que 63 kV, o contrato estabelece um limite de duas interrupções imprevistas longas ao ano. Contudo, os limites estabelecidos para as interrupções imprevistas de curta e longa duração têm mudado, passando de ano em ano a valores mais exigentes.
Para a satisfação do consumidor, a EDF definiu um compromisso com seus clientes, que se baseia em três princípios: valor justo, melhores serviços e simplici- dade (EDF, 2014).
Itália
Na Itália, em 2009, existiam cerca de 150 operadoras do sistema de distribuição (DSOs) ou simplesmente distribuidoras, responsáveis pela entrega de um volu- me total de 279 TWh. A maior companhia, Enel Distribuzione, respondia por cer- ca de 86,2% da energia distribuída, seguida da A2A Reti Elettriche (4,1%), Acea Distribuzione (3,6%) e Aem Torino Distribuzione (1,3%). As demais distribuidoras
detinham cotas marginais (menos do que 1% em volumes). A Enel estava presen- te em todo o território italiano e se organizava em quatro macroáreas, 11 unida- des territoriais e 115 zonas (cada unidade territorial tem seus gerentes locais e coordenadores, assegurados no nível das macroáreas). DSOs são reguladas pela AEEG (agência reguladora de energia italiana); desde 2000, se aplica um me- canismo com base em incentivos (com um período regulatório de quatro anos), com o objetivo de estimular eficiência produtiva, investimentos e qualidade dos serviços.
Quanto à qualidade, em 2000, a AEEG introduziu um esquema de premiação e penalidade que conectou as tarifas de distribuição a uma medida de continuidade da oferta: o número médio de minutos perdidos por consumidor (durante mais de três minutos cada vez) e o número de interrupções não planejadas. Esse indicador (SAIDI) é mensurado separadamente em mais de 300 distritos territoriais, cobrindo todo o território italiano. Incentivos econômicos são calculados por distrito em uma base anual, como função das diferenças entre o SAIDI alvo e o SAIDI realmente verificado (padrões regulatórios são definidos separadamente para cada distrito territorial e ano). A tarifa de distribuição é única em todo o território italiano e é ajustada anualmente com base no desempenho das distribuidoras. Especificamen- te, ela aumenta quando, na média, a qualidade melhora mais do que o requerido (prêmios recebidos por todos os distritos no país são maiores do que o total de penalizações pagas) e vice-versa.
Por causa da unicidade da tarifa de distribuição, a partir do segundo período regulatório (em 2004), o SAIDI alvo foi calculado usando uma fórmula que assume a convergência no desempenho de todos os distritos com igual densidade popu- lacional para o mesmo nível de qualidade (o padrão nacional) no prazo médio (12 anos). Existem três níveis de densidade e a melhor continuidade é esperada nas áreas mais densamente povoadas. Essa abordagem permite ao regulador estabe- lecer alvos mais ambiciosos para distritos que estão inicialmente desempenhando abaixo dos padrões nacionais e vice-versa.
Os resultados de pesquisas com clientes são empregados para definir pena- lidades e prêmios: duas valorações diferentes de qualidade são consideradas para refletir a diferente disposição para pagar (WTP) de consumidores residenciais e não residenciais. Esses consumidores são posteriormente diferenciados, de modo que os prêmios (e as penalidades) são maiores quando melhorias são atingidas nos distritos que estavam mais distantes dos padrões nacionais.
Por fim, desde o terceiro período (2008–2011), o esquema regulatório inclui uma dimensão de qualidade adicional: a frequência da interrupção para curtas e longas interrupções, novamente, com o objetivo de atingir a convergência em de- sempenho durante um período de 12 anos.
Noruega
O processo de reestruturação do setor elétrico norueguês, iniciado em 1991, não pri- vatizou as concessionárias de energia elétrica. As principais características da regu- lamentação do setor elétrico na Noruega são a existência de mercado concorrente em geração, liberdade para escolher fornecedor até o nível residencial e garantia de acesso ao sistema de transmissão e distribuição com pedágios regulados.
Até pouco tempo, a qualidade do serviço elétrico não tinha uma regula- mentação explícita, sendo apenas limitada à regulação de tensão (± 10%) e de frequência (± 2%). Contudo, as concessionárias tinham obrigação de informar aos seus clientes sobre a continuidade e conformidade esperada na sua área de con- cessão (COELHO, 1999).
A qualidade do serviço elétrico na Noruega é considerada parte do produto eletricidade e, portanto, existe liberdade para negociar as condições qualidade/pre- ço, ou ambos, do suprimento, especialmente porque todo consumidor tem direito de escolher de quem comprar sua energia. Essa nova regulamentação tem motiva- do concessionárias e clientes do setor a agirem da seguinte maneira:
• as concessionárias do setor elétrico têm adotado a norma europeia EN50160 que estabelece as características da tensão em redes de distribuição; • os clientes estão mais exigentes em relação à continuidade e conformidade
do suprimento, existindo campanhas em televisão que procuram salientar a importância da qualidade do suprimento;
• foi criado um comitê formado por dois representantes dos clientes e dois representantes das concessionárias para resolver os litígios entre as partes, quando a qualidade do suprimento tem provocado prejuízos econômicos; • as concessionárias têm adotado estratégias e planos de qualidade para
melhorar o serviço. Esses planos consideram estabelecer metodologias de medição e registro dos eventos que afetam a qualidade do suprimento, cumprir com a obrigação de informar aos consumidores sobre a qualidade esperada nas áreas de serviço e obter os conhecimentos necessários para resolver os problemas existentes de qualidade do suprimento.
A proposta de regulamentação da qualidade dos serviços considera basica- mente o controle da continuidade, sendo suas principais características as seguintes:
• somente são compensados os clientes afetados diretamente pela interrupção; • a compensação baseia-se na energia não suprida para as interrupções lon-
gas e na potência instalada para as interrupções menores que três minutos; • A energia não suprida é estimada com curvas de carga típicas, sendo o
valor da compensação de 16 NOK/kW h (2 USD/kWh) e 8 NOK/kW (1 USD/ kW) para a potência;
• o valor total das compensações não pode ser maior do que 2% do fatura- mento anual da concessionária;
• um cliente não pode receber compensações maiores que 25% da fatura mensal;
• as multas não são aplicadas nas situações em que ficar comprovado caso de força maior.
O regulador na Noruega tem proposto levar essa regulamentação da quali- dade do fornecimento em 1999 a todos os serviços em níveis de tensão maiores do que 1 kV, mas com algumas observações. A proposta considera estabelecer uma metodologia padrão para apurar a ENS, não considerando as interrupções de curta duração e responsabilizando o proprietário da rede quando a inter- rupção tenha origem nessas instalações. Também são consideradas multas e compensações que discriminam as interrupções programadas das imprevistas (COELHO, 1999).
Portugal
O processo de liberalização do setor elétrico de grande parte dos países europeus foi realizado por fases, começando por abranger os clientes de maior consumo e níveis de tensão mais elevados.
Em Portugal, a abertura de mercado foi efetuada de forma progressiva entre 1995 e 2007, e a partir deste ano todos os consumidores na Portugal continental passaram a poder escolher seu fornecedor de energia elétrica. Porém, somente em 2002 foi criado o órgão regulador setorial, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). Desde 2007, a liberalização do setor elétrico aumentou a con- corrência, e também o número de clientes, que, no mercado liberalizado, teve um crescimento bastante acentuado, principalmente em 2010.
No âmbito da comercialização da energia, segundo Alves e Silva (2011), Por- tugal criou um mercado atacadista de negociação que se ampliou para um mer- cado ibérico —o Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL)—, em junho de 2007. Os preços diários oscilam conforme a demanda pela utilização em cada horário do dia. Outro ponto de destaque do funcionamento do mercado, a energia elétrica gerada pelas fontes renováveis de última geração —no caso, as eólicas—, entram no sistema distributivo com prioridade para consumo devido ao seu preço mais baixo, dado o subsídio que o governo português decidiu dar a essa fonte de ge- ração de energia elétrica.
Nesse contexto, o setor de energia elétrica português acompanhou, nos últimos anos, o movimento de liberalização ocorrido em toda a Europa. A pas- sagem do modelo de monopólios e empresas estatais submetidas ao controle e total regulamentação por parte do Estado para a negociação em um mercado secundário atacadista de energia elétrica simboliza os marcos extremos que sin- tetizam o processo de liberalização, desregulação e privatização ocorridas no setor.
A concorrência também não abrangeu a atividade de distribuição, embora as antigas estruturas de monopólios verticalmente integradas tivessem sido substituí- das por empresas segmentadas em uma cadeia produtiva que não se apoiava mais