REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 5993/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras e estabelece os limites de continuidade da distribuição de energia elétrica, a partir de janeiro de 2017, nos seus aspectos de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, a serem observadas pela Celesc Distribuição S.A - Celesc - Dis, para o período de 2017 a 2021.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-24
Autor: ANEEL

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VOTO
PROCESSO: 48500.000019/2016-17 e 48500.001829/2016-91
INTERESSADO: Celesc Distribuição S.A.
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT E SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da 4ª revisão tarifária periódica da Celesc Distribuição S.A., a vigorar a partir de 22 de
agosto de 2016, e definição dos 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 vigorarem entre 2017 e 2021, consolidados após a Audiência Pública 31/2016
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 56/1999, que regula a
exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Celesc
Distribuição S.A., estabelece 22 de agosto de 2016 para a realização da 4ª revisão tarifária periódica da
Concessionária.
2. As metodologias aplicáveis ao 4º 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 já com as
aprovadas pela Resolução Normativa nº 660, de 28 de abril de 2015.
3. Na 20ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 7 de junho de 2016, esta Diretoria decidiu
instaurar a Audiência Pública 31/2016, para debater com a sociedade a proposta relativa à 4ª revisão tarifária
da Celesc Distribuição e os 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 vigorarem entre 2017 e 2021. O período de contribuições se estendeu de 8 de junho a 11 de julho de
2016, sem realização de sessão presencial, haja vista as restrições orçamentárias então vigentes.

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4. Em 22 de julho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições apresentadas na Audiência Pública, foi encaminhada à Celesc Distribuição e ao Conselho de
Consumidores da Distribuidora.
5. Em 28 de julho de 2016, foi realizada reunião com os representantes da 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 reunião.
6. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota
Técnica nº 116, de 9 de agosto de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e
apresentou proposta para fixar os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades
consumidoras da Celesc Distribuição, para vigorarem entre 2017 e 2021.
7. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 258, de 9 de agosto
de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Celesc Distribuição.
8. Em 16 de agosto de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico,
disciplinado pela Resolução Normativa nº 538, de 5 de março de 2013, e identificou-se que não constavam
inadimplências relativas às obrigações setoriais registradas em nome da Celesc Distribuição1.
9. Por meio de petição, protocolada em 15 de agosto de 2016 (ontem), a Distribuidora solicitou a
decisão judicial liminar proferida pelo Juízo da 6ª Vara Federal de Brasília,
juntada aos autos de cópia de
nos autos do Processo nº 48053-70.2016.4.01.3400, que deferiu "[...] o pedido de tutela de urgência,
cautelarmente, para determinar a suspensão, até ulterior determinação deste Juízo, do impacto financeiro da
ordem de R$ 256.601.388,18 [...], a ser aplicado pela Ré no processo de revisão tarifária da Autora decorrente
da exposição desta no ano de 2014". Registra-se que o financeiro referente à exposição da Celesc Distribuição
em 2014 é objeto do Processo nº 48500.002425/2015-33.
1 Ver a declaração relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

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II. FUNDAMENTAÇÃO
10. 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.
11. O reposicionamento tarifário calculado para a Celesc Distribuição, sem o efeito da decisão
judicial liminar que suspendeu a aplicação do efeito da exposição da Celesc Distribuição em 2014, é
de -1,58%.
12. Ao montante calculado, foram adicionados os componentes financeiros correspondentes
a -3,93%, sendo que o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior foi
equivalente a -2,06%, na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de -7,56% [-7,56% = + (-1,58%) + (-3,93%) + (-2,06%)].
13. 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) -9,37%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -6,22%
Efeito Médio AT+BT -7,56%
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
14. O impacto a ser percebido pelos consumidores depende do respectivo subgrupo e da
modalidade tarifária.
15. Ao se considerar o efeito da decisão judicial obtida pela Concessionária, o efeito médio ao
consumidor é de -4,16%, sendo -6,25% para os consumidores em alta tensão e - 2,62% para os em baixa
tensão. Esse aumento decorre principalmente da não consideração no atual processo do financeiro negativo
de R$ 256.601.388,18, referente ao recálculo da sobrecontratação/exposição do IRT de 2015, após a apuração
em definitivo da exposição de 2014, conforme decidido pela Diretoria Colegiada nos autos do Processo nº
48500.002425/2015-33.
16. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio, sem os
efeitos da decisão judicial liminar obtida pela Concessionária.

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Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
Equilíbrio econômico-financeiro
17. 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 é obtido pelo 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.
18. A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais
eficientes (custo do serviço para atender à qualidade definida pela ANEEL) e com a remuneração dos
investimentos reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e da B. Na 4ª
revisão tarifária da Celesc Distribuição, a receita requerida é menor do que a verificada, o que explica o
reposicionamento tarifário de -1,58%.
19. 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, sem o efeito da decisão judicial liminar obtida pela Concessionária.

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Tabela 2 – Revisão tarifária da Celesc Distribuição
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
20. O reposicionamento econômico de -1,58% é composto pelo impacto negativo da Parcela A de
-2,24%, em razão principalmente da redução dos encargos setoriais (Cota CDE-Uso) e de incremento na
Parcela B, de 0,66%.

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Parcela A
21. A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em
legislação específica, aos serviços de transmissão e à aquisição de energia elétrica, inclusive via geração
própria.
22. Nessa Parcela, sobressai a redução dos custos com encargos setoriais, os quais impactaram
o reposicionamento tarifário em -2,46%.
23. 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 Celesc
Distribuição impactou a revisão em -5,36%. Sobressai ainda a elevação da previsão de gastos com o Encargo
de Energia de Reserva, com efeito de 1,87%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de
Energia de Reserva.
24. Quanto ao impacto negativo dos custos com compra de energia, tal resultado decorre,
principalmente, da queda da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, de US$ 38,07/kWmês para US$
25,78/kWmês, e do aumento do montante das Cotas (Lei nº 12.783, de 2013), que possui custo médio unitário
inferior ao custo médio de compra de energia da CCEE, não obstante o aumento do preço de repasse.
25. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
2,13%
1,50%
0,82% 0,65%
0,39%
0,02% 0,04%
-0,49% -0,53%
-1,66%
-3,84%

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

- - Alternativa- Alternativa- Madeira n º
Existente Existente Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.

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26. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária
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 21.557,35 22.573,11 4,71% 308,95 370,20 19,82%
3.912.907,54 164,34

| Existente - CCEAR-QTD | 1.324.007,17 -66,16% | 183,50 | 11,66% |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 4.472.131,81 | 5.043.509,56 | 12,78% | 239,58 | 268,50 | 12,07% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 3.888.085,12 | 4.148.402,99 | 6,70% | 199,21 | 214,91 | 7,88% |
| Madeira e Belo Monte | 1.405.154,85 | 2.126.268,63 | 51,32% | 122,06 | 128,62 | 5,37% |
| Bilateral | 190.154,58 | 151.948,00 -20,09% | 269,07 | 309,06 | 14,86% |  |
| Cota Angra I e Angra II | 688.983,84 | 706.545,80 | 2,55% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.251.236,33 | 2.467.198,50 | 97,18% | 37,27 | 64,14 | 72,10% |
| Itaipu | 3.946.525,95 | 3.902.522,51 | -1,11% | 260,65 | 182,93 | -29,82% |
| Proinfa | 374.162,27 | 404.657,65 | 8,15% | 346,00 | 447,52 | 29,34% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -1.068.666,57 | -1.204.836,47 | 12,7% | 197,47 | 192,80 | -2,4% |
| TOTAL | 19.082.233,07 | 19.092.797,44 | 0,1% | 200,38 | 198,20 | -1,1% |

Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
Perdas na distribuição
27. Com relação às perdas na distribuição, a abordagem adotada para a definir as perdas não
técnicas é a da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão semelhantes.
28. 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. O
ponto de chegada da trajetória é estabelecido por comparação entre o desempenho da distribuidora e o de
outras que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e
que tenham desempenho melhores.
29. No caso da Celesc Distribuição, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida e meta
regulatória, o valor de 5,28% sobre o mercado de baixa tensão medido, uma vez que não há trajetória de
redução para esse patamar, sendo adotado o valor da média histórica dos últimos 4 anos da Distribuidora. Esse
valor corresponde à 3,73% sobre o mercado faturado de baixa tensão.
30. 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 tipos de
transformadores. O valor de perdas técnicas, de 5,97% em relação à energia injetada, foi calculado nos termos

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do Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST e
informado pela SRD pelo Memorando nº 203, de 1º de junho de 2016.
Parcela B
31. 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 custo anual dos ativos, decorrentes dos investimentos prudentes realizados pela distribuidora.
32. Desde a 3ª Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da Celesc
Distribuição foi de 35,7%, 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
33. 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 estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores
que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
34. No caso da Celesc Distribuição, 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 dele, os custos
operacionais regulatórios alcancem o limite inferior do intervalo.
Custo anual dos ativos
35. 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, à depreciação e à 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.

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36. Quanto à Remuneração do Capital, houve variação de 11,69% em relação aos valores hoje
existentes, o que representou impacto nas tarifas de 0,54%. A situação adveio do aumento do WACC
regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, apesar do efeito negativo da base líquida, que cresceu menos do
que o mercado da Distribuidora.
37. A Quota de Reintegração Regulatória reduziu -3,23% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, impactando em -0,10%. A situação proveio do aumento da Parcela B superior aos efeitos do
aumento da base bruta e da taxa média de depreciação (de 3,75% para 3,78%).
Componentes financeiros
38. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Celesc
Distribuição:
Tabela 4 – Componentes financeiros
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
39. Entre os componentes financeiros, com efeito negativo, destaca-se o Saldo a Compensar CVA
– Ano Anterior + ajustes2, de -2,36%, e a CVA em Processamento Encargos Setoriais, com impacto de -1,45%.
Os saldos fiscalizados da CVA ENERGIA e da CVA ESS, que são utilizados no cálculo do financeiro, foram alterados pela SGT por
2
terem sido excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos às competências de 2015, os quais foram incluídos na

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40. O efeito do recálculo da sobrecontratação/exposição do IRT de 2015 referente à exposição de
2014 (Despacho nº 2.078, de 2 de agosto de 2016), que é objeto da decisão judicial liminar obtida pela
Concessionária, equivalente a -3,45%.
41. Ressalta-se que, conforme indicado no processo tarifário anterior, em 8/7/2015, a Celesc
Distribuição informou à ANEEL quanto ao deferimento de medida cautelar incidental para suspender a
exigibilidade das parcelas da CDE devidas pela Distribuidora, em razão da ausência do repasse da subvenção
econômica pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras.
42. Desse modo, no cálculo da CVA CDE não foram incluídas as competências entre março de
2015 e maio de 2016, uma vez que a Celesc Distribuição não efetuou o recolhimento da CDE nessas
competências. De acordo com a Portaria Interministerial nº 25/2002, apenas as faturas efetivamente pagas
podem ser consideradas na CVA. Portanto, a cobertura tarifária e os respectivos pagamentos dessas
competências devem ser considerados no primeiro processo tarifário subsequente aos efetivos pagamentos.
43. Entre os componentes financeiros com impacto positivo, destaca-se a CVA energia (2,52%),
principalmente em razão de ITAIPU, em razão da alta do dólar ocorrida no período, aliada à tarifa de repasse
de ITAIPU estabelecida pela Resolução Homologatória nº 1.836, de 9 de dezembro de 2014. Ressalta-se
também que esse efeito leva em consideração os repasses recebidos pela Concessionária relativos às
Bandeiras Tarifárias e à Conta ACR, que contribuíram para que o efeito da CVA energia não sofresse aumento
adicional.
44. Ressalta-se ainda o financeiro decorrente da postergação da vigência das tarifas, com efeito
de -0,09% (Componente TE e TUSD), decorrente da assinatura do Termo Aditivo de prorrogação da
Concessão, que implicou na alteração da data contratual, de 7 de agosto de 2016 para 22 de agosto de 2016.
Dessa forma, no atual processo tarifário, estão sendo revertidos os valores dos componentes financeiros
considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por período superior a 12 meses.
Subvenção da CDE
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.

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45. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários3, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os
valores mensais a serem repassados em 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo
tarifário e a diferença entre as tarifas, com e sem descontos, resultantes do mesmo processo.
46. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Eletrobras à Celesc Distribuição, em relação às
competências entre agosto/2016 e julho/2017, é de R$ 41.999.241,43. Esse valor inclui o ajuste da diferença
entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 e julho/2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
47. O Fator X, índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes, tem por objetivo
compartilhar com os consumidores 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.
48. Esse índice é constituído de 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da
Atividade de Distribuição – Pd, o da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T; e o do Mecanismo
de Incentivo à Qualidade – Q.
49. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade da distribuidora em
função da produtividade média do setor, do crescimento do mercado e do número de unidades consumidoras
da própria distribuidora. O valor definido do Componente Pd nesta revisão é 1,15%.
50. Já o Componente T tem por objetivo estabelecer a 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 Celesc Distribuição é de -
1,27%.
3 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.839, de 2013, e do
Decreto nº 7.891, de 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.

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51. O outro integrante do Fator X, o Componente Q, é 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.
52. Desse modo, o valor do Fator X a ser utilizado nos reajustes da Celesc Distribuição até a
próxima revisão tarifária será de -0,12%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada
processo de reajuste.
53. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e
sem tributos4, estão demonstrados nos Gráficos 4 e 5.
Encargos
Setoriais
Custo de 26,4%
Transmissão
5,0%
Custo de
Distribuição
19,3%
Custo de
Energia
49,3%
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
Custo de
Transmissão
3,7%
Encargos
Setoriais
19,7%
ICMS 21,3%
Tributos
Custo de 25,6%
Energia
36,6%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS 4,3%
14,3%
4 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 5 – Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
54. O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-Residencial da Concessionária 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

450,00 Variação IPCA 444,36
428,81
415,46
400,00
350,00 353,49
329,74
324,99
313,80
300,00 300,17
297,72 288,68
278,36
250,00
200,00
150,00

ago/07 ago/08 ago/09 ago/10 ago/11 ago/12 ago/13 ago/14 mar/15 ago/15 ago/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Revisão
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Nota Técnica nº 258-SGT/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
55. Quando se considera o efeito da decisão judicial liminar obtida pela Concessionária, a
redução da tarifa B1 é menor, ao invés de R$ 415,46 / MWh, a tarifa final é de R$ 431,42 / MWh.
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
56. Na contribuição apresentada na Audiência Pública, a Celesc Distribuição solicitou a elevação
dos limites de DEC ou FEC em 51 dos 120 conjuntos da Distribuidora. O pedido resultou na elevação do limite
global do DEC e do FEC da Distribuidora. No Quadro 1 são listadas as particularidades descritas pela
Distribuidora e a quantidade de conjuntos com as referidas características.

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Item
Particularidade Quant. Conjuntos
1 Rajadas de Vento 15
2 Descarga Atmosférica 10
3 Efeito Orográfico5 24
4 Efeito Memória6 19
5 Reflorestamento 15
6 Mobilidade 7
7 João de Barro 13
8 Baixa Densidade e Estradas 21
9 V0 acima do V8 2
10 Score ANI Modificado 21
Quadro 1 – Particularidades descritas pela Celesc Distribuição
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
57. A SRD analisou as alegadas particularidades apresentadas pela Celesc Distribuição e concluiu
que, quase todas, são características inerentes à prestação do serviço que certamente são observadas, em
maior ou menor grau, em outras concessões. Desse modo, concluiu que o pleito da Distribuidora não deveria
ser acatado. Apenas para o DEC do conjunto Santa Terezinha e o FEC do conjunto Faxinal dos Guedes, que
são atípicos e possuem particularidades relevantes, os limites foram alterados, de modo a reduzir a taxa de
decaimento e a manter a melhoria contínua.
58. Nos Gráficos 7 e 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e
FEC propostos para a Celesc Distribuição. Em relação aos limites globais propostos para 2017 a 2021, a
redução média anual é de 3,35% no DEC e 4,27% no FEC.
5 Fenômeno que ocorre quando massas de ar úmidas, geralmente vindas do oceano, são transportadas em direção a um obstáculo
geográfico. Ao tentar transpô-lo, a massa de ar tem sua pressão e temperatura diminuída, favorecendo a precipitação. Fonte:
"Estabelece os Limites para os Indicadores de Continuidade DEC e FEC – Período 2017 a 2021". Contribuição da Celesc-Dis à
Audiência Pública nº 031/2016.
6 Segundo a Celesc-Dis: eventos de grande severidade sempre deixam o que se denomina de "efeito memória", ou seja, os
equipamentos e materiais sofrem fadiga e estresse mecânico reduzindo a vida útil e provocando interrupções imprevisíveis no sistema
elétrico, também após o dia do evento climático, pela necessidade de realização de desligamentos programados posteriores para
readequação da rede que foi reparada de forma provisória durante a condição climática adversa.

FL. 15 de 18
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - Celesc-Dis
25,00
* Valor apurado de 2016 é
referente a média móvel de
jul/2015 a jun/2016.
19,45 19,53
20,00 18,67
17,66
16,62
15,64
15,00 14,51
13,48
12,40
12,11 11,73
11,22
10,94
10,33
10,00
17,15
16,51
15,50 15,16 14,67
14,39 13,56 13,53 14,02
5,00
0,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 * 2017 2018 2019 2020 2021
DEC Apurado DEC Limite DEC Limite Proposto - Pós AP
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da Celesc-Dis
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - Celesc-Dis
18,00
* Valor apurado de 2016 é
referente a média móvel de
15,63 15,66 jul/2015 a jun/2016.
16,00 15,15
14,34
14,00 13,41
12,80
11,92
12,00
11,01
10,25 10,00
9,41
10,00
8,94 8,65
8,06
8,00
6,00 11,82 11,81

10,54 10,22 10,63 10,46 10,16
9,79 9,65
4,00
2,00
0,00
*

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
FEC Apurado FEC Limite FEC Limite Proposto - Pós AP
Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da Celesc-Dis
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
59. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam
a comparação entre os limites propostos para a Celesc Distribuição e os limites fixados para outras
distribuidoras de grande porte localizadas na Região Sul:

FL. 16 de 18
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul
25,00
20,00
15,00
(horas) CELESC-DIS
AES-SUL
Limite
CEEE-D
COPEL-DIS
DEC 10,00
RGE
5,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 9 – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul
20,00
18,00
16,00
14,00
(interrupções)
12,00
CELESC-DIS
AES-SUL
10,00
CEEE-D
Limite
COPEL-DIS
8,00
FEC RGE
6,00
4,00
2,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 10 – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
60. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a Celesc Distribuição estão
aderentes à realidade da região.

FL. 17 de 18
61. 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 7
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela Celesc Distribuição entre 2012 e
2016:
Tabela 7 – Compensações efetuadas pela Celesc-Dis
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2012 | 2.844.035 | 6.953.875,49 |
| --- | --- | --- |
| 2013 | 2.584.160 | 5.368.376,13 |
| 2014 | 2.892.045 | 8.087.356,64 |
| 2015 | 3.134.417 | 12.043.448,01 |
| 20167 | 815.159 | 3.277.281,58 |

Fonte: Nota Técnica nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 9 de agosto de 2016.
III. DIREITO
62. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
b) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
c) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
d) Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997;
e) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
f) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
g) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
h) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 56/1999.
IV. DISPOSITIVO
63. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000019/201617 e nº 48500.001829/2016-91, bem como a decisão judicial liminar proferida pelo Juízo da 6ª Vara
Federal de Brasília, nos autos do Processo nº 48053-70.2016.4.01.3400, que determinou suspender a
7 Valores informados até maio de 2016.

FL. 18 de 18
aplicação do impacto financeiro referente à exposição da Celesc Distribuição em 2014, voto pela
emissão de resolução homologatória, como a minuta anexa, a fim de:
a) homologar o resultado da 4ª revisão tarifária periódica da Celesc Distribuição S.A., a vigorar
a partir de 22 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -4,16%, sendo -6,25% para os consumidores em alta tensão e -2,62%
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 Celesc Distribuição;
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$ 41.999.241,43 da Conta de Desenvolvimento Energético –
CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Celesc
Distribuição, 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 -1,27%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC entre 2017 e 2021 a serem observados
pela Celesc Distribuição, e
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes entre 2017 e 2020:

Reajuste: 2017 2018 2019 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 5,972% 5,972% 5,972% 5,972%

Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 3,73% 3,73% 3,73% 3,73%
Brasília, 16 de agosto de 2016.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Diretor