REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2118/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da sétima revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Espírito Santo Centrais Elétricas S.A - Escelsa.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-05
Autor: ANEEL

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VOTO
PROCESSOS: 48500.000032/2016-76 e 48500.002432/2016-16
INTERESSADOS: Consumidores e Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO Resultado da Sétima Revisão Tarifária Periódica da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - Escelsa,
a vigorar a partir de 7 de agosto 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 2019, consolidados
após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública no 28/2016.
I. R E L A T Ó R I O
O Contrato de Concessão de Distribuição no 1/1995, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. –
Escelsa, estabelece 7 de agosto de 2016 para a realização da sétima revisão tarifária periódica da
Concessionária.
2. As metodologias aplicáveis ao Quarto Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 4CRTP das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica são definidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e contemplam
as alterações no Módulo 2, aprovadas na Resolução Normativa no 660, de em 28 de abril de 2015.
3. Na 18a Reunião Pública Ordinária, realizada em 24 de maio de 2016, a Diretoria da ANEEL
instaurou a Audiência Pública 28/2016, entre 25 de maio e 27 de junho de 2016, na modalidade intercâmbio
documental, para discutir com a sociedade a proposta da sétima revisão tarifária da Escelsa e definir os limites
de DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Distribuidora, de 2017 a 2019.
4. Em 5 de julho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na Audiência Pública 28/2016 foi encaminhada à Escelsa e ao Conselho de
Consumidores. Em 12 de julho, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da

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Distribuidora para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a Concessionária apresentou
as suas contribuições finais. O Conselho de Consumidores optou por não realizar a reunião.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota
Técnica no 106, de 19 de julho de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e propôs
fixar os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Escelsa, de 2017
a 2019.
6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando no 281/2016–SRD/ANEEL, de 13 de julho de 2016.
7. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica no 243/2016, de 26
de julho de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Escelsa.
8. Em 2 de agosto 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 Escelsa1.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
Revisão Tarifária Periódica
9. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, o qual contempla os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de
distribuição de energia elétrica, do Fator X e da nova estrutura tarifária.
10. O reposicionamento tarifário calculado para a Escelsa, a ser submetido à audiência pública, é
de 3,77%, tendo como base de comparação, além dos custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas.
11. Ao montante calculado, foram adicionados os componentes financeiros2 correspondentes a -
1,31%. O efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa a
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.
2 Os componentes financeiros considerados em determinado cálculo tarifário "permanecem" nas tarifas por um ano; portanto, a cada
processo de reajuste, ocorre a "saída" de um conjunto de componentes financeiros e a "entrada" de outro com valores diferentes.

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redução de -5,26% na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -2,80%, onde -2,80% = (3,77%) + (-1,31%) + (-5,26%).
12. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1:
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão ( ≥ 2,3kV ) -6,18%
BT - Baixa Tensão ( < 2,3kV ) -0,67%
Efeito Médio AT+BT -2,80%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL.
13. O impacto a ser percebido por cada consumidor depende do subgrupo e modalidade tarifária
ao qual pertence.
14. A diferença entre os efeitos médios dos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) tem relação
com os itens de custos que estão sofrendo alterações, com seus pesos relativos na receita recuperada de cada
grupo e com a nova estrutura tarifária.
15. A maior variação negativa está associada aos componentes da Tarifa de Energia, que afeta
com maior intensidade os consumidores do Grupo A. Já no Grupo B, o aspecto de maior destaque está
associado aos descontos aplicados a esses consumidores e à necessidade de transição dos parâmetros
definidos no Decreto no 7.891, de 20133, refletindo em menor diminuição das tarifas desse grupo. A Nota
Técnica da Estrutura Tarifária analisa detalhadamente esse efeito.
16. Destaque-se ainda, nesse processo, os efeitos do suprimento pela Escelsa à Empresa Força
e Luz Santa Maria – EFLSM, que conforme o Despacho no 1.127, de 2015, emitido pela SGT, passou a totalizar
mercado próprio de energia superior a 500 GWh/ano. Tal fato implicou a retirada do desconto na TUSD Fio B
ao qual a Suprida tinha direito, refletindo em aumento considerável nos custos de acesso desta.
17. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
3 Regulamenta a Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária, e a Medida Provisória nº 605, de 23 de janeiro
de 2013, que altera a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e dá outras providências.

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2,81%
2,43%
0,38%
-1,31%
-1,86%
-2,80%
-5,26%

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.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
Equilíbrio econômico-financeiro
18. O reposicionamento tarifário envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o
equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. No reposicionamento tarifário, o equilíbrio da
concessão ocorre por meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para
menos, considerando a relação entre as receitas do serviço de distribuição, requerida e verificada.
19. A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais
eficientes (custo do serviço para atender à qualidade firmada pela ANEEL) e com a remuneração dos
investimentos reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e da Parcela B.
Na sétima revisão tarifária da Escelsa, a receita requerida é maior do que a verificada, o que explica o
reposicionamento tarifário de 3,77%.
20. A Tabela 2 demonstra os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto
de cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida
da revisão.

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1,77% | 1,33% | 73,83% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -7,70% | -1,86% | 21,49% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 10,70% | 0,01% | 0,11% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -32,97% | -4,47% | 8,76% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 11,19% | 0,28% | 2,65% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 6,39% | 0,31% | 4,97% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 86,02% | 2,01% | 4,20% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -0,01% | -0,00% | 0,81% |
| ONS | 9,73% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 9,11% | 0,38% | 4,42% |
| Rede Básica | 8,21% | 0,24% | 3,06% |
| Rede Básica Fronteira | 16,98% | 0,08% | 0,52% |
| Rede Básica ONS (A2) | 23,63% | 0,01% | 0,05% |
| MUST Itaipu | 3,87% | 0,02% | 0,43% |
| Transporte de Itaipu | 7,76% | 0,02% | 0,21% |
| Conexão | 15,75% | 0,02% | 0,15% |
| Custos de Aquisição de Energia | 5,99% | 2,81% | 47,91% |
| PARCELA B | 9,84% | 2,43% | 26,17% |
| Custos Operacionais | -0,79% | -0,10% | 11,81% |
| Anuidades | 47,85% | 0,65% | 1,94% |
| Remuneração | 16,72% | 1,15% | 7,73% |
| Depreciação | 1,19% | 0,05% | 4,24% |
| Receitas Irrecuperáveis | 91,60% | 0,47% | 0,95% |
| Outras Receitas | 8,38% | -0,04% | -0,50% |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -100,00% | 0,25% | - |

Reposicionamento Tarifário 3,77%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -1,31%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq do Financ. RTE) -0,96%
CVA em Processamento - Energia comprada (Líq do Financ. RTE) 2,99%
CVA em Processamento - Transmissão 0,13%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -3,75%
Neutralidade dos Encargos 1,34%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -1,14%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014 0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,03%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,003%
Conselho de Consumidores -0,005%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,26%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -2,80%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
21. O reposicionamento econômico de 3,77% é composto pelo acréscimo de 1,33% na Parcela A
e do incremento na Parcela B de 2,43%.

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Parcela A
22. A Parcela A, que independe da vontade ou da gestão da distribuidora, 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.
23. Nessa Parcela, sobressaiu a redução dos encargos setoriais e a elevação dos custos com
compra de energia, os quais impactaram o reposicionamento tarifário em -1,86% e 2,81%, respectivamente.
24. 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 Escelsa
impactou a revisão em -4,47%. Também merece destaque a elevação da previsão de gastos com o encargo
de Energia de Reserva, com efeito de 2,01%, em razão do início do período de suprimento do 15o Leilão de
Energia de Reserva.
25. Quanto ao impacto dos custos com compra de energia, tal resultado decorre, principalmente,
dos aumentos dos montantes e dos custos unitários tanto nos contratos por Disponibilidade (Energia Nova e
de Fontes Alternativas), e dos custos das usinas hidrelétricas em regime de alocação de cotas de garantia física
de energia e potência, objeto do Leilão no 12/2015-ANEEL, que, no último processo tarifário teve preço de
repasse de R$ 37,27/MWh. No atual processo, a cobertura tarifária econômica está em torno de R$ 63/MWh,
refletindo o Preço-Teto resultante das receitas estabelecidas no Edital referente a cada usina.
26. Esses efeitos positivos foram compensados, em parte, pela compra de energia de Itaipu
(valorada em dólar), em razão da queda da tarifa de repasse de potência contratada de US$ 38,07/kW.mês
para US$ 25,78/kW.mês.
27. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia.

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2,81%
1,55% 1,68%
0,67% 0,77%

0,33% 0,41% 0,62%
0,00% 0,04% 0,00% 0,00%
-0,19%
-3,06%

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 I
e Angra de

- - Alternativa- Alternativa- Madeira n º Montante
Existente Existente Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL.
28. 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
149.354,55 308,95

| Existente - CCEAR-DSP | 158.746,05 | 6,29% | 363,09 | 17,52% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-QTD | 657.768,43 | 658.592,55 | 0,13% | 236,12 | 263,27 | 11,50% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 1.760.052,54 | 1.874.773,65 | 6,52% | 225,34 | 243,64 | 8,12% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 1.175.553,16 | 1.179.416,29 | 0,33% | 178,42 | 193,82 | 8,64% |
| Madeira e Belo Monte | 678.293,52 | 973.435,67 | 43,51% | 117,02 | 124,62 | 6,49% |

535.924,07 220,14

| Bilateral | 308.352,00 | -42,46% | 244,91 | 11,26% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cota Angra I e Angra II | 272.841,87 | 264.153,09 | -3,18% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.948.672,37 | 2.009.468,81 | 3,12% | 37,27 | 63,64 | 70,76% |
| Itaipu | 1.438.757,49 | 1.388.321,64 | -3,51% | 260,65 | 184,26 | -29,31% |
| Proinfa | 153.376,78 | 160.333,83 | 4,54% | 316,57 | 447,24 | 41,28% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -478.553,71 | -424.054,52 | -11,4% | 173,72 | 175,99 | 1,3% |
| TOTAL | 8.292.041,07 | 8.551.539,06 | 3,1% | 176,37 | 181,08 | 2,7% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Perdas na distribuição
29. 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.

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30. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora
com outras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não
técnicas, e que tenham desempenho melhores.
31. Para a Escelsa, caso fosse aplicada a regra geral, o ponto de partida seria 7,87%, ou seja, a
meta definida no ciclo anterior. Conforme regra prevista no Submódulo 2.6 do PRODIST, entretanto, o ponto
de partida da Concessionária foi ajustado para considerar o aumento da posição da empresa no ranking de
complexidade entre a metodologia anterior e o atual.
32. Como resultado, propõe-se que seja adotado como ponto de partida o mesmo percentual
estabelecido para o ponto de chegada, de 11,45%, que foi obtido ao se identificar para a ESCELSA um
referencial de perdas baseado na comparação com outras distribuidoras.
33. No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas considerando as características do
sistema de distribuição da Concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica e tipo de
transformadores. O percentual das perdas técnicas, de 7,14% em relação à energia injetada, foi calculado nos
termos do Módulo 7 do PRODIST e informado pela SRD no Memorando no 281/2016–SRD/ANEEL.
Parcela B
34. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela trata dos custos com a atividade de distribuição
e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais eficientes
e o anual dos ativos – os dos investimentos prudentes realizados pela distribuidora.
35. Desde a Sexta Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da
Concessionária foi de 22,6%, resultante do efeito dos reajustes da tarifa, que considera a variação do IGP-M,
deduzido do Fator X, e a do mercado da Distribuidora.
Custo de administração, operação e manutenção e anuidades
36. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionárias para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas.
A partir dessa análise, é fixado intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que serão
estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.

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37. No caso da Escelsa, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas está dentro do
intervalo definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Com isso, não foi necessário ajustar a
meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5% estabelecido no regulamento.
38. Quanto à comparação realizada com os custos reais da Concessionária, a aplicação da
metodologia resultou na relação inferior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular a meta de custos
operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente. O resultado final da análise foi custo
operacional considerado na revisão equivalente ao atualmente existente na tarifa, mas que contribui para a
redução das tarifas em -0,10%, pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos potenciais de
produtividade nos 12 meses posteriores à revisão.
Custo anual dos ativos
39. 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 e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo de Capital. A
segunda considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, visando recompor os ativos
afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil, estando relacionada à Base de Remuneração Bruta e à
Taxa de Depreciação.
40. A Base de Remuneração da Escelsa foi informada pela Superintendência de Fiscalização
Econômica e Financeira – SFF no Memorando no 374/2016–SFF/ANEEL, de 13 de junho de 2016.
41. Quanto à Remuneração do Capital, houve variação de 16,72% em relação aos valores hoje
existentes, o que representou um impacto nas tarifas de 1,15%. A situação adveio do aumento da base líquida,
combinado com o aumento do WACC regulatório e do início da remuneração sobre os investimentos realizados
com recursos de Obrigações Especiais.
42. No que se refere à Quota de Reintegração Regulatória, houve aumento de 1,19% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,05%. A situação proveio dos efeitos do aumento
da Base Bruta, pois não houve alteração da taxa de depreciação, a qual se manteve em 3,91%.
Componentes financeiros
43. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Escelsa.

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Tabela 4 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais (Líq do Financ. RTE) | - | 29.946.433,52 | -0,96% |
| CVA em Processamento - Energia comprada (Líq do Financ. RTE) | 93.137.094,68 | 2,99% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 4.028.976,73 | 0,13% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | - | 116.954.863,94 | -3,75% |
| Neutralidade dos Encargos | 41.833.463,76 | 1,34% |  |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | - | 35.537.995,02 | -1,14% |
| Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano Civil 2014 | 239.582,49 | 0,01% |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 799.576,96 | 0,03% |  |
| Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE | 1.687.017,06 | 0,05% |  |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 103.653,24 | 0,003% |  |
| Conselho de Consumidores | - | 162.516,51 | -0,005% |
| Total | - | 40.772.444,08 | -1,31% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL.

44. Os componentes financeiros mais expressivos foram a CVASALDO e a CVAENERGIA –
A COMPENSAR
esta já computada líquida do financeiro de reversão da RTE, cujos respectivos impactos foram de -3,75% de
2,99%.
45. Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -3,75%, destaca-se o fato
de que os saldos fiscalizados da CVAENERGIA e da CVAESS que são utilizados no cálculo do financeiro foram
alterados pela SGT, por terem sido excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses
de competência de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo
tarifário, em atendimento ao disposto no inciso II do Despacho no 652, de 15 de março de 2016.
46. Destaque-se ainda que, no atual processo, foram incorporados no cálculo da CVA ajustes
financeiros decorrentes de acolhimento parcial a Pedido de Reconsideração interposto pela Escelsa4, em face
da Resolução Homologatória no 1.928, de 4 de agosto de 2015, que homologou o resultado do reajuste tarifário
anual de 2015.
Subvenção da CDE
47. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras a cada distribuidora, deve ser
4 Ato Administrativo: Despacho nº 1.971/2016, decorrente de deliberação da Diretoria da ANEEL, na 27ª Reunião Pública Ordinária,
de 26/07/2016 (Processo no 48500.002187/2014-85).
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,
5
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas

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homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais a serem repassados referentes a agosto de 2016 a
julho de 2017, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas,
com e sem descontos, resultantes do mesmo processo.
48. Assim, o valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à Escelsa, em relação às competências
entre agosto de 2016 a julho de 2017, é de R$ 19.053.039,03. Esse valor inclui o ajuste da diferença entre os
valores previstos e os realizados entre agosto de 2015 a julho de 2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
49. O Fator X é índice fixado pela ANEEL e será considerado nos reajustes subsequentes. A
incumbência é repartir com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o que
contribui para a modicidade tarifária.
50. Esse índice é constituído de 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da
Atividade de Distribuição – Pd, o de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T, ambos definidos na
revisão tarifária, e o do Mecanismo de Incentivo à Qualidade – Q.
51. 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 1,15%.
52. Já o Componente T tem por objetivo estabelecer trajetória de custos operacionais regulatórios
quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos ao longo
do ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da Escelsa é de 0,00%.
53. 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. Assim, altera as tarifas para mais ou para
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.

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menos, consoante o comportamento dos indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados pela
Distribuidora.
54. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da Escelsa até a próxima
revisão tarifária será de 1,15%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de
reajuste.
Desclassificação da Empresa Luz e Força Santa Maria como suprida pela Escelsa
55. Em razão de a Empresa Luz e Força Santa Maria ter deixado de se enquadrar entre as
distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, a partir de janeiro de 2016, a Escelsa formulou
pleitos objetivando compensar eventuais prejuízos associados a esse fato.
56. A SGT recomendou o indeferimento dos pedidos da Escelsa após concluir que o tratamento
proposto pela Concessionária – que tem como objetivo compensar, na revisão, o efeito de redução do mercado
de TE da Empresa Luz e Força Santa Maria no reajuste tarifário seguinte – estava em desacordo com o Contrato
de Concessão, pois os custos de contratação de energia não são objeto do cálculo da neutralidade da Parcela
A.
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
57. 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] | 0,41% | 1,33% | 0,92% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -0,92% | -1,12% | -0,20% |
| Custos de Transmissão | 0,01% | 0,38% | 0,37% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1,32% | 2,07% | 0,75% |
| PARCELA B | 1,59% | 2,43% | 0,84% |
| CO + Anuidades + RI | 0,91% | 1,03% | 0,12% |
| Remuneração | 0,56% | 1,15% | 0,59% |
| Depreciação | -0,14% | 0,05% | 0,20% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,27% | 0,21% | -0,06% |
| Reposicionamento Tarifário | 2,01% | 3,77% | 1,76% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 0,73% | -1,31% | -2,04% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -5,26% | -5,26% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | 1,35% | 0,00% | -1,35% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | -1,17% | -2,80% | -1,64% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL.

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58. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:
a) os custos de transmissão, que contribuíram para a variação de 0,37%, em função da
Resolução Homologatória no 2.099, de 28 de junho de 2016 (portanto, posterior à abertura
da Audiência Pública), a qual estabeleceu, entre outros, novas tarifas e encargos de uso
do sistema de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado
Nacional;
b) a remuneração do capital e a quota de reintegração regulatória, que, em conjunto,
contribuíram para a variação de 0,79%, refletindo os valores finais validados para a Base
de Remuneração Regulatória, conforme Memorando no 374/2016–SFF/ANEEL, e
c) os componentes financeiros do processo atual, que sofreram variação de -2,04%, nos
quais destaca-se a retirada do financeiro ajuste Abrace, conforme consta do Despacho no
1.576, de 2016, bem como o fato de que muitos dos componentes financeiros lançados
no cálculo para Audiência Pública eram provisórios.
59. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e
sem tributos6, estão demonstrados nos Gráficos 3 e 4.
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL.
6 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.

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Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
60. O Gráfico 5 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 10 anos, abaixo da
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período.
600,00
Tarifa B1 Residencial
550,00
Variação IGPM
500,00
464,52
450,00 454,87
Variação IPCA 453,12
400,00 384,28
366,00
350,00 328,97
338,82
328,89

300,00 309,29 298,84
289,16
250,00
200,00
150,00
ago/16

Revisão Reajsute Reajsute Revisão Reajsute Reajsute Revisão Reajsute RTE Reajsute Revisão
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

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DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
61. No Gráfico 6 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC
e FEC para a Escelsa. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2019, a redução média
anual é de 1,20% no DEC e 3,47% no FEC.
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC e FEC - Escelsa
14,00
12,37
11,75 11,55
12,00
11,21
10,81

10,36 10,41 10,35
10,13
9,89 9,81 9,73
10,00 9,72 9,55
9,15 8,99
8,52
8,14 8,11
7,85 7,65 7,65
8,00
7,27
6,85
6,00
11,55
10,67
10,48 10,37
9,88 9,78
9,16 9,06
4,00
6,93 6,95

6,35 6,38 6,37 6,05 6,44
5,08
2,00
0,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite DEC Limite Proposto - Pós AP FEC Limite FEC Limite Proposto - Pós AP
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Escelsa
Fonte: Nota Técnica no 106/2016-SRD/ANEEL.
62. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 7 e 8 apresentam
uma comparação entre os limites da Escelsa e os limites de outras distribuidoras de grande porte localizadas
na Região Sudeste.

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Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC > 1
milhão
20,00
18,00
16,00
14,00
ESCELSA
AMPLA
12,00
(horas) BANDEIRANTE
CEMIG-D
Limite 10,00
CPFL- Piratininga
CPFL-Paulista
DEC
8,00 ELEKTRO
ELETROPAULO
6,00
LIGHT
4,00
2,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Gráfico 7 – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 106/2016-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC > 1
milhão
20,00
18,00
16,00
14,00
ESCELSA
(interrupções) AMPLA
12,00
BANDEIRANTE
CEMIG-D
10,00
CPFL- Piratininga
Limite
CPFL-Paulista
8,00
FEC ELEKTRO
ELETROPAULO
6,00
LIGHT
4,00
2,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Gráfico 8 – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 106/2016-SRD/ANEEL.
63. Depreende-se dos Gráficos que os limites da Distribuidora se encontram aderentes à realidade
da região.

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64. 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 Escelsa entre 2013 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Escelsa
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 975.023 3.210.404,44
2014 1.060.410 3.118.201,09
2015 1.009.798 4.719.499,72
Fonte: Site da ANEEL na internet.
III. D I R E I T O
65. 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 001/1995.
IV. D I S P O S I T I V O

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66. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.000032/201676 e 48500.002432/2016-16, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas,
a fim de:
a) homologar o resultado da sétima revisão tarifária periódica da Escelsa, a vigorar a partir de
7 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
-2,80%, sendo -6,18% para os consumidores em alta tensão e -0,67% 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 Escelsa;
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 R$ 19.053.039,03 da Conta de Desenvolvimento Energético –
CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Escelsa, de
modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X em 1,15%;
g) fixar o componente T do Fator X em 0,00%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para 2017 a 2019 a serem observados
pela Escelsa, e
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 e 2018:
Reajuste 2017 Reajuste 2018

Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 7,14% 7,14%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 11,45% 11,45%
Brasília, 2 de agosto de 2016.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Diretor