REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2161/2016
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 CEB Distribuição S.A - CEB-DIS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-10-21
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.000021/2016-96, 48500.003258/2016-29 e 48500.002038/2015-05
INTERESSADOS: CEB-DIS - CEB Distribuição S/A
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 CEB-DIS - CEB Distribuição S/A, a vigorar a
partir de 22 de outubro 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 49/2016; e análise do pedido de reconsideração em face da
REH nº 1.937/2015, que homologou o resultado do reajuste tarifário de 2015 da distribuidora.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 66/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEB-DIS - CEB Distribuição S/A,
estabelece a data de 22 de outubro 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 REN nº 660/2015.
3. Em 9 de agosto de 2016, na 29° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu
instaurar a Audiência Pública n° 49/2016 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
10 de agosto a 12 de setembro de 2016.
4. Nos dias 22 de setembro e 03 de outubro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária,
após avaliação das contribuições trazidas na AP n° 049/2016, foi encaminhada, respectivamente, à CEB e ao
Conselho de Consumidores. Em 29 de setembro e 10 de outubro, na sede desta Agência, foi realizada reunião
com os representantes da empresa e do conselho de consumidores, nessa ordem, para discutir a proposta final
da revisão tarifária, momento em que foram apresentadas as suas contribuições finais.

5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica nº 136, de 29 de setembro 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 CEB, para o período de 2017 a 2021.
As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
6.
SRD, por meio do Memorando n° 418/2016-SRD/ANEEL, de 07 de outubro de 2016.
Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
7.
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 530/2015-SFF/ANEEL, de 03 de
outubro de 2016.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 340, de 11 de
outubro de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CEB.
9. Ressalto que, em 04 de setembro de 2015, a distribuidora impetrou pedido de reconsideração
contra a REH nº 1.937/2015, que homologou o resultado de seu reajuste tarifário de 2015, no qual pleiteia a
integralidade da receita diferida do IRT de 2014.
10. Por fim, em 18 de outubro 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, de 2013,
registradas em nome da CEB1.
11. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
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 CEB conduz
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 3,42%, sendo de 1,04% em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de 4,62%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 1,04%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,62%
Efeito Médio AT+BT 3,42%
SGT/ANEEL.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária -
13. O efeito médio de 3,42% 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 1,34%. Os
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da CEB, para compensar nos 12 meses
subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de 9,73%. Já o efeito da retirada dos componentes
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -7,65% na atual revisão.
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 3,42%, representa
15.
a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [3,42% = (1,34%) + (9,73%) + (-7,65%)].
O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
16.
9,73%
3,42%
2,79%
1,12%
0,09%
-2,66%
-7,65%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
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 abaixo 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 CEB
Variação Participação na Participação na Receita
Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -1,77% | -1,45% | 79,35% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -10,05% | -2,66% | 23,47% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 0,10% | 0,00% | 0,09% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -37,66% | -5,54% | 9,05% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 10,99% | 0,19% | 1,92% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 6,20% | 0,39% | 6,55% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 77,35% | 2,18% | 4,93% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 14,80% | 0,12% | 0,93% |
| ONS | 4,22% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 2,75% | 0,09% | 3,32% |
| Rede Básica | -1,45% | -0,03% | 1,70% |
| Rede Básica Fronteira | 8,82% | 0,05% | 0,66% |
| Rede Básica ONS (A2) | -1,28% | -0,00% | 0,02% |
| MUST Itaipu | 15,37% | 0,08% | 0,60% |
| Transporte de Itaipu | 8,60% | 0,02% | 0,27% |
| Conexão | -39,24% | -0,04% | 0,06% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2,15% | 1,12% | 52,55% |
| PARCELA B | 15,38% | 2,79% | 20,65% |
| Custos Operacionais | 1,01% | 0,12% | 11,37% |
| Anuidades | 60,86% | 0,74% | 1,93% |
| Remuneração | 23,78% | 0,96% | 4,93% |
| Depreciação | 12,13% | 0,30% | 2,76% |
| Receitas Irrecuperáveis | 6,67% | 0,03% | 0,49% |
| Outras Receitas | -10,39% | 0,10% | -0,83% |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -100,00% | 0,54% | - |

Reposicionamento Tarifário 1,34%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 9,73%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE -1,29%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE 8,01%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE 0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -3,92%
Neutralidade dos Encargos 0,37%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 1,09%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 0,72%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,01%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,62%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,49%
Diferimento Tarifário IRT 2014 5,72%
Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR) -0,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -7,65%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 3,42%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
19. O reposicionamento econômico de 1,34% é composto pela redução da Parcela A em -1,45%
e no incremento na Parcela B de 2,79%.

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 -2,66%.
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 CEB
impactou a revisão em -5,54%. 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.
22. 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.
23. Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de 1,12%. 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, combinado com o aumento do custo unitário dos contratos de energia.
24. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
2,01%
1,12% 1,03%

0,57% 0,65% 0,63%
0,41%

0,06% 0,00% 0,02%
-0,20%
-4,07%
Total

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

- - Alternativa- Alternativa- Madeira n
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.

25. 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 | 27.978,84 | 27.963,03 | -0,06% | 308,95 | 371,03 | 20,09% |
| Existente - CCEAR-QTD | 144.660,37 | 6,48 -100,00% | 222,14 | 234,81 | 5,71% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 1.345.571,20 | 1.253.539,47 | -6,84% | 246,19 | 259,96 | 5,59% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 949.019,11 | 921.906,06 | -2,86% | 162,52 | 178,39 | 9,76% |

910.145,33 118,14

Madeira e Belo Monte 1.136.358,86 24,85% 127,11 7,59%
Bilateral 1.913.376,37 1.924.269,56 0,57% 192,05 218,21 13,62%
249.342,00 162,09

| Cota Angra I e Angra II | 244.053,47 | -2,12% | 206,29 | 27,27% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.503.110,10 | 1.668.331,99 | 10,99% | 37,27 | 65,53 | 75,82% |
| Itaipu | 1.355.814,66 | 1.397.534,49 | 3,08% | 274,73 | 182,30 | -33,64% |
| Proinfa | 151.083,01 | 152.145,08 | 0,70% | 265,08 | 359,27 | 35,54% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -1.599.209,99 | -1.617.118,69 | 1,1% | 175,04 | 172,55 | -1,4% |
| TOTAL | 6.950.891,01 | 7.108.989,79 | 2,3% | 177,00 | 176,55 | -0,3% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Perdas na Distribuição
26. 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.
27. 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.
28. No caso da CEB, propõe-se que seja adotada como ponto de partida e meta o limite de 7,5%
sobre o mercado de baixa tensão medido, que, quando ajustado para o valor faturado, resulta em 7,05% sobre
o mercado de baixa tensão faturado. Nesse caso, não há trajetória de redução, porque o ponto de partida já é
considerado de referência para empresas do porte da distribuidora, mantendo-se este patamar até o final do
ciclo.
29. Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram
informadas pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 418/2016
– SRD/ANEEL, de 07 de outubro de 2016, no percentual de 7,46% sobre a energia injetada.
Parcela B
30. 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 16,2%, 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.
31. 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.
32. No caso da CEB, 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.
Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento dos custos operacionais da CEB
33.
de 2,21% 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 0,12%.
34. 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.
35. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 23,78% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,96%. A situação adveio da majoração da base líquida
em 26,27%, desde o terceiro ciclo de revisão, em razão do elevado volume de investimentos realizados desde
a terceira revisão, da ordem de R$ 570 bilhões, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração.
O aumento do WACC regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, e do início da remuneração
36.
sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais também contribuíram para o aumento
observado da remuneração do capital.
37. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 12,13% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,30%. A situação proveio da majoração da Base
Bruta combinada com a queda da Taxa de Depreciação.

Componentes financeiros
38. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CEB:
Tabela 4 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido de Financeiro da RTE | (30.315.206,81) | -1,29% |
| CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido de Financeiro da RTE | 188.731.263,80 | 8,01% |
| CVA em Processamento - Transmissão - Líquido de Financeiro da RTE | 4.053.831,18 | 0,17% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (92.362.776,34) | -3,92% |
| Neutralidade dos Encargos | 8.722.663,17 | 0,37% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | 25.727.835,99 | 1,09% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 92.740,81 | 0,00% |
| Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE | 17.066.774,96 | 0,72% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 78.513,00 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (128.776,96) | -0,01% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | (14.569.143) | -0,62% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (11.611.573) | -0,49% |
| Diferimento Tarifário IRT 2014 | 134.742.900 | 5,72% |
| Compensação Financeira - Efeito de Acordos Bilaterais com Geradoras (CCEAR) | (900.365) | -0,04% |
| Total | 229.328.681,77 | 9,73% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
39. Os componentes financeiros mais expressivos foi a CVA energia, Saldo a Compensar do ano
anterior e o Diferimento Tarifário, referente ao reajuste de 2014.
40. Segundo a SGT, os principais motivos do impacto, de 8,01%, da CVA energia foram: (a)
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 nº 1.836, de 9 de dezembro de 2014, e cobrada
a partir de janeiro de 2015; (b) os custos dos contratos de cotas de garantia física, que tiveram valores
majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação
de Cotas de Garantia Física e Potência, realizado em novembro de 2015, em que foi incorporada nova parcela
de custo relacionado ao Retorno da Bonificação pela Outorga; e (c) 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 8,13%.
41. Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -3,92%, 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.

42. Já o financeiro de Diferimento Tarifário IRT 2014, tratado no processo nº 48500.002038/201505, refere-se ao remanescente de parcela diferida no reajuste de 2014, que, conforme NT nº 340/2015 –
SGT/ANEEL, está sendo incorporado nesta revisão, no montante atualizado de R$ 134.742.899,74, com
impacto de 5,72%. Em virtude disso, deixo de analisar o pedido de reconsideração interposto pela distribuidora
em face da REH nº 1.937/2015, que solicitou a inclusão do valor remanescente, por perda do objeto.
43. Ressalta-se que a CEB pleiteou o cálculo da CVA do componente CDE Energia (CONTAACR), alegando desconcatenação entre o pagamento e a cobertura tarifária para a competência de agosto de
2015, em que só obteve cobertura de 6 (seis) dias.
44. Ocorre que esse assunto foi exaustivamente discutido na finalização da AP nº 78/2011 que
culminou na REN nº 703/2016, que aprovou o Módulo 4 do PRORET – Financeiros, e o voto do Diretor-Relator
Reive Barros dos Santos elucidou a matéria, conforme abaixo:
"72. Cabe esclarecer primeiramente que a CDE–ENERGIA refere-se a cotas da CDE que,
diferentemente da CDE–USO, por força de dispositivo legal, possuem destinação e
remuneração específicas, estando concatenadas com o processo tarifário das distribuidoras.
Sobre esse encargo incide a CDI + 2,74%, no caso da Conta-ACR, de que trata o Dec.
8.221/2014, e o IPCA, para a devolução dos recursos repassados às distribuidoras em 2013,
em atendimento ao Decreto nº 7.945/2013. Por esse motivo as cotas da CDE– ENERGIA foram
concatenadas com os processos tarifários das distribuidoras e por isso não deve ser apurada
a CVA para esse encargo, do contrário, incidiria também a remuneração pela Taxa Selic.
73. Ademais, a SGT argumenta, com o que se concorda, que no caso da CDE-ENERGIA devese entender tanto pagamento como cobertura por meses de competência. Ou seja, confere-se
uma cobertura de doze meses, para a realização de pagamentos também em doze meses.
Dessa forma, não há porque realizar o cálculo da CVA, salvo se a alteração da obrigação
não fosse no mesmo mês de competência do processo tarifário, independente do dia em
que ocorre o processo tarifário e o dia que ocorre o pagamento."
45. O parágrafo 30 do Submódulo 4.2 do PRORET também estipula esse tratamento, conforme
abaixo:
"30. A CVA CDE Energia (Decreto 7.945 ou Conta ACR) será apurada apenas nos casos em
que as cotas homologadas pela ANEEL não forem concatenadas com os processos de reajuste
e revisão tarifária."
46. Dessa forma, com base no Submódulo 4.2 do PRORET e no voto do Diretor-Relator que
aprovou a REN nº 703/2016, a área técnica negou o pleito da Distribuidora.
47. Ademais, cumpre frisar que já existe uma discussão em andamento, no bojo do processo nº
48500.001624/2014-43, com o fim de atualizar o §2º do Artigo 1º das REH 1.863/2015 e REH 2.004/2015, que

definiram as cotas mensais da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, destinadas à amortização das
operações de crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE na gestão da
Conta no Ambiente de Contratação Regulada - CONTA-ACR. Tal tema foi proposto pela ABRADEE, no ensejo
de que "o ajuste da regulamentação sob trato contábil pode preservar os resultados econômicos de 2016 das
distribuidoras, sem pressionar impactos tarifários concomitantes e, ainda, evitar transferências indesejadas de
resultados entre a competência desse ano e a do final do período de amortização da Conta ACR".
48. Por fim, cabe destacar ainda que, conforme a 31ª Reunião Pública Ordinária de 2015, a
Diretoria da Aneel determinou que a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF e
a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, sob coordenação da SFF, instruíssem processo específico para
apurar a conduta da CEB-DIS quanto à baixa do passivo regulatório relacionado ao procedimento de
reclassificação dos consumidores Baixa Renda e à não reversão dos valores em favor dos consumidores da
Distribuidora. Ocorre, todavia, que, até o presente momento, tal análise não foi concluída pela área técnica,
motivo pelo qual pugno pela prorrogação da discussão para o processo tarifário seguinte.
Subvenção da CDE para descontos tarifários
49. 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.
50. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
CEB, em relação às competências entre outubro/2016 a setembro/2017, é de R$ 3.299.852,84 (três milhões e
duzentos e noventa e nove mil e oitocentos e cinquenta e dois reais e oitenta e quatro centavos). Esse valor já
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 a setembro/2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
51. 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.
52. 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 1,20%.
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. 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 CEB é de
-1,21%.
54. 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.
55. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CEB até a próxima revisão
tarifária será de -0,01%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada processo de
reajuste.
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
56. A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública 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] | -1,62% | -1,45% | 0,17% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -2,89% | -2,66% | 0,23% |
| Custos de Transmissão | 0,07% | 0,09% | 0,02% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1,20% | 1,12% | -0,08% |
| PARCELA B | 2,87% | 2,79% | -0,08% |
| CO + Anuidades + RI | 0,92% | 0,89% | -0,03% |
| Remuneração | 1,09% | 0,96% | -0,13% |
| Depreciação | 0,23% | 0,30% | 0,07% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,63% | 0,64% | 0,01% |
| Reposicionamento Tarifário | 1,25% | 1,34% | 0,09% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 6,51% | 9,73% | 3,22% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -7,65% | -7,65% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | 0,26% | 0,00% | -0,26% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 0,37% | 3,42% | 3,05% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
57. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:

(i) os encargos setoriais, que representaram uma variação de 0,23% em relação ao que foi
apresentado para abertura da AP 49/2016, devido, especialmente, ao ajuste de mercado;
(ii) os componentes financeiras do processo atual, com variação de 3,22%. Do qual se destaca a
consolidação do cálculo da CVA e demais financeiros, os quais, na fase de abertura da AP, ainda
eram provisórios e carentes de fiscalização.
58. 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
3,3%
PROINFA 2,3%
Custo de
Energia
50,3%
Encargos CDE 17,5%
Setorias
25,8%
Custo de
ESS/EER 4,9%
Distribuição
20,7%
Outros 1,0%
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
2,5%
Encargos
Setoriais
19,3%
ICMS 20,5%
Tributos
Custo de
25,2%
Energia
37,6%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS 4,6%
15,5%
Gráfico IV – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
59. 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:
500,00
Tarifa B1 Residencial
456,99
450,00
436,76
Variação IGPM
400,00
Variação IPCA
369,31
350,00
300,00 302,75
298,25 296,15
279,52
262,82
256,47
250,00 251,62
243,41
200,00
150,00

ago/07 ago/08 ago/09 ago/10 ago/11 ago/12 ago/13 ago/14 mar/15 ago/15 out/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

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
60. No Gráfico 6 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC
e FEC para a CEB-DIS. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média
anual é de 4,86% no DEC e 6,43% no FEC.
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - CEB-DIS
25,00
20,00
19,93
15,55 17,39
15,00 14,52
13,63 15,50
12,92
12,14
13,79 11,76
11,38
10,51
12,08 10,09
9,46

10,00 20,16 11,25 9,24
10,74 8,62
17,98 17,73 8,27

16,95 17,51 9,26 7,61
16,06 16,26 15,72 15,78
15,21 14,81 14,79 15,50 8,56
7,91
13,16 7,57

11,86 11,66 6,91
6,36
5,00 5,79
0,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da CEB-DIS
Fonte: Nota Técnica no 136/2016-SRD/ANEEL.
61. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 7 e 8 apresentam
uma comparação entre os limites da CEB-DIS e os limites de outras distribuidoras localizadas na Região Centro
Oeste.

Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Centro Oeste
40,00
35,00
30,00
25,00
(horas) CEB-DIS
CELG-D
Limite 20,00
CHESP
EMS
DEC
EMT
15,00
10,00
5,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 7 – Limites de DEC de distribuidoras da Região Centro Oeste
Fonte: Nota Técnica no 136/2016-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Centro Oeste
40,00
35,00
30,00
(interrupções)
25,00
CEB-DIS
CELG-D
20,00
CHESP
Limite
EMS
FEC 15,00 EMT
10,00
5,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 8 – Limites de FEC de distribuidoras da Região Centro Oeste
Fonte: Nota Técnica no 136/2016-SRD/ANEEL.
62. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CEB-DIS são os menores da
região, dadas as condições da área de concessão da empresa.

63. 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 CEB-DIS entre 2013 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CEB-DIS
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 2.880.572 9.039.749,59
2014 2.381.778 7.038.613,66
2015 2.501.280 10.281.309,16
Fonte: ANEEL.

III. DIREITO
Esta fundamentação encontra amparo nas seguintes normas:
64.
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 66/1999.
IV. DISPOSITIVO
65. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000021/201696, 48500.003258/2016-29 e 48500.002038/2015-05, voto por:
i.) Aprovar os resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CEB, a vigorar a partir de 22
de outubro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
3,42%, sendo de 1,04% para os consumidores em alta tensão e de 4,62% 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 CEB;
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 CEB, de modo a custear
os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,20%;
g) fixar o componente T do Fator X de -1,21%;

fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela CEB; e
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:
Reajuste 2017 Reajuste 2018 Reajuste 2019 Reajuste 2020

7,46% 7,46% 7,46% 7,46%
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)

7,05% 7,05% 7,05% 7,05%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)
ii.) Julgar prejudicado o pedido de reconsideração imposto pela distribuidora em face da REH nº
1.937/2015 que homologou o resultado do reajuste tarifário de 2015 da CEB Distribuição, por perda de
objeto.
Brasília, 18 de outubro de 2016.
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor