Análise regulatória das excludentes de responsabilidade por caso fortuito ou força maior na indisponibilidade de linha de transmissão de energia elétrica no Brasil

Abstract

O presente trabalho analisa os requerimentos de isenção de Parcela Variável por Indisponibilidade (PVI), em decorrência de eventos de caso fortuito e força maior, de concessionárias de transmissão de energia elétrica submetidos à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A metodologia desdobrou-se em três etapas: levantamento e análise documental de processos administrativos da ANEEL no período de 2016 a 2025; a mensuração quantitativa dos resultados desses requerimentos; e a subsequente elaboração de uma matriz de risco que sintetiza a alocação de responsabilidades. Os resultados revelaram que apenas 19,15% dos pedidos foram deferidos total ou parcialmente, enquanto 80,85% foram indeferidos, indicando que a maior parcela do risco permanece sob responsabilidade das transmissoras. O tempo médio de deliberação pela ANEEL foi de 415 dias. Entre os eventos alegados pelas transmissoras, "condições atmosféricas adversas" e "sabotagem de terceiros" representam os maiores impactos financeiros, mas a agência concluiu, respectivamente, em 100% e 89% dos casos, que tais ocorrências não excluíam a responsabilidade da concessionária. Esses achados apontam para a necessidade de aprimorar as regras de alocação de risco e oferecem subsídios para que a ANEEL e o Operador Nacional do Sistema (ONS) definam critérios objetivos para a classificação de indisponibilidades e o cálculo da PVI por excludente de responsabilidade, bem como para o refinamento do sistema de dados, visando maior transparência e eficiência no setor. Ao reduzir assimetria de informação no setor, o estudo também contribui para melhor precificação pelos investidores nos futuros leilões de transmissões.

The present study analyzes requests for exemption from the Variable Portion for Unavailability (PVI), arising from events of fortuitous circumstance and force majeure, submitted by electric power transmission concessionaires to the National Electric Energy Agency (ANEEL). The methodology unfolded in three stages: (i) a survey and documentary analysis of ANEEL’s administrative processes from 2016 to 2025; (ii) the quantitative measurement of the outcomes of these requests; and (iii) the subsequent development of a risk matrix that synthesizes the allocation of responsibilities. The results revealed that only 18.37% of the requests were granted in whole or in part, while 81.63% were denied, indicating that the greater share of risk remains with the transmission companies. The average deliberation time by ANEEL was 415 days. Among the events alleged by the concessionaires, “adverse atmospheric conditions” and “third-party sabotage” accounted for the highest financial impacts, but the agency concluded, in 100% and 89% of the cases respectively, that such occurrences did not absolve the concessionaire of responsibility. These findings highlight the need to enhance the administrative process and risk-allocation rules and provide guidance for ANEEL and the National System Operator (ONS) in defining objective criteria for classifying unavailabilities and calculating the PVI under excludable liability, as well as for refining the data system, with a view to greater transparency and efficiency in the sector. By reducing information asymmetry, the study also contributes to more accurate pricing by investors in future transmission auctions.