REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2184/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa os limites regulatórios de perdas a serem utilizados nos processos tarifários de CEA, CERR, Amazonas Energia e Boa Vista Energia até o processo tarifário de 2025; os limites de Perdas, Custos Operacionais, DECi e FECi a serem atingidos ao final do ano de 2017 pelas Distribuidoras Designadas; bem como o valor da Remuneração Adequada de Referência a ser utilizada nos empréstimos da RGR.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-12-08
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004245/2016-77
INTERESSADO: Órgãos ou entidades da administração pública federal designados para a prestação do serviço
público de distribuição de energia elétrica, Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA e Companhia Energética de
Roraima - CERR.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: Diretoria-DIR
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública n. 63/2016 que tratou da regulamentação da Portaria do Ministério de
Minas e Energia – MME nº 388/2016, que trata dos termos e condições para a Prestação do Serviço Público de
Distribuição de Energia Elétrica por Órgão ou Entidade da Administração Pública Federal.
I – RELATÓRIO
1. O art. 4º da Lei nº 13.299/2016 introduz o art. 4º-A na Lei nº 12.111/2009 que estabelece novos
níveis regulatórios de perdas para as concessionárias em Estados da Federação cujas capitais não estavam
interligadas ao Sistema Interligado Nacional – SIN – na data de 09/12/2009.
2. As Leis nº 13.299/2016 e 13.360/2016, alteram a regra de cálculo do custo médio de potência e
energia comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada do SIN, o chamado ACR Médio.
3. Na hipótese de não prorrogação de uma concessão de distribuição, o art. 8º da Lei nº 12.783/2013
determina que haja licitação para contratação de um novo concessionário. Tal artigo foi alterado pela Lei nº
13.360/2016 para permitir que a licitação possa ser feita por meio da troca do controle societário do prestador
temporário do serviço, com novo contrato de concessão.
4. O art. 9º, por sua vez, define as condições de prestação temporária do serviço de distribuição até
que haja assunção por novo concessionário. Os §§ 2º ao 6º definem condições diferenciadas para assegurar a
continuidade do serviço prestado. Quando da abertura da Audiência Pública, somente órgão ou entidade da
administração pública federal poderia ser designado nestas condições. No entanto, a Lei nº 13.360/2016 trouxe uma
inovação ao permitir que a União ofereça as mesmas condições à pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de
Estado, do Distrito Federal ou de Município.
5. No dia 22/07/2016, na 165ª Assembleia Geral Extraordinária, os acionistas da Eletrobrás decidiram
não aprovar a prorrogação das concessões da Ceal, Cepisa, Eletroacre, Ceron, Boa Vista Energia e Amazonas
Energia. A CEA não teve sua concessão prorrogadas por não reunir todos os requisitos de adimplência na data limite
para a prorrogação. A CERR não teve sua concessão prorrogada por decisão do Poder Concedente, conforme
recomendação da ANEEL.
6. Em 28/07/2016, o Ministério de Minas e Energia – MME (Portaria nº 388/2016) definiu os termos e
condições para a Prestação do Serviço Público por órgão ou entidade da administração pública federal, nos termos
do art. 9º, § 1º, da Lei nº 12.783/2013.
7. Em 03/08/2016, o MME (Portarias nº 420, 421, 422, 423, 424 e 425/2016) designou a Amazonas
Energia, Eletroacre, Ceron, Cepisa, Ceal e Boa Vista Energia, respectivamente, como responsáveis pela prestação
do serviço público de distribuição de energia elétrica com vistas a garantir a continuidade do serviço até 31/12/2017

ou até a assunção de novo concessionário, o que ocorrer primeiro. A Boa Vista Energia, a partir de 1º/01/2017 passa
a atender os usuários da Companhia Energética de Roraima – CERR, cuja concessão fica extinta a partir de então
(Despacho sem número do Ministro de Minas Energia, publicado no DOU de 26/09/2016).
8. No dia 23/08/2016, a Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA (Portaria nº 442/2016) foi
designada como responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica com vistas a garantir
a continuidade do serviço até 31/12/2017 ou até a assunção de novo concessionário, o que ocorrer primeiro. Como a
data da designação antecede a publicação da Lei nº 13.360/2016, a designação da CEA não aplicou as condições da
Portaria nº 388/2016-MME.
9. Em 13/09/2016 foi instaurada a Audiência Pública nº 63/2016, cujo período de contribuições se
estendeu até 15/10/2016. Em razão da relevância e urgência das medidas propostas, o Despacho nº 2.447, de
13/09/2016 definiu, cautelarmente, a aplicação imediata de parte dos dispositivos constantes da minuta de Resolução
Normativa submetida à Audiência Pública.
10. A Nota Técnica nº 415/2016-SCT-SRD-SRM-SRG-SGT-SFF-SFE-ASD/ANEEL, de 25/11/2016,
analisa as contribuições da referida Audiência e traz as recomendações das áreas técnicas.
11. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
12. Na hipótese de não prorrogação das concessões, cabe ao Poder Concedente e à ANEEL assegurar
a continuidade e a prestação adequada do serviço prestado até que haja licitação e assunção por um novo
concessionário. Em primeiro lugar, importante conceituar a definição de Distribuidora Designada, para as quais se
aplicam todos os dispositivos constantes da presente decisão. Distribuidora Designada é o órgão ou entidade da
administração pública federal responsável, por decisão do Poder Concedente, pela prestação do serviço público de
distribuição de energia elétrica em razão da não prorrogação de determinada concessão conforme §1º do art. 9º da
Lei nº 12.783/2013, bem como a pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de
Município, que seja designada para a mesma finalidade e autorizada pela União a utilizar as prerrogativas constantes
dos §§ 2º ao 6º do art. 9º da Lei nº 12.783/2013. Até a presente data, trata-se de Amazonas Energia, Boa Vista
Energia, Ceal, Cepisa, Ceron e Eletroacre. A inclusão de CEA e CERR nas mesmas condições depende de decisão
do Ministério de Minas e Energia.
13. A equação para assegurar a continuidade do serviço prestado tem três dimensões: 1) gestão; 2)
receitas reguladas; 3) empréstimo com condições reguladas. As seções seguintes detalham cada uma delas.
II.1 Gestão
14. Em primeiro lugar, para que tenha início o repasse dos recursos de encargos setoriais, empréstimos
com recursos da RGR e reajustes e revisões tarifárias, os administradores da Distribuidora Designada, bem como os
representantes do sócio controlador deverão assinar Termo Compromisso por meio do qual se comprometem a
observar as condições da pela continuidade e adequação o serviço prestado, sobretudo com relação aos seguintes
parâmetros:
I – Adimplência setorial.
II – Perdas de Energia Elétrica.
III – Custos Operacionais.
IV – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC).
V – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC).

VI – Qualidade da informação prestada à ANEEL
VII – Cumprimento de determinações da fiscalização da ANEEL.
15. Com relação à gestão, não cabe à ANEEL tomar decisão quanto aos gestores, como no caso de
uma Intervenção Administrativa. No entanto, o acompanhamento das ações da administração ao longo do período de
prestação temporária deve assegurar melhoria do desempenho operacional dessas empresas. Outra preocupação
relevante é que a gestão garanta adimplência setorial e assegure qualidade às informações encaminhadas ao
regulador. Como a Lei nº 13.360/2016 prevê a possibilidade de licitação para a troca de controle societário da
Distribuidora Designada, associada a um novo contrato de concessão, o aprimoramento da gestão se mostra
imprescindível para o sucesso da solução definitiva para adequação do serviço público de distribuição nas respectivas
áreas.
16. Considerando os resultados obtidos pelas distribuidoras em análise, pode-se identificar três
dimensões principais que contribuem para a atual condição de insustentabilidade dessas empresas, são elas: 1)
custos operacionais; 2) perdas não técnicas; e 3) qualidade do serviço. A grande discrepância entre os valores
praticados pelas distribuidoras e os patamares reconhecidos na tarifa conduz a impactos significativos no resultado
dessas empresas, comprometendo sua a capacidade de realizar os investimentos necessários e prestar o serviço
adequadamente. As distribuidoras só serão sustentáveis sob o ponto de vista econômico-financeiro se houver
convergência entre os valores praticados e os referenciais eficientes reconhecidos pela ANEEL.
17. Por se tratar de um período transitório, de curta duração e considerando que os resultados de ações
de melhoria de gestão, via de regra, demandam um prazo para apresentar efeitos significativos, propõe-se que os
valores máximos admissíveis de cada uma dessas dimensões sejam pautados pelo princípio de uma trajetória de
melhoria no desempenho. Altera-se, portanto, o entendimento colocado em Audiência Pública, de que bastava que a
gestão atual não piorasse o desempenho em relação a um histórico recente. Essa alteração de entendimento é fruto
de novas análises e discussões sobre o assunto, ponderando-se que as distribuidoras estão recebendo recursos
setoriais para operar as redes.
18. No que se refere aos custos operacionais, todas as Distribuidoras Designadas se encontram
distantes dos referenciais regulatórios tendo, portanto, elevado potencial de redução. Serão estabelecidos limites para
o fim do ano de 2017 exigindo a velocidade máxima de redução prevista no Submódulo 2.2 do PRORET, de 5% ao
ano. A base será o PMSO de Referência Ajustado e do PMSO Ajustado sem Provisões (de maneira a evitar que as
provisões tenham efeito preponderante no resultado da apuração da meta) de 2015, atualizado pelo IPCA
trimestralmente a partir de janeiro de 2016.
19. Com relação às perdas não técnicas, com exceção da Amazonas e Boa Vista, cujas trajetórias foram
estabelecidas pela Lei nº 13.299/2016, os limites definidos têm como referência o potencial e a velocidade de redução
calculados com base na metodologia de regulação das perdas não técnicas, prevista no Submódulo 2.6 do PRORET.
20. Sobre a continuidade do serviço prestado, serão monitorados os indicadores de continuidade
globais de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC – e Equivalente de Interrupção por
Unidade Consumidora – FEC. Acata-se a contribuição apresentada na AP de se realizar o acompanhamento pelos
indicadores internos, que são os indicadores que apuram apenas as interrupções ocorridas no sistema de distribuição.
Propõe-se que a empresa melhore o desempenho no período na mesma taxa de melhoria exigida pelos limites.
21. Deve ser ressaltado, que os referenciais aqui apresentados dizem respeito somente ao
monitoramento da gestão operacional, sem qualquer implicação em reconhecimento tarifário ou cálculo de
compensações individuais. Além disso, o monitoramento da CEA depende de decisão do Poder Concedente de
estender as prerrogativas dos §§ 2º ao 6º do art. 9º da Lei nº 12.783/2013 àquela empresa. A tabela a seguir ilustra

os limites propostos para cada uma das Distribuidoras Designadas. Para fins de apuração do resultado de custos
operacionais, os referenciais deverão ser devidamente atualizados pelo IPCA.
Tabela 1 – Limite para o fim de 2017 para a gestão operacional
Variação

| Indicador | Empresa | Apurado Limite 2017 | (%) | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PMSO Ref. Ajustado (R$.mil/ano) | Amazonas 864.502 | 821.277 | -5,00% | -43.225 |  |
| PMSO Ref. Ajustado (R$.mil/ano) | Boa Vista | 178.290 | 169.375 | -5,00% | -8.915 |
| PMSO Ref. Ajustado (R$.mil/ano) | Ceal | 384.705 | 365.470 | -5,00% | -19.235 |
| Cepisa | 459.231 | 436.270 | -5,00% | -22.961 |  |

PMSO Ref. Ajustado (R$.mil/ano)

| PMSO Ref. Ajustado (R$.mil/ano) | Ceron | 311.976 | 296.378 | -5,00% | -15.598 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PMSO Ref. Ajustado (R$.mil/ano) | Eletroacre 156.712 | 148.877 | -5,00% | -7.835 |  |
| PMSO Ref. Ajustado s/ provisões (R$.mil/ano) | Amazonas 731.707 | 695.121 | -5,00% | -36.586 |  |
| Boa Vista | 95.921 | 91.125 | -5,00% | -4.796 |  |

PMSO Ref. Ajustado s/ provisões (R$.mil/ano)

| PMSO Ref. Ajustado s/ provisões (R$.mil/ano) | Ceal | 346.817 | 329.477 | -5,00% | -17.340 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PMSO Ref. Ajustado s/ provisões (R$.mil/ano) | Cepisa | 476.859 | 453.016 | -5,00% | -23.843 |
| PMSO Ref. Ajustado s/ provisões (R$.mil/ano) | Ceron | 324.072 | 307.868 | -5,00% | -16.204 |
| Eletroacre 181.502 | 172.427 | -5,00% | -9.075 |  |  |

PMSO Ref. Ajustado s/ provisões (R$.mil/ano)

Amazonas 39,21 36,99 -5,66% - 2,22
DECi

Boa Vista 11,38 10,36 -8,96% - 1,02
DECi

DECi Ceal 25,02 23,92 -4,40% - 1,10
Cepisa 23,53 21,74 -7,61% - 1,79
DECi
-8,46% - 2,72

DECi Ceron 32,14 29,42
Eletroacre 50,45 44,96 -10,88% - 5,49
DECi

CEA 66,51 64,96 -2,33% - 1,55
DECi

FECi Amazonas 20,53 19,37 -5,65% - 1,16
Boa Vista 11,78 11,3 -4,07% - 0,48
FECi
-9,56% - 1,72

FECi Ceal 17,99 16,27
Cepisa 16,87 15,01 -11,03% - 1,86
FECi

Ceron 20,31 17,57 -13,49% - 2,74
FECi

FECi Eletroacre 34,86 30,53 -12,42% - 4,33
CEA 32,74 32,13 -1,86% - 0,61
FECi

| Perdas Totais (% Energia injetada) | Amazonas | 40,28% | 39,05% -3,05% | -1,2% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Perdas Totais (% Energia injetada) | Boa Vista | 12,88% | 12,69% -1,48% | -0,2% |
| Perdas Totais (% Energia injetada) | Ceal | 25,23% | 24,07% -4,60% | -1,2% |
| Perdas Totais (% Energia injetada) | Cepisa | 30,48% | 28,96% -4,99% | -1,5% |
| Perdas Totais (% Energia injetada) | Ceron | 27,77% | 24,62% -11,34% | -3,2% |
| Perdas Totais (% Energia injetada) | Eletroacre | 23,32% | 22,44% -3,77% | -0,9% |
| Perdas Totais (% Energia injetada) | CEA | 39,97% | 38,90% -2,67% | -1,1% |
| Perdas Totais (% Energia injetada) | CERR | 55,39% | 53,76% -2,95% | -1,6% |

22. Com relação às empresas estaduais, os dados atualmente disponíveis na ANEEL não permitem a
definição dos referencias regulatórios de custos operacionais. Assim que as falhas de informação forem sanadas, os
limites deverão ser estabelecidos em ato da SFF, desde que utilizados os mesmos critérios aqui detalhados.
23. Adicionalmente a empresa deverá também manter-se adimplente com as obrigações intra-setoriais
no período em que começar a receber os recursos do empréstimo. Na prática isso significa que não deverão constar
registros no cadastro de inadimplentes do setor elétrico relativos ao período compreendido entre a data da designação
e a assunção do serviço público de distribuição de energia elétrica por novo concessionário a ser escolhido por meio
de licitação.
24. Por fim, propõe-se que a liberação dos recursos também esteja vinculada a um compromisso das
empresas com a qualidade das informações prestadas à Aneel, que deverão ser assinadas pelo dirigente máximo das
distribuidoras, após serem atestadas por um Conselho Fiscal.
25. Resumidamente, o acompanhamento e monitoramento da gestão durante o período de prestação
temporária do serviço de distribuição observará os seguintes passos:
 Termo do Compromisso – Os dirigentes máximos da Distribuidor Designada deverão assinar o Termo
de Compromisso, por meio do qual se comprometem a encaminhar Plano de Prestação Temporária do
Serviço de Distribuição que demonstre como preservar a continuidade do serviço, iniciar a convergência
aos referenciais regulatórios de qualidade e eficiência, além de viabilizar o processo de licitação.
Também se comprometem a prestar contas a respeito da execução do referido Plano. A assinatura do
Termo é condição precedente para a liberação dos recursos de CCC, CDE e RGR, do empréstimo com
recursos da RGR e da aplicação de reajustes e revisões tarifárias.
 Plano de Prestação Temporária do Serviço – Em 10 dias contados da publicação da Resolução
Normativa, os representantes máximos das distribuidoras e do acionista controlador de cada empresa
deve encaminhar à ANEEL um Plano para prestação do serviço até 31/12/2017, por meio do qual deverá
detalhar as ações a serem empreendidas para iniciar o processo de adequação do serviço aos
referenciais eficientes de perdas, custos operacionais e continuidade do serviço definidos pela ANEEL.
 Prestação de Contas Mensal - Os dirigentes máximos de cada empresa deverão comparecer
mensalmente à ANEEL, a partir de janeiro de 2017, para prestar contas a respeito da execução do Plano
de Prestação Temporária do Serviço, apresentando os resultados alcançados em cada um dos
indicadores monitorados, bem como ações implantadas e em fase de implementação para cumprimento
do referido plano.

Prestação de Contas Trimestral - Adicionalmente, os dirigentes máximos de cada empresa deverão
encaminhar trimestralmente à ANEEL, a partir do quarto trimestre de 2016, relatório, atestado por
Conselho Fiscal, relativo ao cumprimento do Plano de Ação até sua efetiva conclusão contendo, no
mínimo, a comparação entre os limites definidos pela ANEEL e os resultados alcançados para cada um
dos indicadores monitorados, bem como ações implantadas e em fase de implementação para
cumprimento do plano proposto.
 Ações da ANEEL - Em caso de descumprimento das condições e limites estabelecidos para qualquer
dos indicadores definidos, atestado pela análise dos relatórios trimestrais relativos ao cumprimento do
Plano de Gestão, e sem causa justificável, a ANEEL poderá determinar, por meio de ato específico, a
suspensão dos repasses de recursos de CCC, CDE e RGR, do empréstimo com recursos da RGR e da
aplicação de reajustes e revisões tarifárias, no todo ou em parte.

26. Com relação à Ceron, houve contribuição relativa à indenização das redes particulares. Nesse
sentido, a Distribuidora deverá incluir em seu Plano de Prestação Temporária do Serviço os valores mensais que
indenizará as referidas redes, bem como o prazo necessário para finalizar os pagamentos, para avaliação da ANEEL.
27. Por fim, vale registrar que o Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição substitui os
Planos de Resultados das mesmas empresas. Dessa forma, até o terceiro trimestre de 2016, as empresas devem
prestar contas sobre a implementação do Plano de Resultados. A partir do último trimestre de 2016, as prestações de
contas devem se relacionar com o Plano de Prestação Temporária do Serviço.
II.2 Receitas Reguladas
28. No que se refere às receitas reguladas, há condições específicas para a prestação do serviço
temporário e outras que independem do mesmo. Entre as condições específicas, estão a possibilidade de reverter
compensações por violação de indicadores individuais de qualidade para investimentos; voltar a aplicar reajustes e
revisões tarifárias; receber recursos da CCC, CDE e RGR nas condições definidas pela ANEEL; e condição
diferenciada para recebimento dos recursos da sub-rogação da CCC. Com relação às medidas que independem da
prestação temporária do serviço, mas coincidem com algumas das distribuidoras nesta condição, estão a flexibilização
dos referencias regulatórios de perdas para fins de cálculo das tarifas e dos repasses da CCC.
29. Com relação ao último ponto, O art. 4º da Lei nº 13.299/2016 altera a regra para definição do
referencial regulatório de perdas das distribuidoras AME, Boa Vista, CERR e CEA, na medida em que estabelece o
reconhecimento, na CCC e nas tarifas, dos custos com a compra de energia necessários para atender a diferença
entre a carga real e a carga regulatória. Ademais, estabelece regra para a definição da carga real das distribuidoras
nos processos tarifários de 2016 a 2025.
30. Com isso, para as distribuidoras AME, Boa Vista, CERR e CEA, a partir da publicação da Lei nº
13.299/20016 até o processo tarifário de 20161, não se aplica o Fator de Corte de Perdas Regulatórias, de que trata
a REN 427/2009, e a glosa de perdas da CVA energia prevista no Submódulo 4.2 dos Procedimentos de Regulação
Tarifária - Proret. No processo tarifário de 2016, as perdas regulatórias deverão corresponder às perdas reais
realizadas em 2015. Do processo tarifário de 2017 a 2025, os novos patamares das perdas regulatórias serão
reduzidos à taxa de 10% ao ano, até atingir os patamares das perdas regulatórias de 2015 definidas pela ANEEL.
Para a CERR, como não houve processo tarifário em 2015, está sendo adotado o patamar recomendado na Nota
Técnica nº 35/2016-SGT/ANEEL, aprovada pelo Despacho nº 580/2016, que recomendou a não prorrogação daquela
concessão. O gráfico a seguir apresenta a trajetória de perdas não técnicas (sobre o mercado BT) de 2016 a 2025,
para as respectivas distribuidoras.
1 Datas dos processos tarifários em 2016: AME, Boa Vista e CERR em 01/11/2016; e CEA em 30/11/2016.

Figura 1 – Trajetórias de Perdas para Amazonas Energia, Boa Vista Energia, CEA e CERR
Trajetória de Perdas Não Técncias sobre mercado de
Baixa Tensão
120,00%
100,00%
80,00%
60,00%
40,00%
20,00%
0,00%

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
AMAZONAS CEA BOA VISTA CERR BOA VISTA + CERR
31. Houve contribuição na Audiência Pública para inclusão de Ceron e Eletroacre nas mesmas
condições. No entanto, as capitais dos Estados de Rondônia e Acre já se encontravam interligadas ao Sistema
Interligado Nacional – SIN – em 09/12/2009 e, consequentemente, não atendem os requisitos da Lei nº 13.299/2016
para a flexibilização pretendida.
32. Em relação aos repasses dos encargos setoriais RGR, CCC e CDE, além da previsão legal2,
considera-se que sem o repasse dos recursos destes fundos, as distribuidoras não têm condição de cumprir com suas
obrigações setoriais que, por sua vez, ameaça a sustentabilidade do modelo do setor elétrico que tem, na adimplência
das distribuidoras, pilar fundamental para garantir os fluxos de pagamentos de geradores, transmissores e
beneficiários dos próprios encargos.
33. No entanto, há de se ter o cuidado de separar os horizontes temporais: antes e depois da designação.
Após a designação, os gestores dos encargos setoriais devem voltar a fazer os repasses usuais de CCC, CDE e RGR,
ainda que não haja certidão de adimplência relativa ao cadastro de inadimplentes do setor elétrico. A condição
precedente é somente a assinatura dos Termos de Compromisso. No entanto, débitos e créditos com os fundos
setoriais, anteriores a tal período, são questões a serem resolvidas pelos acionistas das concessionárias que não
tiveram suas concessões prorrogadas.
34. Com relação aos recursos da CCC, há investimentos importantes a serem feitos, que trarão redução
de dispêndios da CCC e, portanto, enquadráveis como sub-rogação dos recursos do fundo, mas que não são
concluídos porque as distribuidoras designadas não têm condições financeiras de executar as obras para
posteriormente serem reembolsadas. Nesse sentido, utilizando a competência legal conferida à ANEEL de regular a
forma de contratação e repasse dos recursos da CCC, recomenda-se que os valores sejam parcialmente liberados
antes do início das obras e as parcelas restantes sejam liberadas à medida em que a obra avança. O enquadramento
da obra e as condições de liberação dos recursos será definida em ato específico. Houve contribuição para que a
ANEEL elevasse o percentual passível de sub-rogação para 100%, mas trata-se de alteração na política de utilização
dos recursos do fundo, cuja competência não foi atribuída à ANEEL.
2 O § 4º do art. 9º da Lei nº 12.783/2013 autoriza o órgão ou entidade da administração pública federal a receber e contratar recursos da
CCC, CDE e RGR, nos termos definidos pela ANEEL.

35. No que se refere às receitas tarifárias, durante o período de designação, as Distribuidoras Designadas
voltam a aplicar os resultados dos reajustes e revisões tarifárias, desde que assinem os Termos de Compromisso.
Nos processos de revisão tarifária, sugere-se que seja reavaliada toda a Base de Remuneração, com vistas a melhor
definição do equilíbrio econômico e financeiro. Por fim, a Boa Vista Energia S. A. deverá aplicar as tarifas homologadas
em seu processo tarifário mais recente entre a data que assumir, por determinação do Poder Concedente, a prestação
do serviço público de distribuição na área anteriormente atendida pela CERR, e seu processo tarifário subsequente.
36. Sobre as compensações individuais, embora tenha havido contribuição da Audiência Pública no
sentido de estender o tratamento diferenciado às compensações relacionadas a atividades comerciais, preserva-se a
proposta submetida à Audiência Pública de que as Distribuidoras Designadas possam converter somente as
compensações individuais relacionadas aos indicadores de continuidade e conformidade em investimentos na área
de concessão, contabilizando os valores apurados como Obrigações Especiais. Trata-se de mecanismo que busca
não agravar o problema de fluxo de caixa destas distribuidoras e direcionar recursos para investimentos a serem
utilizados na adequação do serviço prestado.
II. 3 Empréstimo da RGR
37. A ANEEL deve regular as condições do empréstimo de recursos da RGR para assegurar a condição
mínima de sustentabilidade das distribuidoras em regime temporário, ou seja, assegurar que haja recursos suficientes
para garantir o cumprimento das obrigações intrassetoriais (compra de energia, transmissão de energia e encargos
setoriais), as despesas para operação e manutenção relativas à atividade de distribuição, os investimentos mínimos
em reposição, além do pagamento dos juros da dívida.
38. Conforme orientação da Portaria nº 388/2016-MME será operacionalizado empréstimo com recursos
da RGR para atender o conceito de remuneração adequada de que trata o § 6º do art. 9º da Lei nº 12.783/2013. O
conceito de remuneração adequada foi definido pelo Poder Concedente de acordo com a condição mínima de
sustentabilidade dos contratos de concessão prorrogados, ou seja, assegurar que haja geração de caixa suficiente
para os investimentos em reposição de ativos e pagamento dos juros da dívida. Em razão da fragilidade das
informações contábeis das distribuidoras, as áreas técnicas propuseram adoção de um cálculo regulatório, detalhado
na Nota Técnica, cujos resultados são reproduzidos na tabela a seguir.

Tabela 2 – Valor referencial do empréstimo com recursos da RGR

| R$ Milhões | Ame | Boa Vista | Ceal | Cepisa | Ceron Eletroacre | Total |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| VPB Regulatório - IRT 2015 | 381 | 71 | 374 | 406 | 307 | 143 | 1.683 |
| Perdas na Geração | (134) | (2) | - | - | (6) | (3) | (146) |
| Perdas na Distribuição | (452) | - | (58) | (85) | (144) | (12) | (750) |
| (1) VPB Esperado | (205) | 68 | 316 | 321 | 158 | 128 | 787 |
| PMSO Caixa 2015 | (1.368) | (249) | (397) | (508) | (312) | (186) | (3.020) |
| Ajustes | 503 | 71 | 12 | 49 | - | 29 | 664 |
| (2) PMSO Ajustado | (865) | (178) | (385) | (459) | (312) | (157) | (2.355) |
| EBITDA Ajustado = (1) + (2) | (1.069) | (110) | (69) | (138) | (154) | (29) | (1.568) |
| QRR | (14) | (9) | (53) | (30) | (31) | (17) | (154) |
| Juros | (297) | (19) | (188) | (273) | (83) | (52) | (912) |
| Remun. Refer. (RR) | (1.380) | (138) | (309) | (441) | (269) | (98) | (2.634) |
| RR após IRT 2016 | (794) | (136) | (309) | (441) | (269) | (98) | (2.046) |

Valores Mensais

Remun. Refer. (RR) (115) (11) (26) (37) (22) (8) (220)
RR após IRT 2016 (66) (11) (26) (37) (22) (8) (170)
39. Mensalmente, portanto, serão emprestados, aproximadamente, R$ 220 milhões de recursos da RGR.
À medida em que forem processados os reajustes, os valores decrescerão para, aproximadamente, R$ 170 milhões
ao mês. De partida, empresta-se o menor valor entre a disponibilidade de recursos da RGR e os cálculos referenciais
apresentados na tabela anterior. Posteriormente, a SFF também irá apurar os resultados efetivamente realizados e,
caso sejam menores do que os valores referenciais, deverão ser aplicados os valores realizados. Além disso, na
hipótese de o Poder Concedente autorizar a CEA a utilizar as prerrogativas dos §§ 2º ao 6º do art. 9º da Lei nº
12.783/2013 e desde que a empresa saneie as informações financeiras encaminhadas à ANEEL, a SFF poderá
homologar os valores a serem emprestados à distribuidora, utilizando a mesma metodologia empregada para as
demais Distribuidoras Designadas.
40. Resumidamente, há carência para que a amortização só tenha início após a assunção do serviço por
novo concessionário, além de a taxa de juros refletir condição de mercado, de 111% da SELIC. A tabela a seguir
apresenta, em síntese, as condições do empréstimo:
Tabela 3 – Condições do empréstimo com recursos da RGR
Pagamentos Condições
Prazo 48 (quarenta e oito) meses após a assinatura do contrato de concessão.
Carência de Amortização de 12 (doze) meses após a assinatura do contrato de concessão para amortização de principal
Principal e Juros e para juros.
Amortizações e juros 36 (trinta e seis meses) após a carência.
Taxa de Juros 111% da SELIC
Periodicidade Mensal
Em caso de inadimplência Multa de 2% e mora de 1% a.m.
Sistema de Amortização Tabela Price.

Pagamentos Condições
Vinculação de receita própria (recebíveis) da distribuidora;
Garantia
Direitos de indenização da concessionária, em caso de extinção da concessão.
II. 4 Inadimplência intrassetorial pré-designação
41. As Distribuidoras Designadas têm passivos relativos ao período anterior à designação denunciados
no Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico. Por outro lado, as mesmas distribuidoras possuem créditos junto aos
fundos setoriais relativos ao mesmo período. A distribuidora não recebeu tais créditos exatamente porque estava
inadimplente com obrigações intrassetoriais. No entanto, em razão do fim da concessão, afasta-se a vedação dos
repasses como forma de incentivar o concessionário a voltar a ficar adimplente. Entende-se oportuno e conveniente
que os créditos das distribuidoras juntos aos fundos setoriais sejam utilizados para repasse direto aos credores das
mesmas distribuidoras como forma de reduzir a inadimplências destas distribuidoras com obrigações setoriais.
42. Nesse sentido, o gestor dos fundos setoriais deve informar à ANEEL o valor dos créditos de cada
uma das distribuidoras relativo ao período anterior à designação. Paralelamente, as distribuidoras devem requerer à
ANEEL a utilização dos créditos para a finalidade pagamento de suas inadimplências setoriais, devendo discriminar
cada um dos débitos, o valor histórico, o valor corrigido e a competência a que se refere. Uma vez considerados
elegíveis ao pagamento, o gestor dos fundos setoriais será autorizado, por ato específico, a transferir os créditos junto
aos fundos setoriais diretamente para os credores das concessionárias de distribuição. Os repasses deverão ser feitos
pela ordem de antiguidade do débito, do mais antigo para o mais novo.
43. Houve contribuições solicitando que as distribuidoras fossem obrigadas a utilizar os créditos junto aos
fundos setoriais para reduzir a inadimplência anterior ao período de designação e que houvesse priorização de
pagamentos de CCEARs e dos agentes que não são beneficiários da CCC.
44. Com relação à obrigação de utilizar os créditos, trata-se de direito do agente e não se justifica uma
intervenção regulatória no sentido de vincular o uso do recurso, sem qualquer liberdade de gestão à empresa. No
entanto a ANEEL fará gestão durante o período de prestação temporária para que os débitos das Distribuidoras
Designadas relativos ao período anterior à designação sejam integralmente quitados, seja por meio da possibilidade
de utilização dos créditos junto aos fundos setoriais, seja de outra forma que o agente julgar mais adequada.
45. Com relação à priorização da utilização dos recursos dos fundos setoriais, mantem-se a
recomendação de que os pagamentos sejam feitos por antiguidade do débito da distribuidora, do mais antigo para o
mais recente. No entanto, só devem ser quitados os débitos incontroversos, ou seja, aqueles que não resta dúvida de
que são passíveis de cobertura tarifária ou por fundo setorial (e não um débito da empresa sem possibilidade de
repasse para as tarifas ou fundos setoriais). Dentre os créditos controversos estão, por exemplo, os valores devidos
aos fornecedores de combustíveis em sistemas isolados. Há dúvida relevante se são passíveis de repasse para o
fundo CCC, dado que ainda não há conclusão quanto ao processo de auditoria/fiscalização que definirá com clareza
quais valores são passíveis de repasse para a CCC, quais valores foram glosados, mas são passíveis de cobertura
por meio dos R$ 3,5 bilhões de bonificação de outorga, e quais valores foram desembolsados pelas concessionárias
de distribuição, mas não são passíveis de repasse por nenhum dos mecanismos mencionados. Neste último caso,
trata-se de dívida da distribuidora sem possibilidade de repasse intrassetorial.
I.5 Regime de Sanções
46. Verifica-se que aplicação de sanções às empresas regidas pela Portaria MME nº 388/2016 teria como
efeito agravar ainda mais a situação econômica e financeira, com provável reflexo na qualidade do serviço por elas
prestado. Com efeito, a deterioração da qualidade do serviço é justamente o oposto do que se busca com o
estabelecimento de condições especiais para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica por

órgão ou entidade da Administração Pública Federal, bem como a aplicação de penalidades não é a principal função
da ação fiscalizadora da ANEEL que, nos termos do Decreto nº 2.335/1997, "visará, primordialmente, à educação e
orientação dos agentes do setor de energia elétrica (...)"
47. Nesse sentido, recomenda-se que seja estabelecido regime excepcional de sanções regulatórias a
ser aplicado às Distribuidoras Designadas contemplando caráter exclusivamente orientativo e/ou determinativo, sem
a imposição de penalidades, das ações fiscalizadoras cujos Termos de Notificação sejam emitidos durante o período
de designação. Cumpre esclarecer que o regime excepcional de sanções regulatórias proposto também deve ser
aplicável a eventuais penalidades relativas ao não cumprimento de metas de universalização estabelecidas.
48. Adicionalmente, no sentido de não aprofundar o desequilíbrio econômico financeiro das
Distribuidoras, deve ser autorizada a suspensão da exigibilidade das multas irrecorríveis e decorrentes das ações
fiscalizadoras cujos Termos de Notificação tenham sido emitidos anteriormente à designação, mediante a
apresentação de Termo de Renúncia à Prescrição do processo, garantido seu pagamento ao término do período de
designação por novo concessionário.
III – DIREITO
49. A presente análise foi realizada com observância da Lei nº 12.783/2013 e Portaria MME nº 388/2016.
IV – DISPOSITIVO
50. Do exposto e do que consta no Processos n° 48500.004245/2016-77 voto por:
1) Aprovar Resolução Normativa, conforme minuta anexa, que disciplina os termos e condições para a
prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica por Distribuidora Designada até a
assunção por novo concessionário.
2) Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, com os limites regulatórios de perdas a serem
utilizados nos processos tarifários de CEA, CERR, Amazonas Energia e Boa Vista Energia até o processo
tarifário de 2025; os limites de Perdas, Custos Operacionais, DECi e FECi a serem atingidos ao final do
ano de 2017 pelas Distribuidoras Designadas; bem como o valor da Remuneração Adequada de
Referência a ser utilizada nos empréstimos da RGR.
3) Determinar que a SFE realize fiscalização, com o apoio da SGT, para validar os índices de perdas
realizados pela CERR no ano de 2015.
Brasília, 29 de novembro de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor