REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2169/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Altera a redação dos artigos 11 e 12, e substitui a Tabela 9 do anexo da Resolução Homologatória ANEEL 1.976 de 27.12.2015, que estabelece os valores e a vigência dos componentes Pd e T do Fator X, e das perdas não técnicas.
Assunto: Alteração
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-11-14
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.006192/2014-67
INTERESSADO: DME Distribuição S.A. – DMED.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos.
RESPONSÁVEL: Diretoria - DIR.
ASSUNTO: Pedido de Reconsideração interposto pela DME Distribuição S.A. – DMED em face da
Resolução Homologatória nº 1.976/2015, que homologou o resultado da Quarta Revisão Tarifária, as Tarifas
de Energia – TEs e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSDs da Recorrente, e deu outras
providências.
I – RELATÓRIO
A Quarta Revisão Tarifária Periódica – RTP da DME Distribuição S.A. – DMED foi aprovada
pela Diretoria da ANEEL por meio da Resolução Homologatória - REH n° 1.976, de 27/10/2015.
2. Em 09/11/2015, tempestivamente1, a DMED, protocolou Pedido de Reconsideração em face
da referida Resolução.
3. Em 16/11/2015, o processo foi a mim distribuído para análise do pedido de reconsideração,
sendo encaminhado à Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, para manifestação.
4. O Conselho de Consumidores da DMED, o CONCCEL2, também se manifestou a respeito
do Pedido de Reconsideração interposto pela empresa por meio da Carta SECC n° 39/2015, de 16/12/2015.
5. Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia - MME,
foi assinado o Sexto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 49/1999, tendo por objeto formalizar a
prorrogação da concessão pelo período de 30 anos. A assinatura do Termo Aditivo implicou na alteração
do ciclo tarifário de quatro para cinco anos, além de ter modificado a data de aniversário contratual.
6. Em 03/11/2016, por meio da Nota Técnica - NT nº 363/2016-SGT/ANEEL, a SGT se
manifestou sobre o Pedido de Reconsideração apresentado e apresentou proposta de retificação, de ofício,
do resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da DMED em razão da prorrogação da concessão.
7. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
1 A REH n° 1.976/2015 foi publicada em 28/10/2015 (quarta-feira), tendo o prazo recursal terminado em 07/11/2015 (sábado),
protocolado.
sonde estendido até o primeiro dia útil, 09/11/2015 (segunda-feira), data em que o pedido de reconsideração foi
2 Conselho de Cidadãos Consumidores de Energia Elétrica de Poços de Caldas.

8. Em seu pedido de reconsideração a DMED requer que a receita obtida com a prestação do
serviço de iluminação pública não seja parcialmente revertida para a modicidade tarifária.
9. Sobre o assunto, o compartilhamento de receitas decorrentes da prestação de serviço que
não apenas o de distribuição de energia está previsto na legislação e resoluções setoriais, bem como nos
contratos de concessão das distribuidoras. O Submódulo 2.7 do PRORET, que regulamenta esse tema,
dispõe que as Outras Receitas podem ser classificadas em duas categorias, de acordo com sua natureza:
(i) receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica, e (ii) receitas de outras atividades
empresariais, sejam elas atividades acessórias próprias ou atividades acessórias complementares
10. Dentre as atividades acessórias complementares, que são aquelas que se caracterizam
como atividade não regulada e cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição
de energia elétrica, podendo ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, está elencada a
atividade objeto deste recurso.
11. No item 3.3 do referido Submódulo, está definido que o compartilhamento das receitas
decorrentes das atividades acessórias complementares será de 60% da receita bruta, ou seja, essa parcela
da receita será destinada à modicidade tarifária e a parcela restante de 40% é destinada à concessionária.
12. No pedido de reconsideração, a DMED argumenta que o regulamento "foi aplicado para
realização da 4ª RTP sem se atentar para as especificidades dessa concessionária, que consiste em uma
empresa pública, de capital fechado, integrante da administração pública indireta municipal, ou seja,
pertencente unicamente ao Município de Poços de Caldas'.
13. De acordo com a concessionária, atendendo ao comando legal da ANEEL, transferiu em
2011 todos os ativos de iluminação pública para a Prefeitura Municipal, e que realiza "em cumprimento ao
disposto nos art. 6º e 7º da Lei Municipal nº 7.742/2002 (...) e ao Termo de Convênio nº 045/2012 (...), a
prestação de serviço de implantação e manutenção da iluminação pública. E segundo o comando desses
instrumentos normativos, a DMED deverá apenas recuperar as despesas, oriundas dessas atividades".
14. Assim, a DMED afirma que contratou uma empresa terceirizada para a prestação do serviço
e que os custos para essa prestação são controlados por meio de Ordens de Serviço (ODS). Mensalmente,
a concessionária realiza o encerramento das ODS, efetuando apenas "(...) uma recuperação de despesas,
levando a débito da conta CIP, consoante determinado no Termo de Convênio firmado pelas partes".
15. Alega a empresa que a contabilização dessa receita é realizada conforme determinado pelo
Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), item 7.2.178, transcrita abaixo:
Debita-se a conta 112.51.2 – Outros
Credita-se: 611.0x.x.9.11 Renda de Prestação de Serviços
Conta - Código: 611.0X.X.9.11 Título: Renda da Prestação de Serviços
16. Desta maneira, a concessionária argumenta que como a operação transita pela conta
"outras receitas", a SGT aplicou a metodologia, estabelecida no PRORET, de capturar 60% da receita com
a prestação do serviço de iluminação pública para a modicidade tarifária, sem levar em consideração as
particularidades apresentadas por ela, de que os valores que transitam nessa conta se referem somente à
despesas. Dessa forma, a DMED argumenta que não aufere nenhum lucro com a operação, "(...) sendo
apenas gestor do contrato de prestação de serviços, inexistindo, portanto, qualquer relação comercial ou
econômica entre as partes".

17. De acordo com a empresa, o prejuízo causado a ela seria da ordem de R$ 1,2 milhões
anuais, o que representaria 9% da remuneração do capital investido por ela, "(...) podendo acarretar inclusive
um desequilíbrio financeiro do contrato de concessão".
18. Em análise do recurso, a SGT destacou que há exceções a esse compartilhamento de 60%
da receita decorrente das atividades acessórias complementares, listadas no item 3.3 do Submódulo 2.7,
porém nenhuma diz respeito a prestação de serviço de iluminação pública. Segundo a Superintendência, o
referido Submódulo não prevê nenhuma exceção a aplicação da regra para qualquer tipo de distribuidora,
seja ela controlada pelo poder público ou não.
19. Desta maneira, do ponto de vista técnico, entende a SGT que não há como aplicar uma
regra diferente para o DMED sem que haja alteração no PRORET. Assim, mesmo que a empresa não tenha
lucro com a prestação do serviço de iluminação pública, a receita auferida deve ser compartilhada com os
consumidores.
20. Adicionalmente, a SGT salientou que o entendimento da DMED quanto à motivação para a
reversão para a modicidade tarifária das receitas auferidas com a atividade acessória de iluminação pública
é equivocada. A empresa dá a entender que para a reversão para a modicidade seria necessário embutir
um lucro nos valores cobrados, de maneira a compensar a parcela da receita que é revertido para a
modicidade tarifária, segundo metodologia do Submódulo 2.7 do PRORET.
21. Na realidade, a razão para a reversão é que os custos operacionais nas tarifas, bem como
os de custos de capital reconhecidos, já proveem, em grande medida, a infraestrutura necessária para a
prestação das atividades acessórias pela concessionária, em especial, o de prestação de serviço de
iluminação de pública.
22. Assim, independentemente de o serviço ser prestado por empresa terceirizada ou da
empresa ter embutido lucro ou não no valor cobrado da Prefeitura, a razão para a reversão para a
modicidade tarifária decorre pelo fato dos custos cobertos nas tarifas já permitirem a empresa prestar esse
serviço sem um aumento significativos de despesas. Desse modo, não há que se falar em prejuízo para a
concessionária com a reversão para modicidade tarifária.
23. Ressalta-se ainda que essa lógica não é alterada quando os custos cobertos nas tarifas não
correspondem aos custos reais da distribuidora. A metodologia de definição dos custos operacionais
regulatórios, por exemplo, estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível
eficiente dos custos operacionais que serão reconhecidos nas tarifas. A identificação do nível eficiente é
obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se em consideração as características de cada
concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos operacionais regulatórios que
serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. Assim, os custos
operacionais regulatórios não são, necessariamente, os custos reais da distribuidora.
24. No entanto, os custos continuam sendo dimensionados para a adequada prestação do
serviço de distribuição, o que incluem a infraestrutura necessária para a prestação das atividades
acessórias, razão pela qual parte dessas receitas é revertido para a modicidade tarifária.
25. Em sua manifestação, o Conselho de Consumidores discorda dos argumentos
apresentados pela DMED no pedido de reconsideração, afirmando que a relação entre a DMED e a
Prefeitura Municipal, sua única acionista, é muito particular, pois ela presta serviços que vão além da
iluminação pública. Em razão disso, além do indeferimento do pedido de reconsideração, o Conselho e

Consumidores solicita uma fiscalização da ANEEL para verificação de supostos problemas apontados na
prestação de serviços e fornecimento de materiais pela DMED à Prefeitura de Poços de Caldas-MG.
26. A respeito dos argumentos trazidos pelo Conselho de Consumidores, a SGT avaliou que os
custos com os supostos serviços prestados pela concessionária à Prefeitura compõem o custo operacional
real da concessionária. Como, no caso específico da DMED, a cobertura tarifária de custos operacionais
representa cerca de 50% do custo operacional real, a SGT avaliou não ser necessária a realização de ação
fiscalizatória extraordinária, tendo em vista que a análise comparativa por benchmarking já sinalizou que
parte significativa dos custos não deve ser repassado às tarifas.
27. Desse modo, acolho a recomendação da SGT e a manifestação do Conselho de
Consumidores, no sentido de negar provimento ao pedido de reconsideração apresentado pelo DMED.
Contudo, não verifico necessidade de determinar ação extraordinária de fiscalização na concessionária.
28. Além da análise do Pedido de Reconsideração, a SGT propôs na NT nº 363/2016SGT/ANEEL que a Diretoria promova, de ofício, algumas alterações no resultado da quarta revisão tarifária
da DMED realizado em 2015, em decorrência das alterações realizadas quando da prorrogação da
concessão.
29. Mais especificamente, em decorrência da ampliação de quatro para cindo anos do período
entre revisões tarifárias a próxima revisão tarifária do DMED ocorrerá em 2019 e não mais em 2018. Assim,
faz-se necessária a prorrogação da vigência do componente Pd e a retificação do valor do componente T
do Fator X.
30. O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido
a partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP. Desse
modo, o valor do componente Pd do Fator X independe da quantidade de anos do ciclo tarifário, fazendo-se
necessário somente a prorrogação da vigência desse componente para o ano de 2019. Por sua vez, o
componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos operacionais
regulatórios e depende do número de anos até a próxima revisão tarifária.
31. Além disso, o referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada
revisão tarifária e pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de
perdas não técnicas a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não
técnicas reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado
de baixa tensão, se mantém constante ao longo do ciclo tarifário.
32. Seguindo as regras dispostas no Submódulo 2.6 do PRORET, definiu-se para DMED o
ponto de partida de perdas não técnicas em 1,06 % sobre o mercado de baixa tensão faturado. Para o último
reajuste tarifário anterior a próxima revisão tarifária, definiu-se o percentual de 0,77% sobre o mercado de
baixa tensão faturado (correspondente a 2,5% sobre o mercado de baixa tensão medido). Ocorre que com
a modificação de anos do ciclo tarifário de 4 para 5 anos, a velocidade de redução em cada ano deve sofrer
um pequeno decréscimo.
33. Reunindo esses efeitos, o resultado ajustado da quarta revisão tarifária da DMED, com
vigência a partir de 28/10/2015, já considerando o ciclo tarifário de 5 anos, é resumido a seguir:

a) reposicionamento tarifário de 13,05%3;
b) componente T do Fator X, de 0,17%, e componente Pd do Fator X, de 1,18%, a ser
aplicado nos reajustes tarifários de 2016 a 2019; e
c) perdas de energia na rede de distribuição detalhadas na Tabela 1:
Tabela 1 – Perdas Regulatórias

| Reajuste | Reajuste | Reajuste | Reajuste |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 2016 | 2017 | 2018 | 2019 |  |
| Perdas Técnicas (sobre a energia injetada) | 4,09% | 4,09% | 4,09% | 4,09% |
| Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) | 0,94% | 0,89% | 0,83% | 0,77% |

34. Já a Tabela 2 apresenta as alterações na receita requerida da DMED decorrentes da
consideração do novo número de anos do ciclo tarifário.
Tabela 2 – Comparativo de receita requerida
Diferença
ImpactoRevisão - Impacto Revisão -
Receita Variação
Anterior Final
Requerida

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 5.144,07 | 11,87% | 8,78% | 8,78% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 301,46 | 37,14% | 8,44% | 8,44% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 66,13 | -10,36% | -0,02% | -0,02% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 3,79% | 0,62% | 0,62% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 4,25% | 0,05% | 0,05% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | - | 7,11% | 7,11% |  |
| Compensação financeira - CFURH | 7,10% | 0,01% | 0,01% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 33,28% | 0,63% | 0,63% |  |
| PROINFA | 2,86% | 0,05% | 0,05% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 235,33 | -1,93% | -0,02% | -0,02% |

ONS - - -

| Custos de Transmissão | 0,00 | -17,62% | -0,84% | -0,84% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Rede Básica | -27,77% | -0,81% | -0,81% |  |
| Rede Básica Fronteira | -23,39% | -0,22% | -0,22% |  |
| MUST Itaipu | 21,40% | 0,12% | 0,12% |  |
| Transporte de Itaipu | 35,25% | 0,08% | 0,08% |  |
| Conexão | -8,85% | -0,01% | -0,01% |  |
| Custos de Aquisição de Energia | 4.842,61 | 2,53% | 1,18% | 1,18% |
| PARCELA B | 18.624,67 | 16,33% | 4,25% | 4,26% |
| Custos Operacionais | 18.534,50 | -0,97% | -0,14% | -0,13% |
| Anuidades | 29,08% | 0,58% | 0,58% |  |
| Remuneração | 76,13 | 39,81% | 2,76% | 2,76% |
| Depreciação | 45,98% | 1,58% | 1,58% |  |
| Receitas Irrecuperáveis | 14,04 | -19,59% | -0,04% | -0,04% |
| Outras Receitas | 76,02% | -0,61% | -0,61% |  |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -100,00% | 0,13% | 0,13% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 23.768,74 | 13,03% | 13,05% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 15,07% | 15,07% |  |  |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -3,06% | -3,06% |  |  |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 25,04% | 25,06% |  |  |

35. Conforme verificado, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores mudou de 25,04%
para 25,06%. Na NT nº 363/2016-SGT/ANEEL, a SGT apresenta em maior detalhe as diferenças de receita
apresentadas na tabela 2, referentes aos itens das Parcelas A e B.
3 Lembrando que na revisão tarifária de 2015, além dos custos das Parcelas A e B contidos nas tarifas, haviam sido acrescidos
os custos decorrentes da Revisão Tarifária Extraordinária - RTE de 2015, mediante componente financeiro.

III – DIREITO
36. O presente voto tem amparo legal considerando: (a) o art. 3° da Lei nº 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004; (b) o art. 21 do
Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; (c) o Contrato de Concessão nº 49/1999; e (d) o
Submódulo 2.7 do PRORET.
IV – DISPOSITIVO
37. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.006192/2014-67, voto por:
(i) Conhecer e, no mérito, negar provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela
DME Distribuição S.A. em face da Resolução Homologatória nº 1.976/2015, que homologou
o resultado da Quarta Revisão Tarifária da concessionária;
(ii) De ofício, retificar valor do componente Pd e T do Fator X, e percentual de perdas não
técnicas determinados na referida Resolução Homologatória, conforme minuta de resolução
em anexo, com a consequente consideração de componente financeiro de R$ 23.768,74
(vinte e três mil, setecentos e sessenta e oito reais e setenta e quatro centavos), a preços
de outubro de 2015, no próximo reajuste tarifário da concessionária.
Brasília, 08 de novembro de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor