REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 958/2021
Tipo de documento: voto
Assunto: Aprovação
Situação: REVOGADA
Publicação: 2021-12-15
Autor: ANEEL

46ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 07/12/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.000599/2019-95
INTERESSADA: Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: Diretoria - DIR
ASSUNTO: Resultado da Consulta Pública n. 029/2020, instituída com o objetivo de obter subsídios para
o aprimoramento metodológico do tratamento das Perdas de Energia e das Receitas Irrecuperáveis e
sobre as minutas de texto dos submódulos 2.2, 2.2A e 2.6 dos Procedimentos de Regulação Tarifária -
PRORET.
I. R E L A T Ó R I O
Em 3 de julho de 2019 foi instaurada a Consulta Pública – CP n. 18, de 2019, com o objetivo
de obter subsídios para avaliação da necessidade de atualização dos parâmetros dos submódulos 2.2/2.2
A (Receitas Irrecuperáveis) e 2.6 (Perdas de Energia).
2. Em 9 de abril de 2020, após a análise das contribuições recebidas, foi instaurada a Consulta
Pública n. 29, de 2020, com período de contribuição entre 10 de abril e 10 de agosto de 2020.
3. Em 6 de outubro de 2021 foi emitida a Nota Técnica n. 99/2021-SRM/SGT/ANEEL, de 2021,
que recomenda à Diretoria Colegiada a aprovação das novas versões dos módulos 2.2/2.2A (Receitas
Irrecuperáveis) e 2.6 (Perdas de Energia) do PRORET.
4. Em 18 de outubro de 2021, foi emitida a Nota Técnica n. 102/2021-SRM/SGT/ANEEL, que
retifica trechos da Nota Técnica anterior.
5. Em 6 de dezembro de 2021, foi emitida a Nota Técnica n. 122/2021-SRM/SGT/ANEEL, que
retifica os dados de receitas irrecuperáveis ao corrigir os dados da RGE Sul e excluir os dados da CEA.

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6. Destaco, por ponto relevante no presente processo, que além das reuniões ordinárias
realizadas durante o processe de análise das contribuições, realizamos reuniões com os grupos
econômicos Equatorial, Light, Energisa, Enel, Cemig e Abradee.
7. É o relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
8. O processo trata do Resultado da Consulta Pública n. 029/2020, instituída com o objetivo
de obter subsídios para o aprimoramento metodológico do tratamento das Perdas de Energia e das
Receitas Irrecuperáveis nos processos tarifários.
9. A decisão que encaminho é no presente processo é no sentido de APROVAR as novas
versões dos módulos 2.2/2.2A (Receitas Irrecuperáveis) e 2.6 (Perdas de Energia) do PRORET, com a
metodologia a seguir detalhada.
10. Desde o segundo ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL vem aprimorando as metodologias
aplicáveis à definição dos níveis regulatórios de perdas não técnicas e receitas irrecuperáveis. Ambas as
metodologias têm objetivos comuns, quais sejam o de reconhecer nas tarifas somente os níveis
considerados eficientes, ou seja, o nível de perdas de energia e perda de arrecadação que mesmo um
operador eficiente teria dadas as características da área de concessão na qual atua.
11. A solução do problema regulatório não é trivial.
12. Enquanto no primeiro e segundo ciclo de revisões tarifárias, não havia uma metodologia
objetiva para definição dos referenciais regulatórios, a partir do terceiro ciclo a ANEEL decidiu adotar
modelos econométricos que buscam identificar a parte das perdas que decorre das características da área
de concessão na qual a distribuidora atua daquelas perdas que podem ser reduzidas, desde que haja
eficiência gerencial. A metodologia busca mitigar o problema da assimetria de informação entre regulador
e regulado.

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13. Para identificar o potencial de redução das perdas, nada melhor do que comparar o
desempenho relativo de todas as distribuidoras por meio de um modelo de benchmarking. No entanto,
nem todas as distribuidoras são comparáveis entre si e daí vem o conceito do Ranking de Complexidade
a partir do qual, somente distribuidoras que atuam em condições tão ou mais complexas são utilizadas
como benchmarking, evitando a definição de metas inatingíveis. No presente processo, como veremos,
houve substancial evolução quanto à escolha das variáveis socioeconômicos e dos modelos
econométricos empregados na definição do Ranking de Complexidade.
14. Mesmo como todos os avanços, a nova metodologia também reconhece que há concessões
com Áreas de Severas Restrições Operativas, nas quais o Ranking de Complexidade não é suficiente para
explicar toda o contexto envolvido no combate às perdas não técnicas, exigindo um tratamento
diferenciado. No entanto, conforme se detalhará à frente, as concessionárias nas quais tal tratamento é
necessário são poucas e definidas de forma objetiva sendo, portanto, possível limitar os seus efeitos.
II.1 Banco de Dados e Variáveis do Modelo Econométrico
15. Com relação ao banco de dados utilizado, vale destacar a utilização dos dados de mercado
do Sistema de Acompanhamento de Mercado – SAMP e demais variáveis até o ano de 2019 e a utilização
do método de imputação de dados denominado spline para se estimar valores quando há ausência de
dados. Ao final, a base de dados consiste em 33 variáveis socioeconômicas, de 2010 a 2019, com fontes
públicas e checáveis como o IBGE, Banco Central, Ministério da Justiça, DATASUS, IDEB e a própria ANEEL,
divididas em quatro dimensões consideradas relevantes aos estudos: habitação, renda, infraestrutura e
violência.
16. Com relação às variáveis a serem testadas nos modelos econométricos, as contribuições
foram no sentido de manter variáveis tradicionalmente utilizadas e pela ampliação dessas variáveis.
Foram aceitas a maior parte das contribuições, desde que as variáveis tenham passado pelo teste de
significância estatística, sinal coerente com o resultado esperado e relevância da variável para explicar as
perdas não técnicas.
II.2 Ranking de Complexidade

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17. Como aprimoramento, está sendo proposto deixar de utilizar somente três modelos
econométricos para a definição do Ranking de Complexidade. A utilização de um número maior de
modelos permite que variáveis diferentes sejam empregadas e, como consequência, uma diversidade
maior de empresas sejam consideradas benchmarking nos diferentes modelos utilizados, trazendo maior
segurança para a utilização de seus resultados.
18. A metodologia para definição do Ranking de Complexidade foi dividida em três etapas,
detalhadas no quadro a seguir. Ao fim, o ranking e a matriz de probabilidade de comparação entre as
distribuidoras são definidos a partir dos melhores 138 modelos econométricos.
Quadro 1 – Etapas de seleção dos modelos econométricos

Item 1ª Etapa 2ª Etapa 3ª Etapa
Número inicial de variáveis 33 20 17
Pelo menos uma variável de cada uma Pelo menos uma variável de cada uma
das quatro dimensões relevantes: das quatro dimensões relevantes:
habitação, renda, infraestrutura e habitação, renda, infraestrutura e

Restrições Mínimo de 3 e máximo de 5 variáveis violência violência
Desconsidera modelos em que as
variáveis "Sub" e "Sub_domic" Número de modelos com as variáveis
aparecem de forma conjunta "Sub" e "Sub_domic" deve ser igual

Modelos testados 283.712 1.104 816
Critério de Permanência do variáveis com p.valor inferior a 10% variáveis com p.valor inferior a 10% variáveis com p.valor inferior a 10%
modelo Sinal coerente Sinal coerente Sinal coerente
Modelos que passaram nos

testes 2.925 220 171
10% melhores modelos (de 2.952) 10% melhores modelos (de 220) Exclusão dos modelos com a variável
conforme estatística RMSE20, conforme estatística RMSE20, "Sub_domic" com menor R² até atingir o
Seleção de Modelos

resultando em 292 modelos por resultando em 22 modelos por número de modelos com a variável
distribuidora distribuidora "Sub", resultando em 138 modelos.
Entre os melhores modelos de cada Entre os melhores modelos de cada
Seleção de Variáveis distribuidora, observa-se quais são as distribuidora, observa-se quais são as
variáveis mais frequentes. variáveis mais frequentes.
Número final de variáveis 20 17
19. O quadro a seguir compara a simulação das metas considerando a proposta de abertura da
CP 29, de 2020, que considerava apenas 3 modelos econométricos, e as metas simuladas com base na
proposta de fechamento, com 138 modelos econométricos. Os percentuais se referem às perdas não
técnicas comparadas com o mercado de baixa tensão, sistemática que será adotada ao longo de todo o
presente Voto. O quadro apresenta as metas das 30 primeiras empresas no ranking de complexidade
socioeconômica bem como a quantidade de benchmarks em cada uma das propostas.

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Quadro 2 – Simulação de Metas
20. Observa-se que a quantidade de diferentes benchmarks aumenta de 6 para 15 com a
diversificação de modelos da proposta final, diminuindo assim a concentração em poucas empresas e o
risco de se definir metas incompatíveis com a realidade de cada concessão. A meta média aumentou de
7,9% para 9,9%, indicando que, no geral, as metas são menos agressivas com o aumento do número de
modelos.
21. De uma maneira geral, há o reconhecimento quase unânime por parte dos que
participaram na consulta pública de que houve avanço na modelagem. Restou uma única contribuição
feita pela Enel para a exclusão da Variável Sub_Domic, que busca mensurar a atualização da quantidade
de domicílios em aglomerados subnormais. Segundo a contribuição, a variável se trataria de uma
estimativa preliminar realizada pelo IBGE, feita de forma amostral, sem a mesma qualidade de uma
variável censitária.
22. Ao analisar a contribuição, recomendo manter a utilização da variável. Primeiro porque se
trata de dimensão fundamental para a explicação das perdas não técnicas, segundo porque dado que o
censo foi realizado em 2010, a atualização da variável é importante para tornar a modelagem mais
aderente com a atual situação vivenciada pelas distribuidoras, terceiro porque há estudo publicado pelo

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organização MapBiomas1 que confirma a tendência de aglomerados subnormais identificada pela variável
amostral do IBGE e, finalmente, pela melhora substancial nos resultados alcançados pela modelagem,
com maior diversificação de benchmarkings.
II.3 Ponto de Partida – Concessões sem Áreas com Severas Restrições Operativas
23. Na definição do ponto de partida da trajetória regulatória de perdas não técnicas, há uma
relação de compromisso entre a estabilidade e a atualidade. A estabilidade é representada pela
permanência da meta definida na revisão tarifária anterior. A atualidade se baseia no nível efetivamente
realizado de perdas não técnicas nos anos que antecedem a revisão tarifária e na atualização dos estudos
de benchmarking.
24. Se por um lado, o peso muito grande à estabilidade pode deixar de capturar alguma
mudança conjuntural sob o ponto de vista socioeconômico que afeta o nível eficiente de perdas, por
outro, um peso exagerado à atualidade pode tornar os incentivos econômicos de longo prazo menos
críveis, sobretudo se o ponto de partida se basear somente no nível realizado pela distribuidora.
25. As metodologias, portanto, têm buscado uma ponderação entre estabilidade e atualidade.
Nesse sentido, a proposta base trazida pelas Superintendências foi que o ponto de partida seja definido
como o menor valor entre as perdas realizadas nos últimos três anos (atualidade) e a meta do ciclo
anterior (estabilidade). Até aqui, a única alteração com relação ao processo vigente seria a alteração da
média para os últimos três anos, ao invés de quatro, tentando capturar um pouco melhor a conjuntura
mais recente. De forma e evitar pontos de partidas não razoáveis, há exceções à essa regra geral: metas
maiores que o ponto de partida e áreas sob severa restrição operativa.
26. Na hipótese de metas maiores que o ponto de partida, as Superintendências recomendam
que se adote como ponto de partida a própria meta calculada. Isso porque houve importantes
aprimoramentos nos modelos econométricos, com melhoria do processo de seleção de variáveis e
modelos, de modo que se tem maior segurança na definição das metas. Nesse sentido, se a modelagem
demostra, de forma robusta, que o atual nível regulatório não reflete com precisão o nível eficiente de
1 ÁREA URBANIZADA NOS ÚLTIMOS 36 ANOS Destaques do mapeamento anual das áreas urbanizadas no Brasil entre 1985 a 2020.
MAPBIOMAS (novembro de 2021)

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perdas não técnicas dadas as características daquela área de concessão, então o ponto de partida passaria
a ser a nova meta calculada, sem necessidade de trajetória.
27. O tratamento a ser dado às áreas sob severa restrição operativa será discutido em seção
específica deste Voto.
28. Foram apresentadas ainda duas alternativas regulatórias para a definição do ponto de
partida para avaliação da Diretoria: Alternativa 1: 87,5% meta do ciclo anterior e 12,5% as perdas não
técnicas médias nos últimos três anos e Alternativa 2: 75,0% meta do ciclo anterior e 12,5% as perdas não
técnicas médias nos últimos três anos.
29. Recomendo a adoção da Alternativa 1, porque me parece um incentivo de longo prazo mais
adequado, que tende a trazer redução dos índices de perdas não técnicas, que retroalimentaram os
modelos de benchmarking e, consequentemente, as metas regulatórias. Explico.
30. A metodologia de perdas não técnicas tem sido um pouco mais rigorosa do que diversas
outras metodologias adotadas pela ANEEL. Por exemplo, nos custos operacionais, se uma empresa é mais
eficiente do que o referencial regulatório, tal diferença é preservada na revisão tarifária e, portanto, são
claros os incentivos à redução permanente dos custos operacionais. O mesmo se aplica às receitas
irrecuperáveis onde a empresa tenta sempre ter o mínimo nível de receitas irrecuperáveis porque a
diferença entre o nível real e a nível mediano de distribuidoras comparáveis é preservada inclusive nas
revisões tarifárias. Lógica semelhante se aplica à definição do WACC, no qual as distribuidoras sabem que
precisam ter custo de dívida menor do que o referencial regulatório, à definição da base de remuneração
regulatória e até em metodologias que não são de regulação econômica, como os limites de DEC e FEC,
nos quais as distribuidoras são incentivadas a reduzir ao máximo os indicadores porque sabem que a
metodologia não captura toda a melhora na definição de seus novos limites, na revisão tarifária
subsequente.
31. Ocorre que na metodologia de perdas não técnicas, caso a distribuidora consiga bater os
referenciais regulatórios, todo o ganho é capturado na próxima revisão, quando o ponto de partida passa
a ser a média realizada nos últimos três anos. Aqui vejo a necessidade de uma importante reflexão a ser
feita: as distribuidoras teriam o mesmo incentivo a reduzir seus custos operacionais, receitas

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irrecuperáveis, custo de capital, custo com aquisição de equipamentos e indicadores de continuidade se
soubessem que todo o ganho seria integralmente revertido na próxima revisão tarifária?
32. Discussões conceituais à parte, o fato objetivo é que distribuidoras com menor nível de
perdas não tem mais reduzido e, consequentemente, deixaram de mover a fronteira de eficiência. Com
isso, infelizmente, as metas que agora estamos definindo são maiores do que as que definimos no último
ciclo de revisões. Nesse sentido, acredito a ponderação de 87,5% para a meta definida no ciclo anterior e
12,5% para a média dos últimos três anos reforça os incentivos de longo prazo à redução de perdas e,
caso as perdas realmente voltem a reduzir, há uma retroalimentação automática dos níveis a serem
reconhecidos nas revisões tarifárias, em benefício da modicidade tarifária. Prefiro a Alternativa 1 à
Alternativa 2 porque acredito que mais peso deve ser dado à meta definida no ciclo anterior do que ao
nível realizado porque quanto mais se aproxima do nível realizado, menor o incentivo às mais eficientes
e menor o rigor com as menos eficientes, que passam a repassar grande parte de suas perdas para as
tarifas.
II.3 Metas e Limite de Redução Anual de Perdas
33. Houve diversas contribuições no sentido de não se utilizar o primeiro benchmarking e sim
o segundo ou uma média dos primeiros para a definição das metas. No entanto, nesse ponto não vejo
razão para se alterar a metodologia vigente. Primeiro, porque houve uma melhora substancial da
modelagem econométrica e, consequentemente, da robustez na definição do ranking de complexidade.
Depois, porque esse aprimoramento metodológico também leva à uma melhora na definição da matriz
de probabilidades de comparação, que representa as incertezas das estimativas do índice de
complexidade. Nesse sentido, a metodologia já atribui um peso grande ao nível real de perdas da própria
empresa quando a matriz de probabilidades de comparação indica que há pouca certeza de que a área de
concessão do benchmarking seja realmente mais complexa sob o ponto de vista da dificuldade ao
combate às perdas não técnicas. A formulação a seguir, retirada da minuta de PRORET, demonstra esse
conceito.

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34. Nesse sentido, há segurança para se manter o conceito de que uma distribuidora atuando
em área mais complexa, com menor nível de perdas não técnicas, pode e deve ser utilizada como
referencial para o nível regulatório de perdas não técnicas eficientes. Acompanho, portanto, a proposta
base das Superintendências de se utilizar o primeiro benchmarking para a definição das metas.
35. De toda forma, há exceções à regra geral para definição das metas que são as
distribuidoras com maior nível de complexidade, distribuidoras com áreas sob severa restrição
operativa e ponto de partida inferior ao ponto de saturação.
36. O primeiro grupo compreende distribuidoras acima do percentil 90 do Ranking de
Complexidade e são as distribuidoras de Grande Porte CEA, Equatorial Pará e Amazonas Energia e a
distribuidora de Pequeno Porte Energisa Borborema. Para essas, o nível regulatório de perdas poderá ser
estabelecido mediante análises complementares nos processos específicos de revisão tarifária. O
tratamento a ser dado às áreas sob severa restrição operativa será detalhado em seção específica do
Voto.
37. Desde o ciclo anterior, a ANEEL adotou um ponto de saturação, ou seja, um nível mínimo
abaixo do qual não há meta de redução de perdas não técnicas dadas as incertezas envolvidas no
estabelecimento das metas abaixo desse patamar. Os limites definidos eram de 7,5% para empresas de
grande porte e de 2,5% para pequeno porte. Para o próximo ciclo de revisões tarifárias, propõe-se a
redução desses patamares para 6,0% e 2,0%. Os valores foram calculados pelo percentil 12,5 (metade do
primeiro quartil) dos níveis realizados de perdas não técnicas, excluídos os outliers, entre os anos de 2008
e 2020. Nesse sentido, para as distribuidoras de grande e pequeno porte cujo ponto de partida seja

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inferior a 6% e 2%, respectivamente, não há trajetória de redução, assumindo-se como meta o próprio
ponto de partida.
38. Definidas as metas, o próximo desafio diz respeito à velocidade de convergência para meta
ou o limite de redução anual de perdas. Para seu dimensionamento, foram utilizados os dados de perdas
de 2008 a 2020. Utilizou-se o critério de soma móvel de três anos, de modo a evitar mudanças abruptas
e buscar tendências de longo prazo. Após o tratamento da base de dados e exclusão de dados atípicos,
utilizou-se como curva de referência os dados de 33% da amostra com maior nível de redução de perdas.
Aproximadamente 70% das distribuidoras de grande porte estão representadas na amostra, 25 de 36
distribuidoras. A figura a seguir ilustra os resultados alcançados. Vale destacar que metodologia similar
foi aplicada para as distribuidoras de pequeno porte.
Figura 1 - Curvas do limite de redução para distribuidoras de grande porte
39. A interpretação dos resultados é a seguinte. Na revisão tarifária, busca-se uma trajetória
linear entre o ponto de partida e a meta. Se essa trajetória tem uma velocidade menor que o limite de
redução anual, essa é a nova trajetória regulatória. Se a velocidade for maior, então a trajetória passa a
ser limitada pelo limite de redução anual.
40. Para perda regulatória menor ou igual a 6% a velocidade é zero, ou seja, não há trajetória.
A partir daí, quanto maior a perda regulatória, maior a velocidade anual de redução até a meta definida,
sendo que a velocidade máxima de redução anual será de 3% ao ano, para perdas regulatórias superiores
a 32%.

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II.4 Áreas com Severas Restrições Operativas – ASRO
41. A maior parte das contribuições foi no sentido de reconhecimento integral das perdas
verificadas em áreas com essas características, dada a falta de mecanismos gerenciáveis para o combate
às perdas por parte das distribuidoras nessas localidades.
42. Embora não se caminhe para uma regulação de neutralidade de perdas nessas áreas, houve
avanços importantes na regulação da matéria. Em primeiro lugar, há o reconhecimento de que o modelo
econométrico, com suas quatro dimensões principais (habitação, renda, infraestrutura e violência) pode,
em situações particulares, não modelar de forma suficientemente adequada a complexidade envolvida
no combate às perdas não técnicas, exigindo um tratamento particular nos processos de revisão tarifária.
43. Por outro lado, a metodologia deve mitigar o problema da assimetria da informação,
delimitar o tratamento específico àquelas áreas de concessão nas quais as restrições de acesso para
combate às perdas sejam realmente relevantes e evitar um processo que exija enorme esforço de
monitoramento e fiscalização. Por óbvio que é fundamental se identificar, isolar e medir o tamanho do
problema, até para subsidiar discussões com o regulador. No entanto, não se deve simplesmente repassar
os resultados de tais medições para as tarifas.
44. Nesse sentido, buscou-se uma fonte de dados pública que pudesse ser acessada pela
ANEEL, cuja regra de formação seja externa ao setor elétrico. A melhor informação disponível é a base de
dados dos CORREIOS que, embora, por questões estratégicas, não seja disponibilizada na íntegra, permite
a consulta por CEP, na qual se identifica se determinado CEP tem entrega regular, diferenciada (até 7 dias
úteis de acréscimo ao prazo regular) ou interna (sem entrega domiciliar, devendo a entrega ser retirada
numa agência dos CORREIOS).
45. A partir de uma amostragem estatística com margem de erro de 5%, foram consultados
6.607 CEPs em 36 áreas de concessão, entre outubro e dezembro de 2020, obtendo-se os resultados
apresentados na tabela a seguir.
– Percentual de CEP por restrição de entrega e área de concessão (outubro a dezembro 2020)
Tabela 1

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46. Para fins de regulação de perdas não técnicas, a falta de acesso fica mais bem evidenciada
pelas áreas com entrega interna. Nota-se uma situação bastante particular nas áreas de concessão do
Estado do Rio de Janeiro (Light e Enel Rio) e na CPFL Piratininga, no estado de São Paulo. Para as demais,
ainda que o problema exista, não chega a ser relevante ao ponto de exigir um tratamento diferenciado
nos processos de revisão tarifária.
47. Nesse sentido, propõe-se que somente concessões com nível de entrega interna superior
a 10% dos CEPs na média dos últimos três anos anteriores à revisão tarifária sejam elegíveis ao tratamento
regulatório diferenciado. Além disso, a distribuidora deve apresentar estudos no processo de revisão
tarifária que corroborem à existência das áreas com severas restrições operativas e a relação do problema
com as perdas não técnicas. A aplicação ou não da exceção à regra deve ser avaliada no caso concreto.
48. Para as concessionárias elegíveis ao tratamento diferenciado, as Superintendências
recomendam que o ponto de partida seja definido como uma ponderação de 87,5% a meta definida no
ciclo anterior e 12,5% as perdas médias realizadas da distribuidora nos últimos três anos.
Alternativamente, foram apresentadas duas alternativas, com ponderações de 75%/25% e 50%/50%
entre a meta definida no ciclo anterior e a média dos últimos três anos, respectivamente.
49. Como meta foi proposto que se adotasse a média dos benchmarks cujas metas resultantes
situam-se abaixo e acima de 75% do reconhecimento das perdas da distribuidora em análise.
50. Aqui também proponho uma pequena alteração com relação à proposta base e suas
alternativas. Acredito que devemos limitar a discricionariedade a ser adotada nos processos específicos

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de revisão tarifária, mas não seria adequado eliminá-la por completo. Isso porque a origem do problema
resido exatamente no fato de que o modelo econométrico não consegue refletir com precisão o problema
da ASRO. Além disso, como vimos nos dados dos CORREIOS, o problema pode ter dimensões distintas na
Light, na Enel Rio, na CPFL Piratininga ou em outras concessões que porventura ultrapassem o limite de
10% nos próximos anos. Nesse sentido, considero que tratar todos com a mesma métrica e definir exante tal tratamento pode resultar em pontos de partida ou metas não razoáveis.
51. Nesse sentido sugiro que o ponto de partida seja definido como uma ponderação entre
87,5% e 50% para a meta definida no ciclo anterior e a diferença sendo o peso a ser dado ao nível real de
perdas que, consequentemente, variaria entre 12,5% e 50%. Como a métrica 87,5%/12,5% é exatamente
a métrica a ser adotada para as demais distribuidoras, no limite, não haveria tratamento diferenciado na
revisão específica. E no máximo, haveria a ponderação 50%/50%, trazida na Alternativa 2 proposta pelas
Superintendências.
52. Com relação à meta, valeria a mesma lógica, ao invés de definir que a meta será a "média
dos benchmarks cujas metas resultantes situam-se abaixo e acima de 75% do reconhecimento das perdas
da distribuidora em análise" recomendo que a meta seja definida a partir da análise dos benchmarks que
se situam entre 70% e 80% do reconhecimento das perdas da distribuidora em análise. O valor central
continua sendo os 75% proposto pelas Superintendências, mas haveria alguma discricionariedade para
excursionar entre 70% e 80% a partir das análises complementares a serem feitas nos processos
específicos de revisão tarifária.
II.5 Análise de impacto da metodologia proposta
53. De início, importante contextualizar o momento em que a presente decisão é tomada. A
figura a seguir compara o nível real e o regulatório de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa
tensão nas quatro regiões do país. Exceto na Região Norte, nota-se uma tendência de redução dos níveis
regulatórios de perdas não técnicas. Os níveis reais, também tinham uma tendência de redução, até os
anos de 2017 e 2018, quando há uma inversão e os níveis reais passam a subir. Cresceu nos últimos anos,
portanto, a diferença entre os níveis reais e regulatórios de perdas.

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Figura 2 – Comparação entre os níveis reais e regulatórios de perdas não técnicas (%BT)
54. Como num modelo de benchmarking as metas dependem do desempenho real das
empresas mais eficientes, o contexto atual explica a razão pela qual em todas as alternativas propostas
pelas Superintendências há uma elevação dos níveis regulatórios de perdas não técnicas quando
comparado com a metodologia atualmente vigente, conforme se depreende do gráfico a seguir, que
mostra o nível médio Brasil.
Figura 3 – Resultados PNT/BT Faturado – Média Brasil

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55. A primeira coluna mostra a metodologia atual. A segunda coluna de cada um dos anos
representa a proposta base trazida pelas Superintendências, ou seja, um ponto de partida de 11,62%
sobre o mercado BT. A proposta que recomendo é muito próxima da quinta coluna que representa um
ponto de partida 0,39% acima da proposta base. Quando se observa o quinto ano, a diferença entre as
duas propostas é ainda menor, de 0,07% do mercado BT.
56. Em termos de impacto tarifário, há uma majoração de 0,12% no ponto de partida e um
impacto de 0,02% no quinto ano, quando comparado com a proposta base, conforme gráfico a seguir,
comparando a primeira e a quarta coluna de cada conjunto de colunas.
Figura 4 – Impacto Tarifário comparado com a metodologia atual – Média Brasil
57. No entanto, as simulações de impacto foram feitas com os dados atualmente disponíveis,
resultantes, portanto, dos incentivos regulatórios atualmente vigentes. Acredito que, aprimorando os
incentivos de longo prazo, podemos ter uma realidade diferente da atualmente vivenciada, com as
empresas voltando a reduzir as perdas não técnicas, movendo a fronteira de eficiência, o que
automaticamente retroalimentará o modelo de benchmarking, reduzindo os níveis regulatórios de
perdas. Acredito, portanto, que é um custo pequeno no presente, para um benefício potencial grande no
futuro.
II.6 Receitas Irrecuperáveis

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58. Nesse ponto, as principais contribuições abordaram aspectos metodológicas, como
alteração dos meses a serem utilizados como referência para a definição das receitas irrecuperáveis
(atualmente de 48 a 60 meses após o faturamento), utilização da média ao invés da mediana para definir
o nível realizado de cada distribuidora, tratamento diferenciado para distribuidoras com ASRO, retirado o
limitador de áreas mais complexas, criação de um ranking de complexidade específico para receitas
irrecuperáveis, mudanças na quantidade de distribuidoras comparadas nas medianas móveis conforme a
posição no ranking, dentre outras.
59. No que se refere às receitas irrecuperáveis, o objetivo da Consulta Pública foi de atualização
de base de dados e não de revisão completa da metodologia o que pode ser discutido na próxima
oportunidade. Nesse sentido, só foram consideradas as contribuições que trataram da base de dados
utilizadas, como a exclusão dos dados da CEA, a correção dos dados da RGE Sul e o aumento da janela de
análise para 4 anos, incluindo na base de dados os valores de inadimplência de 2015 e 2016, início da crise
econômica brasileira, e ainda não recuperados respectivamente em 2019 e 2020. A tabela a seguir,
constante da Nota Técnica n. 122/2021/SRM/SGT-ANEEL sintetiza os resultados alcançados para as
distribuidoras de maior porte.
Tabela 2 – Receitas Irrecuperáveis por classe de consumo – Grupo 1
Inadimplência por Classe (Regulatória)

| Poder | Iluminação | Serviço |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Residencial | Industrial | Comercial | Rural |  |  |  |
| Público | Pública | Público |  |  |  |  |  |
| CEA | 2,03% | 1,12% | 0,88% | 1,47% | 0,38% | 0,12% | 0,30% |
| Equatorial PA | 2,03% | 1,12% | 0,88% | 1,47% | 0,38% | 0,12% | 0,30% |
| 1,92% | 0,94% | 0,85% | 1,47% | 0,32% | 0,11% | 0,29% |  |

Amazonas Energia

1,81% 0,76% 0,82% 1,46% 0,26% 0,10% 0,27%
Light

| Celpe | 1,81% | 0,62% | 0,75% | 1,35% | 0,22% | 0,08% | 0,15% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Energisa AC | 1,81% | 0,49% | 0,68% | 1,23% | 0,19% | 0,07% | 0,03% |
| Coelba | 1,81% | 0,49% | 0,68% | 1,23% | 0,19% | 0,07% | 0,03% |
| EDP ES | 1,81% | 0,49% | 0,68% | 1,23% | 0,19% | 0,07% | 0,03% |
| 1,81% | 0,49% | 0,68% | 1,23% | 0,19% | 0,07% | 0,03% |  |

Enel RJ

1,81% 0,49% 0,68% 1,23% 0,19% 0,07% 0,03%
Equatorial MA

| Enel SP | 1,81% | 0,43% | 0,68% | 1,23% | 0,19% | 0,07% | 0,02% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Energisa RO | 1,80% | 0,37% | 0,68% | 1,23% | 0,18% | 0,07% | 0,00% |
| Enel CE | 1,54% | 0,37% | 0,68% | 1,23% | 0,18% | 0,02% | 0,00% |
| Energisa PB | 1,36% | 0,36% | 0,66% | 1,18% | 0,10% | 0,01% | 0,00% |
| 1,36% | 0,36% | 0,66% | 1,18% | 0,09% | 0,01% | 0,00% |  |

Energisa SE

1,29% 0,35% 0,66% 1,12% 0,06% 0,01% 0,00%
CPFL Piratininga

Equatorial AL 1,27% 0,35% 0,56% 0,79% 0,05% 0,00% 0,00%
Equatorial PI 0,94% 0,35% 0,55% 0,67% 0,05% 0,00% 0,00%

de 18
Inadimplência por Classe (Regulatória)

| Poder | Iluminação | Serviço |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Residencial | Industrial | Comercial | Rural |  |  |
| Público | Pública | Público |  |  |  |  |
| 0,91% | 0,35% | 0,53% | 0,66% | 0,05% | 0,00% | 0,00% |

CEEE

| CEB | 0,91% | 0,35% | 0,46% | 0,50% | 0,04% | 0,00% | 0,00% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EDP SP | 0,73% | 0,35% | 0,46% | 0,50% | 0,04% | 0,00% | 0,00% |
| Cosern | 0,73% | 0,35% | 0,46% | 0,50% | 0,03% | 0,00% | 0,00% |
| Roraima Energia | 0,73% | 0,35% | 0,46% | 0,50% | 0,02% | 0,00% | 0,00% |
| 0,72% | 0,35% | 0,46% | 0,50% | 0,02% | 0,00% | 0,00% |  |

Energisa MT

0,67% 0,35% 0,46% 0,39% 0,02% 0,00% 0,00%
Cemig

| Energisa TO | 0,67% | 0,35% | 0,46% | 0,39% | 0,02% | 0,00% | 0,00% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Elektro | 0,66% | 0,35% | 0,46% | 0,39% | 0,02% | 0,00% | 0,00% |
| Copel | 0,64% | 0,35% | 0,46% | 0,32% | 0,02% | 0,00% | 0,00% |
| Enel GO | 0,64% | 0,35% | 0,44% | 0,30% | 0,02% | 0,00% | 0,00% |
| 0,64% | 0,35% | 0,44% | 0,30% | 0,02% | 0,00% | 0,00% |  |

Energisa MG

0,64% 0,35% 0,44% 0,30% 0,02% 0,00% 0,00%
RGE Sul

| Energisa MS | 0,64% | 0,35% | 0,43% | 0,30% | 0,02% | 0,00% | 0,00% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CPFL Paulista | 0,64% | 0,35% | 0,43% | 0,30% | 0,01% | 0,00% | 0,00% |
| Celesc | 0,64% | 0,35% | 0,43% | 0,29% | 0,01% | 0,00% | 0,00% |
| CPFL Santa Cruz | 0,64% | 0,35% | 0,42% | 0,26% | 0,01% | 0,00% | 0,00% |
| Energisa SS | 0,64% | 0,35% | 0,40% | 0,20% | 0,01% | 0,00% | 0,00% |

II.7 Revisão Metodológica
60. Como estamos tratando de uma avaliação da complexidade socioeconômica no combate
às perdas não técnicas e receitas irrecuperáveis, o driver fundamental para motivar a próxima revisão
metodológica é a publicação dos dados do próximo Censo Demográfico. Buscando conciliar uma revisão
efetiva da metodologia e a estabilidade da metodologia que agora discutimos, sugiro que a revisão ocorra
dois anos após a publicação dos dados do novo Censo.
III. D I R E I T O
61.
A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares: Lei n. 8.987, de
1995; Lei n. 9.427, de 1999; Lei n. 10.848, de 2004; Lei n. 12.783, de 2013; Decreto n. 2.335, de 1997;
Decreto n. 8.461, de 2015 e Resolução Normativa n. 660, de 2015.

de 18
IV. D I S P O S I T I V O
62. Diante do exposto e do que consta do Processo n. 48500.000599/2019-95, voto por
APROVAR, na forma da minuta de Resolução Normativa Anexa, os Submódulos 2.6 e 2.6A dos
Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET com aprimoramentos relativos às metodologias de Perdas
de Energia e Receitas Irrecuperáveis e os Submódulos 2.2 e 2.2-A do PRORET, somente para retirar os
dispositivos que tratavam de receitas irrecuperáveis, mantendo inalterada a disciplina relativa aos Custos
Operacionais.
Brasília, 7 de dezembro de 2021
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor