REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2171/2016
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 Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-11-18
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS:
48500.000007/2016-92 e 48500.003993/2016-32
INTERESSADOS: CEEE-D - Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica
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 Companhia Estadual de Distribuição de Energia
Elétrica - CEEE-D, a vigorar a partir de 22 de novembro 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 56/2016.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 81/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEEE-D - Companhia Estadual de
Distribuição de Energia Elétrica, estabelece a data de 22 de novembro de 2016 para a realização da quarta
revisão tarifária periódica da concessionária.
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que
2.
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 - REN nº 660/2015.
Em 6 de setembro de 2016, na 33ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu
3.
instaurar a Audiência Pública – AP n° 56/2016 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 da Audiência
se estendeu de 8 de setembro a 10 de outubro de 2016, com sessão presencial ocorrida em 22 de setembro
de 2016 na cidade de Porto Alegre, Rio Grande do Sul.
4. No dia 27 de outubro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na AP n° 56, foi encaminhada, respectivamente, à CEEE e ao Conselho de
Consumidores. Em 3 e 8 de novembro, na sede desta Agência, foram realizadas reuniões com os
representantes do Conselho de Consumidores e da empresa, respectivamente, para discutir a proposta final
da revisão tarifária, momento em que foram apresentadas as suas considerações finais.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL, analisou as contribuições apresentadas na AP e apresentou proposta para
a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da CEEE.

6. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 622/2016-SFF/ANEEL, de 8 de
novembro de 2016.
7. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 452/2016-SRD/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 371/2016SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão
tarifária da CEEE.
9. Por meio da Carta nº 040/2016, de 14 de novembro de 2016, a CEEE-D solicita que "seja dado
caráter provisório para o processo de Revisão Tarifária Periódica", de forma a postergar "a aplicação das tarifas
atualmente vigentes até que o cálculo tarifário reflita o valor definitivo da Base de Remuneração Regulatória".
10. Em 16 de novembro 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 REN nº 538/2013, registradas em nome da
CEEE1.
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 CEEE conduz
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -16,28%, sendo de -13,12% em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de -17,87%, 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) -13,12%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -17,87%
Efeito Médio AT+BT -16,28%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
13. O efeito médio de -16,28% 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.
Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.
1

14. A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova
estrutura tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os
consumidores na alta tensão. Os custos de expansão da Alta Tensão aumentaram, ao contrário do que ocorreu
com a Baixa Tensão.
15. O resultado da estrutura tarifária mais do que compensou a queda da Tarifa de Energia – TE
percebido no atual processo tarifário, em decorrência da redução no preço do mix de energia, cujos efeitos são
normalmente mais percebidos pelos consumidores na Alta Tensão, pelo fato desses consumidores terem,
proporcionalmente, uma participação maior da TE em suas faturas.
16. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 0,11%. Os
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da CEEE, para compensar nos 12 meses
subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -11,36%. Já o efeito da retirada dos componentes
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -5,03% na atual revisão.
17. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -16,28%,
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [(-16,28%) = (0,11%) + (-11,36%) +
(-5,03%)].
18. O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
3,77%
0,73%
-0,86%
-3,52%
-5,03%
-11,36%
-16,28%

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

Equilíbrio econômico-financeiro
19. 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.
20. A Tabela a seguir 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 CEEE
Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

21. O reposicionamento econômico de 0,11% é composto pela redução da Parcela A em -3,70%
e no incremento na Parcela B de 3,77%.
Parcela A
22. 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 aquisição de energia, que impactou, negativamente,
o reposicionamento tarifário em -3,52%.
23. Entre os 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 CEEE
impactou a revisão em -4,65%. A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória – REH
n° 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, com um valor inferior ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi
alterada pela REH n° 2077, de 7 de junho de 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 2,18%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de Energia de
Reserva.
24. Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -3,52%. 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.
25. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:

1,10% 0,71% 1,42% 0,61%
0,15% 0,04% 0,37%
0,00% 0,00% 0,00%
-0,48%
-0,77%
-3,52%
-6,67%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR Monte Bilateral II 12.783/2013 Própria Itaipu Reposição Proinfra
Angra
Belo
- e Geração
Ajuste
e Angra I de
º

Existente - Existente - Alternativa- Alternativa- Madeira n Montante
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
26. 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 | Processo A-1 | Processo atual | Variação | Processo A-1 Processo atual | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 396.108,72 | 438.121,65 | 10,61% | 257,58 | 348,17 | 35,17% |
| Existente - CCEAR-QTD | 1.553.787,00 | 813.927,35 | -47,62% | 224,37 | 288,56 | 28,61% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.195.687,23 | 2.124.550,66 | -3,24% | 237,21 | 231,10 | -2,58% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 524.277,61 | 628.210,45 | 19,82% | 193,54 | 203,16 | 4,97% |
| Ajuste - CCEAR | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |

490.059,68 116,85

| Madeira e Belo Monte | 964.579,34 | 96,83% | 124,15 | 6,25% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 48.470,25 | 33.813,60 | -30,24% | 198,00 | 252,15 | 27,35% |
| Cota Angra I e Angra II | 316.153,28 | 342.462,65 | 8,32% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 2.371.406,78 | 2.461.799,65 | 3,81% | 35,82 | 64,96 | 81,36% |
| Geração Própria | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Itaipu | 1.699.129,61 | 1.921.373,52 | 13,08% | 325,91 | 178,31 | -45,29% |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Proinfa | 182.658,95 | 200.205,46 | 9,61% | 271,06 | 358,71 | 32,33% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -1.402.663,30 | -1.620.645,77 | 15,5% | 190,70 | 175,51 | -8,0% |
| TOTAL | 8.375.075,81 | 8.308.398,54 | -0,8% | 192,45 | 179,92 | -6,5% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
27. Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não
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.
28. 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.
29. No caso da CEEE, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a meta definida no
ciclo anterior, de 8,45% sobre o mercado de baixa tensão faturado. No que se refere à meta para o final do
ciclo, propõe-se o percentual de 7,04% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em
vista que foram identificadas empresas comparáveis praticando perdas menores.
30. Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram
informadas pela SRD, por meio do Memorando n° 452/2016- SRD/ANEEL, de 11 de novembro de 2016, no
percentual de 6,01% sobre a energia injetada.
31. A CEEE em sua contribuição pleiteou que fosse avaliada a participação ou não do mercado
A1 (230kV) no cálculo de perdas da empresa.
32. O mercado do subgrupo A1 é constituído unicamente pela unidade consumidora Gerdau
(Charqueadas). Ao se analisar o CUSD encaminhado pela distribuidora, verifica-se que a tensão de conexão
contratada pelo consumidor é de 69kV, mas esta unidade consumidora tem sido faturada no subgrupo tarifário
A1 (≥ 30 kV). Do ponto de vista da tipologia da rede, não faz sentido excluir esse mercado do cálculo, haja vista
que este mercado provoca perdas no sistema de 69kV, ao contrário do que ocorre no nível de 230 kV (A1),
onde não existe utilização de ativos da distribuidora, salvo ativos utilizados na conexão da unidade

consumidora. Assim, o cálculo de perdas técnicas considerou o fluxo associado ao mercado desta unidade
consumidora na apuração das perdas em 69 kV.
33. Por outro lado, no balanço energético da empresa, o cálculo da perda técnica regulatória exclui
o mercado do subgrupo A1 pelas razões anteriormente citadas. No entanto, considerando que este mercado
está sendo atendido no nível de tensão de 69 kV e foi considerado no cálculo das perdas técnicas, entende-se
adequado sua consideração no balanço energético, e, portanto, não deve ser excluído ainda que esteja
classificado como mercado do subgrupo A1. Essa provável incoerência no faturamento da unidade consumidora
no subgrupo A1, estando conectada no nível de tensão de 69 kV (A3) foi tratada anteriormente pelo Ofício nº
69/2015-SRT/ANEEL, de 25 de setembro de 2015, quando a CEEE-D foi orientada a aguardar a definição das
condições regulatórias em discussão na AP 014/2015, que tratou do acesso de consumidores e de
autoprodutores à Rede Básica e resultou na REN nº 722, de 31 de maio de 2016.
34. Assim, em face dos atuais regulamentos vigentes e da incoerência observada no faturamento
da Gerdau (Charqueadas), entendo que a SRD, com o apoio da SRT, deve averiguar o procedimento adotado
pela distribuidora no faturamento e na contratação da unidade consumidora.
Parcela B
35. 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 17,2%, 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.
36. 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.
37. No caso da CEEE, 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.
38. Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento dos custos operacionais da CEEE
de 3,66% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%,
estabelecido no regulamento. O resultado final da análise foi um custo operacional superior ao atualmente
existente na tarifa, que contribuiu para o resultado final das tarifas em 0,37%.
O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração
39.
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.
40. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 34,84% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 1,71%. Referentemente à quota de reintegração

regulatória, houve aumento de 5,27% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em
0,18%.
41. Sobre a base de remuneração, a CEEE alega que recebeu o Relatório de Fiscalização - RF
em 11 de novembro de 2016 e que o prazo para resposta ultrapassa a data de aprovação do processo, bem
como da vigência das novas tarifas. Nesse sentido solicita que "seja dado caráter provisório para o processo
de Revisão Tarifária Periódica", de forma a postergar "a aplicação das tarifas atualmente vigentes até que o
cálculo tarifário reflita o valor definitivo da Base de Remuneração Regulatória", após manifestação da empresa
em relação ao RF e avaliação final da SFF.
42. Conforme esclarecido pela SFF, a validação da base segue dois ritos distintos: i) prazos
estabelecidos no Submódulo 10.1 do PRORET; e ii) etapas previstas na REN nº 63/2004. Tais ritos são
acompanhados de forma concomitante, mas não são concluídos no mesmo momento. Para atender ao
propósito da aprovação da revisão tarifária, a SFF informa os valores finais à SGT para que seja incluído no
processo de revisão, conforme estabelecido no PRORET.
43. Já a REN nº 63/2004 impõe um rito mais longo para a ação fiscalizatória, o que descasa com
o envio de dados à SGT. No entanto, a etapa final da fiscalização foi cumprida com emissão de Termo de
Notificação - TN contendo o RF, os quais são encaminhados à empresa para que tome conhecimento de seu
conteúdo e então se manifeste oficialmente, atendendo a resolução. Ademais, durante a fiscalização em campo
houve interação com a empresa e discussão dos valores e ajustes que compõem a base de remuneração. Por
isso, entendo não haver motivação para o pleito da CEEE.
Componentes financeiros
44. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CEEE:
Tabela 4 – Componentes financeiros
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

45. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA Saldo a Compensar da CVA-Ano Anterior
mais Ajustes.
46. Segundo a SGT, a CVA Saldo a Compensar da CVA do ano anterior variou -4,98%, destacando
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.
Subvenção da CDE para descontos tarifários
47. 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.
48. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
CEEE, em relação às competências entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 8.654.600,22 (oito milhões,
seiscentos e cinquenta e quatro mil, seiscentos reais e vinte e dois centavos). Esse valor já inclui o ajuste da
diferença entre os valores previstos e os realizados entre outubro/2015 a outubro/2016.
II.3 DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
49. 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.
50. 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 1,03%.
51. 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 CEEE é
de -1,74%.
52. 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
serviço prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada
distribuidora.
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.

53. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CEEE até a próxima revisão
tarifária será de -0,71%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada processo de
reajuste.
Estrutura de atendimento presencial aos consumidores da CEEE
54. A CEEE solicitou, em conformidade com o § 7º do art. 178 da REN nº 414/2010, a avaliação
da ANEEL em relação à proposta para implantação de um único posto de atendimento presencial nos
Municípios de Capão da Canoa e de Xangri-lá (42 mil e 19 mil consumidores, respectivamente), em função da
conturbação existente ente os mesmos. Tal medida, se adotada, implicará no fechamento do posto de
atendimento do município de Xangri-lá.
55. Atualmente, segundo informações da concessionária, Xangri-lá, mesmo tendo
aproximadamente 45% dos consumidores de Capão da Canoa, tem uma demanda de atendimento equivalente
a 13% da existente naquele município. A empresa alega racionalidade e qualidade na prestação de seus
serviços, visto que, segundo a concessionária, o tempo médio de espera de atendimento em Capão da Canoa
é de cerca de 2 minutos, bem aquém do limite de 45 minutos, estabelecido no art. 179 da REN nº 414/2010. A
Agência de Capão da Canoa se situa entre os dois municípios em um imóvel próprio e já é dimensionada de
forma a atender a demanda da população das duas localidades.
56. Inicialmente cabe destacar que a REN nº 414/2010, estabelece quatro condições para o
tratamento dos casos de conturbação entre municípios:
(i) encaminhamento de proposta pela distribuidora quando de sua revisão tarifária;
(ii) avaliação da ANEEL das justificativas técnicas e econômicas;
(iii) relatório de avaliação do Conselho de Consumidores, no caso das concessionárias; e
(iv) inclusão da proposta na Audiência Pública que irá tratar da respectiva revisão tarifária.
57. Com relação aos itens (i) e (iv) a CEEE fez sustentação oral sobre essa proposta na Audiência
Presencial, não tendo o tema sido objeto de nenhuma contribuição.
58. Sobre o item (iii), o Conselho de Consumidores da CEEE aprovou a proposta da CEEE,
conforme Ata da Reunião do Conselho de Consumidores 146/2016, ocorrida em 23 de maio de 2016.
59. No caso da análise técnica comercial, a SRD observou que os dois municípios Xangri-la e
Capão de Canoa já são obrigados a ter posto de atendimento presencial com funcionamento 8h diárias, que é
o requisito mais exigente previsto na REN nº 414/2010, de modo que não haveria alteração no horário de
funcionamento, ou seja, seria possível acatar a proposta. Tendo em vista que a CEEE tem por obrigação
cumprir os demais requisitos de qualidade do atendimento presencial elencados na REN nº 414/2010, a SRD
considera que a proposta técnica e comercial apresentada atende ao que dispõe a norma.
60. Nesse sentido, a proposta é de acatar a proposição de fechamento do posto de atendimento
em Xangri-lá desde que a CEEE mantenha em funcionamento o posto de Capão da Canoa por um período
mínimo de 8 (oito) horas diárias e atenda aos requisitos de qualidade do atendimento presencial elencados na
REN nº 414/2010.

II.4 COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
61. A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em AP e 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] | -3,80% | -3,66% | 0,15% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -1,15% | -0,86% | 0,29% |
| Custos de Transmissão | 0,64% | 0,73% | 0,08% |
| Custos de Aquisição de Energia | -3,29% | -3,52% | -0,23% |
| PARCELA B | 4,31% | 2,95% | -1,36% |
| CO + Anuidades + RI | 1,36% | 1,11% | -0,26% |
| Remuneração | 2,38% | 1,71% | -0,67% |
| Depreciação | 0,62% | 0,18% | -0,44% |
| OR | -0,06% | -0,05% | 0,01% |
| Reposicionamento Tarifário | 0,50% | -0,70% | -1,21% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | -8,22% | -11,36% | -3,14% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -4,22% | -4,22% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | -0,25% | 0,00% | 0,25% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | -12,18% | -16,28% | -4,10% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
62. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:
(i) a remuneração e a depreciação, que contribuíram para uma variação de -0,67% e -0,44%,
respectivamente. A redução desse custo se deve principalmente à redução na avaliação final da
base de remuneração, conforme Memorando n° 622/2016-SFF/ANEEL, de 8 de novembro de
2016.
(ii) os componentes financeiras do processo atual, com variação de -3,14%, do qual se destaca a
consolidação do cálculo da CVA, que na fase de abertura da AP ainda era provisório.
63. 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:
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.

Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Transmissão
3,9%
Encargos
Setoriais
18,1%
ICMS 26,6%
Tributos
Custo de
32,2%
Energia
30,3%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,6%
15,6%
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
O Gráfico 5 demonstra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos,
64.
comparativamente com a variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:

600,00
Tarifa B1 Residencial
550,00
500,00 Variação IGPM
483,17
456,62
450,00 Variação IPCA
400,00
396,99
382,49
350,00
340,21 336,98
316,42
306,42 312,57

300,00 300,71 304,10
250,00
200,00
150,00

out/07 out/08 out/09 out/10 out/11 out/12 out/13 out/14 mar/15 out/15 nov/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Revisão
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
II.5 DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi
65.
obtido pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de
2014, após realizada a AP nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST4.
Em sua contribuição à AP, a CEEE-D solicitou a criação de 2 novos conjuntos, nomeados
66.
MENINO DEUS e RINCAO, o que ocasionou a reconfiguração de outros conjuntos existentes. Ao mesmo
tempo, a empresa informou a extinção de dois outros conjuntos: CRM 1 – MINAS DO LEÃO e MARMELEIRO,
tendo seus grupos de unidades consumidoras migrados para outros conjuntos.
67. Além disso, a CEEE-D comunicou a migração de unidades consumidoras entre os conjuntos
já existentes, havendo assim transferências de suas cargas. No total, a CEEE-D informou a migração entre 56
conjuntos de unidades consumidoras. No entanto, após análise, entendeu-se que somente os conjuntos com
"5.10 Limites de continuidade do serviço.
4
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."

volume relevante de migração de unidades consumidoras tiveram a necessidade de reconfiguração. Os demais
conjuntos, apesar das alterações executadas, não necessitam ser reconfigurados, podendo assim manter o
histórico de apuração.
68. Dessa forma, avaliando-se as reconfigurações propostas, conclui-se que as mesmas estão em
acordo com as disposições do PRODIST. Com as mudanças, a Distribuidora permanece com 61 conjuntos de
unidades consumidoras.
69. Com relação à proposta final de limites globais de DEC e FEC, apresenta-se nos Gráficos 6 e
7. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média anual é de 3,96% no
DEC e 5,63% no FEC.
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CEEE-D
Fonte: Nota Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CEEE-D
Fonte:
Nota Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL.
70. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 8 e 9 apresentam
uma comparação entre os limites da CEEE-D e os limites de outras distribuidoras de grande porte localizadas
na Região Sul:
Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 156/2016-SRD/ANEEL.
Depreende-se dos Gráficos acima que os limites propostos para a CEEE-D estão aderentes à
71.
realidade da região.
72. 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 CEEE-D entre 2012 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CEEE-D
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2012 | 9.956.700 | 14.643.936,85 |
| --- | --- | --- |
| 2013 | 5.701.532 | 13.458.735,32 |
| 2014 | 9.859.311 | 23.640.776,51 |
| 2015 | 6.482.804 | 15.621.941,35 |

Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
73. 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;
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 81/1999.
IV. DISPOSITIVO
74. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000007/201692 e 48500.003993/2016-32, voto pela aprovação de Resoluções Homologatórias, na forma das minutas
anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CEEE, a vigorar a partir de
22 de novembro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores
de -16,28%, sendo de -13,12% para os consumidores em alta tensão e de -17,87% 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 CEEE;
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 CEEE, de R$
8.654.600,22 (oito milhões, seiscentos e cinquenta e quatro mil, seiscentos reais e vinte e
dois centavos), de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,03%;
g) fixar o componente T do Fator X de -1,74%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela CEEE;
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:
Reajuste 2017 Reajuste 2018 Reajuste 2019 Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada)

6,01% 6,01% 6,01% 6,01%
(%)
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT)

7,77% 7,50% 7,25% 7,04%
(%)
j) determinar que a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, em
conjunto com a Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT, no
prazo de 90 dias, verifique o procedimento adotado pela CEEE no faturamento e na
contratação da unidade consumidora GERDAU AÇOS ESPECIAIS em face da
regulamentação vigente.

Brasília, 16 de novembro de 2016.
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor