REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2096/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Copel Distribuição S.A - Copel - DIS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-06-24
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.000011/2016-51 e 48500.001756/2016-37
INTERESSADOS: COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A - COPEL-DIS
RELATOR: Tiago de Barros Correia
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT e Superintendência de Regulação dos Serviços
de Distribuição - SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A, a vigorar
a partir de 24 de junho de 2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2021, consolidados após a avaliação
das contribuições trazidas na Audiência Pública nº 20/2016.
I. RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 46/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da COPEL-DIS - Copel Distribuição S/A -
COPEL-DIS, estabelece a data de 24 de junho de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica
da concessionária.
2. As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2,
aprovadas em 28 de abril de 2015, por meio da Resolução Normativa nº 660/2015.
3. Em 19 de abril de 2016, na 13° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu
instaurar a Audiência Pública n° 20/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão
tarifária e os limites de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021. O período de contribuições se estendeu de
20 de abril a 20 de maio.

4. Nos dias 1º e 2 de junho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação
das contribuições trazidas na AP n° 20, foi encaminhada, respectivamente, à COPEL e ao Conselho de
Consumidores. Em 7 de junho, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da empresa
e a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em
que a concessionária apresentou as suas contribuições finais. O conselho de consumidores, por sua vez, optou
por não realizar a reunião.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica nº 88, de 13 de junho de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e
apresentou proposta para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades
consumidoras da COPEL, para o período de 2017 a 2021.
6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 223/2016-SRD/ANEEL, de 10 de junho de 2016.
7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 327/2015-SFF/ANEEL, de 16 de junho
de 2016.
A SGT, mediante a Nota Técnica nº 178, de 14 de junho de 2016, submeteu à Diretoria
8.
Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da COPEL.
9. Em 15 de junho de 2016, recebi em reunião os representantes da COPEL na qual solicitaram
tratativas no âmbito do processo de revisão tarifária às questões de dedução de multas aplicadas aos
fornecedores para formação do banco de preços e valoração das obras por turn key, além da solicitação de
reconhecimento dos diferimentos parciais dos componentes financeiros referentes aos Reajustes Tarifários de
2013 e 2014 já apresentado à SGT no âmbito da audiência pública. Tais solicitações também são objetos da
Carta RE-DIS-C/184/2016.
10. Em 21 de junho de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico,
administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações

setoriais para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 538/2013, registradas
em nome da COPEL1.
11. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
II.1 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
12. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a COPEL conduz
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -12,87%, sendo de -11,61% em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de -13,83%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão.
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -11,61%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -13,83%
Efeito Médio AT+BT -12,87%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
13. O efeito médio de -12,87% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A
e B; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente
revisão.
14. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 1,91%. Os
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da COPEL, para compensar nos 12 meses
subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -1,73%. Já o efeito da retirada dos componentes
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -13,05% na atual revisão.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

15. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -12,87%,
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-12,87% = (1,91%) + (-1,73%) + (-
13,05%)].
O Gráfico 1 a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
16.
4,48%
-0,18% -0,43%
-1,96% -1,73%
-12,87%
-13,05%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
II.2 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
II.2.1. Equilíbrio econômico-financeiro
17. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com a
cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.
18. A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a
participação de cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2 – Revisão tarifária da COPEL
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -3,14% | -2,57% | 77,80% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -7,68% | -1,96% | 23,12% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 13,00% | 0,01% | 0,10% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -35,88% | -5,24% | 9,19% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 13,68% | 0,28% | 2,27% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 8,72% | 0,48% | 5,92% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 113,27% | 2,63% | 4,85% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -12,95% | -0,12% | 0,79% |
| ONS | 12,70% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | -4,28% | -0,18% | 4,05% |
| Rede Básica | -19,10% | -0,55% | 2,28% |
| Rede Básica Fronteira | 26,49% | 0,16% | 0,73% |
| Rede Básica ONS (A2) | 3,43% | 0,00% | 0,01% |
| MUST Itaipu | 17,03% | 0,08% | 0,54% |
| Transporte de Itaipu | 30,83% | 0,06% | 0,25% |
| Conexão | 38,68% | 0,07% | 0,24% |
| Custos de Aquisição de Energia | -0,82% | -0,43% | 50,62% |
| PARCELA B | 24,70% | 4,48% | 22,20% |
| Custos Operacionais | 3,37% | 0,36% | 10,79% |
| Anuidades | 77,47% | 0,82% | 1,84% |
| Remuneração | 91,83% | 3,17% | 6,50% |
| Depreciação | -2,35% | -0,08% | 3,34% |
| Receitas Irrecuperáveis | -1,32% | -0,01% | 0,47% |
| Outras Receitas | 20,02% | -0,12% | -0,73% |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -100,00% | 0,35% | - |

Reposicionamento Tarifário 1,91%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -1,73%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE -1,47%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE 2,91%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE -0,01%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -3,57%
Neutralidade dos Encargos 0,86%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,10%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014 -0,34%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores 0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -13,05%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -12,87%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
O reposicionamento econômico de 1,91% é composto pela redução da Parcela A em -2,57%
19.
e no incremento na Parcela B de 4,48%.

II.2.2 Parcela A
20. A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração
própria. Nessa Parcela, sobressai a redução do custo com encargos setoriais, que impactou, negativamente, o
reposicionamento tarifário em -1,96%.
21. Desses encargos, destaca-se a quota CDE – Uso, paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN. A quota definida para a COPEL
impactou a revisão em -5,24%. A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória n°
2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor inferior ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi alterada pela
Resolução Homologatória n° 2077/2016, de 07/06/2016, o que implicou em uma nova redução dos valores da
quota CDE-USO para 2016. Também merece ênfase a elevação da previsão de gastos com o encargo de
Energia de Reserva, com efeito de 2,63%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de
Energia de Reserva.
22. Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -0,43%. Tal resultado
decorre da queda da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu, de US$ 38,07/kW.mês para US$
25,78/kW.mês, e do término do CCEAR de Ajuste.
23. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:

0,57% 0,67% 0,46% 0,63%
0,28% 0,33% 0,28%
0,18%

-0,43% -0,41% -0,45%
-2,97%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR Monte Bilateral II 12.783/2013 Itaipu Proinfra
Angra
Belo
- e
Ajuste I
e Angra

- - Alternativa- Alternativa- Madeira n º
Existente Existente
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico II – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

24. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas e a
atual revisão:
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | Receita verificada Receita requerida Variação Receita verificada Receita requerida | Variação |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 1.045.243,22 | 1.071.608,86 | 2,52% | 309,80 | 359,70 | 16,11% |
| Existente - CCEAR-QTD | 4.582.767,09 | 2.986.363,44 -34,83% | 229,60 | 273,95 | 19,32% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 4.414.461,26 | 4.350.517,04 | -1,45% | 248,93 | 252,80 | 1,56% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.606.929,03 | 1.718.773,90 | 6,96% | 197,91 | 212,55 | 7,40% |
| Ajuste - CCEAR | 210.098,07 | 0,00 -100,00% | 385,87 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 3.334.428,58 | 3.440.276,00 | 3,17% | 113,55 | 124,36 | 9,52% |
| Bilateral | 1.153.760,36 | 1.186.104,00 | 2,80% | 205,33 | 227,83 | 10,96% |
| Cota Angra I e Angra II | 1.021.969,79 | 1.026.105,93 | 0,40% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |

5.701.979,85 33,34

Cotas Lei n º 12.783/2013 7.016.892,11 23,06% 54,50 63,48%
Geração Própria 0,00 0,00 - 0,00 0,00 -
5.479.747,70 255,19

| Itaipu | 5.609.640,89 | 2,37% | 198,15 | -22,35% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Proinfa | 572.239,18 | 609.368,11 | 6,49% | 291,02 | 386,24 | 32,72% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -1.617.272,21 | -1.347.978,90 | -16,7% | 183,66 | 178,57 | -2,8% |
| TOTAL | 27.506.351,92 | 27.667.671,38 | 0,6% | 185,89 | 183,14 | -1,5% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não
25.
técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto
de partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo
anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.
26. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora
com outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às
perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
27. No caso da COPEL, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, o valor de sua média
histórica, de 5,83% sobre o mercado de baixa tensão medido, que corresponde a 4,70% sobre o mercado de
baixa tensão faturado, mantendo-se este patamar até o final do ciclo (2020).
28. Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram
informadas pela SRD, por meio do Memorando n° 223/2016 – SRD/ANEEL, de 10 de junho de 2016, no
percentual de 6,05% sobre a energia injetada que, quando ajustada para desconsiderar o mercado dos
consumidores A1, resulta no percentual de 6,22%.

29. Ainda no tocante à Parcela A, a Copel solicita que seja acrescido na cobertura tarifária do
encargo de conexão, que é pago à COPEL-GT, o valor da "Parcela de Ajuste referente a empreendimentos
autorizados sem estabelecimentos prévio de RAP" de R$ 960.169,10.
30. Ocorre que esse valor deverá ser pago pela Copel-DIS à COPEL-GT, conforme definido pela
Resolução Homologatória n° 1.918/2015, que estabeleceu a Receita Anual Permitida - RAP para o ciclo
2015/2016, no entanto, não deve ser repassado às tarifas dos consumidores da distribuidora.
31. A mencionada parcela de ajuste se refere à remuneração dos ativos de conexão que entraram
em operação comercial no período entre julho de 2014 e abril de 2015, mas passará a ser reconhecida como
encargo de conexão, a ser pago pelos consumidores da COPEL-DIS, apenas a partir do atual processo tarifário
da concessionária, tendo em vista que o efeito financeiro retroativo do surgimento dos novos custos de conexão
entre processos tarifários é vedado pelo Submódulo 3.3 do PRORET.
Ademais, conforme dispõe o parágrafo sétimo do mencionado normativo, os riscos inerentes
32.
à contratação dos serviços de transmissão são próprios das atividades da distribuidora, haja vista o regime
jurídico do serviço pelo preço e a inexistência de neutralidade para os custos relativos à transmissão de energia
elétrica.
33. Assim, de tal sorte que o aumento ou redução de custo com conexão que tenha surgido entre
dois processos tarifários não são passíveis de repasse às tarifas, a cobertura tarifária correspondente se dá
somente a partir do primeiro processo tarifário, subsequente ao início de vigência do respectivo custo, sem
efeitos financeiros retroativos nos cálculos tarifários, razão pela qual o pedido da COPEL-DIS não foi acatado.
II.2.3 Parcela B
34. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e
o custo anual dos ativos. Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi
de 23,2%, em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos reajustes pelo IGP-M descontado do
Fator X e do crescimento acumulado do mercado desde a última revisão.

35. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas.
A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores
que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
36. No caso da COPEL, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é menor do que
o intervalo inferior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi estabelecida
uma trajetória de aumento desses custos ao longo do ciclo, para que ao final os custos operacionais regulatórios
alcancem o limite inferior do intervalo.
37. Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento dos custos operacionais da COPEL
de 4,14% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%,
estabelecido no regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a
aplicação da metodologia resultou em uma relação inferior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular
a meta de custos para compartilhar com o consumidor o valor excedente. Dessa forma, o resultado final da
análise foi um custo operacional superior ao atualmente existente na tarifa, que contribuiu para o resultado final
das tarifas em 0,36%.
38. O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A
segunda considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos
afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil.
39. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 91,83% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 3,17%. A situação adveio da majoração da base líquida
em 93%, desde o terceiro ciclo de revisão, em razão do elevado volume de investimentos realizados desde a
terceira revisão, da ordem de R$ 3,6 bilhões, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração.
40. O aumento do WACC regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, e do início da remuneração
sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais também contribuíram para o aumento
observado da remuneração do capital.

41. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve redução de -2,35% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em -0,08%. A situação proveio de um aumento superior
da Parcela B em relação aos efeitos do aumento da Base Bruta.
II.2.4. Componentes financeiros
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da COPEL:
42.
Tabela 4 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE | (144.362.550,34) | -1,47% |
| CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE | 285.460.565,03 | 2,91% |
| CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE | (1.241.536,74) | -0,01% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (350.916.584,12) | -3,57% |
| Neutralidade dos Encargos | 84.411.525,07 | 0,86% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (9.977.221,29) | -0,10% |
| Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014 | (33.814.895,55) | -0,34% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 134.471,43 | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 473.115,58 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (296.153,76) | 0,00% |
| Total | (170.129.264,68) | -1,73% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
43. Os componentes financeiros mais expressivos foi a CVA energia, e o Saldo a Compensar da
CVA-Ano Anterior mais Ajustes.
44. Segundo a SGT, os principais motivos do impacto, de 2,91%, da CVA energia foram: (i) repasse
da compra de energia de ITAIPU, devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de
ITAIPU, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015;
(ii) CCEAR de Ajuste; e (iii) Demais Custos associados a compra de energia apurados pela CCEE por meio de
Mecanismo Auxiliar de Cálculo (MAC). Por sua vez, a receita repassada da Conta Bandeiras e da Conta-ACR
contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse aumento adicional de 8,26%
45. Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -3,57%, destaca-se o fato
de que os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, por terem sido
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 2015,

os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao
disposto no inciso II do Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.
46. Convém destacar ainda que a Copel solicitou dois pleitos de componentes financeiros, um
referente ao reconhecimento de financeiro não arrecadado pela distribuidora e outro da incidência da contaACR no cálculo do P&D e PEE, os quais não foram acolhidos.
47. No tocante ao primeiro pleito, não há previsão normativa para embasar o atendimento do
pedido. No processo tarifário de 2015, foram reconhecidos os diferimentos parciais dos componentes
financeiros referentes aos Reajustes Tarifários de 2013 e 2014, resultando no valor de cerca de R$ 935 milhões.
Posteriormente, em virtude da redução do mercado e da migração de consumidores do mercado cativo para o
mercado livre, referido valor não foi arrecadado pela Distribuidora, resultando em perda financeira. Ao solicitar
tais diferimentos, subtende-se que a empresa está assumindo integralmente o risco de enfrentar tal variação
de mercado e, consequentemente, de não recuperar tudo que lhe foi concedido naqueles processos de
reposicionamento tarifário (risco de mercado inerente à atividade da Distribuidora). Ademais, os diferimentos
ocorreram, exclusivamente, por solicitação da empresa, atendendo ao seu próprio juízo de conveniência e
oportunidade. A única previsão para capturar os efeitos do mercado nos financeiros refere-se ao Saldo a
Compensar da CVA.
48. Já em relação ao segundo, a Copel solicita a consideração de um componente financeiro, da
ordem de R$ 580 mil, pelo fato de que na contabilização da Receita Operacional Líquida - ROL, que constitui a
base de cálculo para o recolhimento do encargo de P&D e PEE, foi necessário considerar a receita proveniente
da Conta-ACR.
49. Segundo a concessionária, essa alteração na apuração da ROL teria ocorrido devido o
atendimento ao Despacho n° 245 da SFF, de 28 de janeiro de 2016, que redefiniu os procedimentos contábeis
para registro das Receitas Adicionais Tarifárias. Anteriormente, a contabilização dos recursos da Conta-ACR
eram computados como "Recuperação de Despesa", sem impacto na ROL.
Em suma, a empresa argumenta que na base de cálculo do encargo, para fins de repasse
50.
tarifário, não foi considerada a receita com a Conta-ACR, ficando descasada daquela que a empresa tem que
investir em P&D e PEE, a qual tem como base de cálculo a ROL contabilizada. Por essa razão, a empresa

solicita tratamento semelhante ao que foi regulamentado recentemente para a CVA energia, com a conclusão
das discussões da AP n°78, que passou a comtemplar os efeitos da receita proveniente das Bandeiras
Tarifárias na base de cálculo do P&D e PEE.
51. A respeito da solicitação da Copel, importa destacar que a AP 78 previu tratamento específico
para a incidência do P&D apenas para o adicional de receitas com Bandeiras Tarifárias. De tal sorte que a
consideração dos adicionais de investimentos com P&D e PEE em função da contabilização da Conta-ACR na
ROL depende da confirmação por parte da SFF da alteração dos procedimentos contábeis.
52. Assim, por meio do Memorando nº 217/2016-SGT/ANEEL, de 15 de junho de 2016, a SFF foi
questionada se os procedimentos contábeis para o registro das Receitas Adicionais Tarifárias foram, de fato,
redefinidos para considerar o valor da conta ACR, e se, por essa razão, a Receita Operacional Líquida – ROL
registrada pela concessionária, que corresponde a base de cálculo para o recolhimento do P&D e PEE, teria
ficado majorada.
53. Em caso afirmativo, quando da fiscalização da CVA de energia referente ao atual processo
tarifário, a ser realizada até a data do reajuste tarifário de 2017, será analisado a viabilidade da inclusão desse
custo na tarifa por meio de item financeiro, de forma análoga a que ocorre com o custo de P&D e PEE relativo
ao faturamento das Bandeiras Tarifárias. Dessa forma, entende-se que a consideração do financeiro carece de
análises complementares para o seu acolhimento.
Por fim, no tocante aos efeitos das liminares que concediam isenção do pagamento de parcelas
54.
controversas do encargo tarifário da CDE, conforme deliberado pela Diretoria Colegiada desta Agência na
reunião pública de 14 de junho de 2016, cumpre apontar que foi reformulada a decisão de repassar a perda de
arrecadação correspondente aos demais consumidores de energia sem proteção judicial, passando a refletir
na execução orçamentária do Fundo Setorial e, consequentemente, nos reembolsos efetuados aos
beneficiários cujos gastos estão sendo contestados na justiça. Com isso, os cálculos dos reajustes e revisões
tarifárias das distribuidoras também não mais serão afetados pelos efeitos das liminares. Para a
operacionalização dessa decisão, conforme consta do Despacho nº 1.576/2016, as distribuidoras foram
autorizadas a modular as cotas mensais da CDE a serem pagas à Eletrobras, descontando a perda de
arrecadação do encargo decorrente das liminares.
II.2.5. Subvenção da CDE para descontos tarifários

55. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os
valores mensais a serem repassados, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a
diferença entre as tarifas com e sem descontos.
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
56.
COPEL, em relação às competências entre junho/2016 a maio/2017, é de R$ 25.504.601,90. Esse valor já inclui
o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre junho/2015 a maio/2016.
II.3 DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
57. Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos
Operacionais – T.
58. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora
em função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades
consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,12%.
59. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos
ao longo do ciclo tarifário. Assim, o componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da COPEL é
de -1,99%.
60. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes.
Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir
que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013,
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

serviço prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada
distribuidora.
61. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da COPEL até a próxima
revisão tarifária será de -0,87%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada
processo de reajuste.
II.4 COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e
62.
o resultado da revisão tarifária.
Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final
Audiência Pública -
Final - Participação na
Participação na Variação
Revisão %
Revisão %

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -1,14% | -2,57% | -1,43% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -1,12% | -1,96% | -0,84% |
| Custos de Transmissão | -0,19% | -0,18% | 0,00% |
| Custos de Aquisição de Energia | 0,17% | -0,43% | -0,60% |
| PARCELA B | 4,32% | 4,48% | 0,16% |
| CO + Anuidades + RI | 1,14% | 1,17% | 0,03% |
| Remuneração | 3,19% | 3,17% | -0,02% |
| Depreciação | -0,24% | -0,08% | 0,16% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,23% | 0,22% | -0,01% |
| Reposicionamento Tarifário | 3,18% | 1,91% | -1,27% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | -0,18% | -1,73% | -1,55% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -13,05% | -13,05% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | -0,35% | 0,00% | 0,35% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | -10,40% | -12,87% | -2,47% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
63. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:
(i) o custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -0,60%. A redução desse
custo se deve principalmente à variação da cotação do dólar para a valoração da energia
proveniente de ITAIPU, que, na versão submetida à audiência pública, a cotação adotada foi de
3,78 R$/US$ e no resultado final de 3,54 R$/MWh.

(ii) os encargos setoriais, que representaram uma variação de -0,84% em relação ao que foi
apresentado para abertura da AP 20/2016, devido, especialmente, à nova cota CDE-Uso,
estabelecida pela REH nº 2.077, de 07 de junho de 2016;
(iii) os componentes financeiras do processo atual, com variação de -1,55%. Do qual se destaca a
retirada do financeiro ajuste Abrace, conforme consta do Despacho nº 1.576/2016, bem como o
fato de que muitos dos financeiros lançados no cálculo para AP eram provisórios.
64. A fim de apresentar a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora, com e sem tributos3, os gráficos abaixo ilustram esses efeitos:
Custo de
Transmissão
4,1%
PROINFA 2,4%
Custo de
Energia
48,3%
Encargos CDE 17,4%
Setorias
25,5%
Custo de
Distribuição ESS/EER 4,9%
22,2%
Outros 0,9%
Gráfico III – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
3 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias de ICMS e
PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

Custo de
Transmissão
2,7%
Encargos
Setoriais
16,9%
ICMS 26,8%
Custo de Tributos
Energia 33,5%
32,1%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 6,7%
14,8%
Gráfico IV – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
65. O Gráfico 5 demonstra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos,
comparativamente com a variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
550,00
Tarifa B1 Residencial
500,00
492,31
Variação IGPM
450,00
430,37
421,47
Variação IPCA
400,00
350,00
326,37
309,26
300,00 300,00
289,43 296,26
263,55
255,55 260,67
250,00
200,00
150,00

jun/07 jun/08 jun/09 jun/10 jun/11 jun/12 jun/13 jun/14 mar/15 jun/15 jun/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Revisão
Gráfico V – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

II.5 DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
66. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi
obtido pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de
2014, após realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do
PRODIST4.
67. Em sua contribuição à Audiência Pública, a COPEL solicitou a criação de 19 novos conjuntos,
os quais estão acordo com as disposições do PRODIST. Com isso, a Distribuidora passará de 135 para 154
conjuntos de unidades consumidoras.
68. A Distribuidora também apresentou, em sua contribuição, contraproposta de limites de DEC e
FEC para seus conjuntos de unidades consumidoras, porém sem apresentar argumentos consistentes que
justifiquem modificar os valores submetidos à AP nº 20/2016. Com isso, entendo não haver razão para atender
à solicitação da COPEL, permanecendo os limites propostos na AP.
69. Ademais, a COPEL também apresentou limites para os novos conjuntos de unidades
consumidoras. Todavia, entendo que a proposta não deve ser acatada, devido à falta de justificativas
consistentes. Com isso, adotou-se um critério para a estabelecimento dos limites aos novos conjuntos,
conforme descrito na Nota Técnica nº 88/2016-SRD/ANEEL.
Com relação à proposta final de limites globais de DEC e FEC, apresenta-se nos Gráficos VI
70.
e VII. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média anual é de 3,27%
no DEC e 4,35% no FEC.
4 "5.10 Limites de continuidade do serviço.
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades
consumidoras.
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte
procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos
conjuntos; e
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - COPEL
16,00
14,02 14,05
14,00 13,62
13,22 13,17
12,87
12,28
11,78
12,00 11,12
10,89
10,45
10,06
9,79
10,00 9,29
8,00
14,01
13,67
12,91
6,00 12,19
11,46 11,63
10,64 10,25
4,00
2,00
0,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
DEC Apurado DEC Limite DEC Limite Proposto - Pós AP
Gráfico VI – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da COPEL
Fonte: Nota Técnica no 88/2016-SRD/ANEEL.
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - COPEL
16,00
14,00 13,52
12,80 12,84
12,02
12,00 11,12
10,71
10,05
10,00 9,33
8,74 8,53
8,02
7,67
8,00 7,38
6,84
6,00
10,69 11,03
9,46 8,92
8,26 8,33
4,00 7,84 8,07
2,00
0,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
FEC Apurado FEC Limite FEC Limite Proposto - Pós AP
Gráfico VII – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da COPEL
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL.

71. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos VIII e IX
apresentam uma comparação entre os limites da COPEL e os limites de outras distribuidoras de grande porte
localizadas na Região Sul:
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul
25,00
20,00
(horas) 15,00
COPEL-DIS
AES-SUL
Limite
CEEE-D
CELESC-DIS
DEC
10,00 RGE
5,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico VIII – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul
20,00
18,00
16,00
14,00
(interrupções)
12,00
COPEL-DIS
AES-SUL
10,00
CEEE-D
Limite
CELESC-DIS
8,00
FEC RGE
6,00
4,00
2,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico IX – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL.

72. Depreende-se dos Gráficos acima que os limites propostos para a Copel estão aderentes à
realidade da região.
73. Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a
partir dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do PRODIST. A violação aos
limites dos indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela COPEL entre 2012 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Copel
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2012 | 2.921.761 | 8.497.949,58 |
| --- | --- | --- |
| 2013 | 3.854.308 | 8.855.137,29 |
| 2014 | 5.386.793 | 15.063.305,07 |
| 2015 | 5.274.825 | 23.163.400,22 |

Fonte: site da ANEEL.
II.6 DEDUÇÃO DE MULTAS APLICADAS AOS FORNECEDORES PARA FORMAÇÃO DO BANCO DE
PREÇOS E VALORAÇÃO DAS OBRAS POR TURN KEY
74. A COPEL solicita ainda que os valores referentes às multas aplicadas aos fornecedores não
sejam deduzidos para a formação do banco de preços. A concessionária argumenta que "registra contabilmente
o material pelo custo de aquisição, excluindo os tributos recuperáveis, descontos e abatimentos" e que a
aplicação de tais multas "não é item a ser incluído ao custo de aquisição, [...], já que essas multas têm por
finalidade ressarcir a Companhia por possíveis prejuízos, como, por exemplo, multas a serem pagar a
consumidores por atrasos de obras. "
75. Nesse aspecto, os esclarecimentos necessários à análise técnica não foram encaminhados
tempestivamente, restando prejudicada a análise pela SFF.
76. Quanto a avaliação pelo banco de preços, a Concessionária argumenta que a metodologia
não remunera adequadamente os investimentos quando se trata de aquisições por meio de contratos turn key
e, para tanto, requer que os imobilizados das obras desta modalidade tenham correção do valor contábil, em
lugar do uso do banco de preços.

77. Tal argumentação não merece ser acolhida pois, conforme o PRORET, Submódulo 2.3,
apenas os bens (ou bens de características similares) que não se encontrarem no banco de preços da
concessionária deverão ser avaliados por meio da atualização dos valores históricos contábeis.
III. DIREITO
78. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas:
a) art. 3º 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, e remissão ao art. 29 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de
1995, em especial ao inciso V;
b) art. 21 do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997;
c) art. 6º da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
d) art. 2º da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
e) art. 25 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
f) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET;
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – PRODIST; e
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 46/1999.
IV. DISPOSITIVO
79. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000011/201651 e 48500.001756/2016-37, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas,
a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da COPEL, a vigorar a partir de
24 de junho de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
-12,87%, sendo de -11,61% para os consumidores em alta tensão e de -13,83% para os
consumidores em baixa tensão;
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da COPEL;

c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de
energia de reserva – EER;
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à COPEL, de modo a
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,12%;
g) fixar o componente T do Fator X de -1,99%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela COPEL; e
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:
Reajuste 2017 Reajuste 2018 Reajuste 2019 Reajuste 2020

6,22% 6,22% 6,22% 6,22%
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)

4,70% 4,70% 4,70% 4,70%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)
Brasília, 21 de junho de 2016.
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor