DSP - DESPACHO 1952/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Define as perdas técnicas da Light, no percentual citado, sobre a energia injetada para os reajustes tarifários relativos aos anos de 2015 a 2017, somente para fins de verificação do cumprimento das perdas não técnicas da Light.
Assunto: Conceituação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-01
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004772/2015-09
INTERESSADO: Light Serviços de Eletricidade S/A - Light.
RELATOR: Diretor José Jurhosa Júnior.
RESPONSÁVEL: ASSESSORIA DA DIRETORIA.
ASSUNTO: Definição do percentual de perdas técnicas para fins de apuração do nível real de perdas não técnicas da
Light Serviços de Eletricidade S/A - Light, em função do disposto no Artigo 4° da Resolução Homologatória n° 1.650, de
05 de novembro de 2013.
I - RELATÓRIO
1. A Resolução Homologatória 1.650, de 5 de novembro de 2013, homologou o resultado da terceira revisão
tarifária periódica da Light. O artigo 4º da Resolução estabeleceu os critérios para a definição dos percentuais regulatórios
de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão a serem repassados nos reajustes tarifários anuais de 2015,
2016 e 2017.
2. No que se refere ao reajuste tarifário de 2015, ficou estabelecido que se a concessionária praticasse o
percentual de perdas não técnicas igual ou inferior a 39,92%, no período de setembro de 2014 a agosto de 2015, o nível
regulatório seria de 40,41%, caso contrário seria considerado o percentual de 39,13%.
3. Tendo em vista que o nível regulatório a ser considerado no reajuste de 2015 ficou condicionado ao nível
de perdas não técnicas praticado pela Light no período de setembro de 2014 a agosto de 2015, a Nota Técnica 266/2015,
de 13 de outubro de 2015, apurou o referido percentual, bem como os valores a serem contabilizados como Obrigações
Especiais.
4. A conclusão da Nota Técnica n° 266/2015 foi a de que a Light não teria cumprido a meta de perdas não
técnicas sobre o mercado faturado de baixa tensão, de 39,92%, ao se utilizar como redutor da perda total o percentual
regulatório de perdas técnicas de 5,40% sobre a energia injetada, conforme estabelecido na terceira revisão da
concessionária.
5. Em 14/7/2015, foi encaminhado à Light o Ofício n° 148/2015 – SGT/ANEEL, para que a concessionária
se manifestasse sobre as conclusões da Nota Técnica n° 266/2015.
6. Em 19/10/2015, mediante a Carta P-02/15, a Light realizou as suas ponderações argumentando em favor
da revisão dos cálculos realizados e do cumprimento da meta de 39,92% para as perdas não técnicas.
7. Em 23/11/2015, fui sorteado Diretor Relator.

8. Em 22/1/2016, por meio da Carta 1/2016 encaminhou seu posicionamento sobre a Nota Técnica
310/2015-ANEEL/SGT.
9. Em 17/2/2016, foi realizada reunião entre a ANEEL, com a presença de minha Assessoria e da SGT, e
representantes da Light para tratar desse assunto em análise.
10. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
11. Na 42ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 05 de novembro de 2013, a Diretoria Colegiada da
ANEEL decidiu flexibilizar o tratamento das perdas não técnicas regulatórias estabelecido na Nota Técnica n° 484/2013
– SRE/ANEEL, que submeteu para a apreciação da Diretoria os resultados da terceira revisão tarifária da Light.
12. O repasse das perdas não técnicas foi estabelecido em 40,41% sobre o mercado faturado de baixa tensão
para a revisão de 2013 e o reajuste de 2014. Para os reajustes a serem realizados em 2015, 2016 e 2017 estabeleceuse que os níveis regulatórios seriam condicionados ao nível real de perdas não técnicas praticado pela empresa.
13. Na hipótese de a empresa praticar um patamar de perda não técnica menor do que o estipulado como
meta, estabeleceu-se que o repasse tarifário seria de 40,41%. Nessa situação, tal valor de repasse é maior do que a meta
e, consequentemente, maior do que o efetivamente praticado, sendo que na situação contrária, o repasse seria menor.
Conforme argumentou o Diretor-Relator na época tal mecanismo cria:
"31. um forte incentivo ao combate às perdas, dado o impacto de imediato sobre as tarifas e sobre os
resultados para os acionistas da empresa (...)"
14. O gráfico abaixo ilustra a regra de repasse tarifário aprovada pela Diretoria Colegiada da ANEEL e
prevista na REH 1.650/2013. A partir do reajuste de 2015 a empresa tem a cobertura de perdas não técnicas referente à
linha contínua azul escura, caso pratique valores inferiores à meta (linha pontilhada azul clara). Caso contrário, a empresa
tem a cobertura de perdas não técnicas referente à linha contínua vermelha, ou seja, tenha incorrido em valores superiores
à meta (linha pontilhada azul clara). No entanto, nada impede que a concessionária possua um repasse tarifário diferente
do gráfico abaixo caso cumpra a meta em um ano e não cumpra no ano seguinte.
Gráfico 1 – Regra de repasse das Perdas Não Técnicas

50%
45%
40,41% 40,41%
39,92%
40,41%
40%
38,33%
39,13%

35% 36,41% 34,49%
33,00%

30% 31,37% 30,95%
30,53%
30,11% 29,69%
25%
20%

Revisão 2013 Reajuste 2014 Reajuste 2015 Reajuste 2016 Reajuste 2017
Meta - REH n° 1.650/2013 Repasse não cumprimento meta - REH n° 1.650/2013
Repasse cumprimento meta - REH n° 1.650/2013 Meta NT n° 484/2013 (Obrigações Especiais)
15. Em contrapartida ao repasse tarifário maior do que o originalmente proposto na Nota Técnica n° 484/2013
– SRE/ANEEL, o artigo 4° da REH n° n° 1.650/2013 estabeleceu que a diferença entre as perdas não técnicas sobre o
mercado faturado de baixa tensão, de 40,41%, e a trajetória proposta na referida Nota Técnica (linha pontilhada preta no
gráfico acima) seria valorada e contabilizada como Obrigações Especiais.
16. Uma vez que a REH n° 1.650/2013 não estabeleceu explicitamente o percentual de perdas técnicas que
deveria ser utilizado na apuração das perdas não técnicas para fins de cumprimento da meta, a Nota Técnica n° 266/2015
– SGT/ANEEL adotou o percentual de perdas técnicas regulatórias estabelecido pela agência na terceira revisão tarifária
da Light, de 5,40% sobre a energia injetada.
17. O argumento utilizado para a adoção da perda técnica estipulada pela Agência foi o de que a
concessionária deve operar a rede conforme os parâmetros definidos no cálculo da perda técnica regulatória e, dessa
forma, esta seria a referência mais adequada para apuração das perdas não técnicas. Contribui para esse entendimento
o fato do nível regulatório de perdas técnicas ter-se mostrado estável ao longo dos dois últimos ciclos, 5,60% (2º ciclo) e
o 5,40% (3º ciclo).
18. Além disso, o cálculo da trajetória de perdas não técnicas previsto na Nota Técnica 484/2013-SRE/ANEEL
também adotou a perda técnica regulatória de 5,40%. Ainda, como esta trajetória constitui-se a base de cálculo dos
valores a serem contabilizados como Obrigações Especiais (artigo 4° da REH n° 1.650/2013) – diferença entre o
percentual fixo de 40,41% e os definidos pela referida trajetória –, a verificação do cumprimento da meta também deveria

adotar a mesma perda técnica. Caso contrário, se estaria utilizando para apuração de Obrigações Especiais uma base
de cálculo distinta daquela utilizada na verificação do cumprimento da meta.
19. Concluiu-se ainda que caso se utilizasse o valor informado pela concessionária, tal procedimento
esbarraria na questão prática de como esses valores seriam anuídos pela agência, uma vez que qualquer variação de
valores impacta sobremaneira o cálculo da perda não técnica.
20. Como resultado de se considerar o percentual de 5,40% de perdas técnicas, apurou-se o percentual de
perdas não técnicas de 45,27% sobre o mercado de baixa tensão faturado, portanto acima da meta de 39,42% estipulada
pela REH 1.650/2013.
21. Em resposta à Nota Técnica 266/2015, a Light argumentou que a perda técnica por ela calculada no
período, de 7,6%, é, por coerência, a mais indicada para verificação do cumprimento da meta de perda não técnica, uma
vez que as metas estabelecidas na REH n° 1.650/2013 teriam sido calculadas com base em projeções da própria Light,
calculadas com as perdas técnicas estimadas em outubro/13 de 7,2%. Argumenta ainda a Light que o índice repassado
às tarifas de 40,41% teria se baseado no mínimo histórico alcançado pela empresa no segundo ciclo, mais
especificamente no ano de 2011, com base nas perdas técnicas por ela informada.
22. Por essa razão, a concessionária defende que, para fins de apuração das perdas não técnicas por
diferença, sejam consideradas as perdas técnicas informadas pela empresa, já que o acompanhamento anual das perdas
não técnicas não pode ser influenciado pela diferença que existe entre o patamar informado pela concessionária de perda
técnicas, de 7,6%, e o calculado pela ANEEL na terceira revisão, de 5,40% sobre a energia injetada. Essa diferença
representa um aumento nas perdas não técnicas praticadas pela empresa de 5,85 pontos percentuais sobre o mercado
faturado de baixa tensão. De forma oposta, quando se adota as perdas técnicas informadas pela concessionária de 7,6%,
as perdas não técnicas são reduzidas em 5,85 pontos percentuais, o que resulta no atingimento da meta de 39,92% no
período de setembro de 2014 a agosto de 2015.
23. Na sua manifestação, a Light também questiona o argumento da Nota Técnica 266/2015 de que a
concessionária deveria operar a rede conforme os parâmetros definidos no cálculo da perda técnica regulatória. Defende
a concessionária que o modelo simplificado utilizado no 2º e 3º ciclo para o cálculo da perda técnica não reflete a realidade
da concessionária.
III.1 Análise dos argumentos da Carta P-02/15
24. Passando à análise dos argumentos trazidos pela Light, o gráfico abaixo ilustra os efeitos na apuração
das perdas não técnicas praticadas ao se utilizar as duas formas distintas de cálculo das perdas técnicas:
Gráfico 2 – Apuração das Perdas Não Técnicas

Perda Total
PNT PNT
PNT
39,42% 45,27%
39,92%
PT
PT 7,6% PT
5,4% 5,4%

Perdas Regulatórias Perdas Reais segundo a Light Perdas Reais
(REH n° 1.650/2013) (P. Tec de 7,6%) (P. Tec de 5,4%)
Perda Técnica (% sobre a energia Injetada) Perda Não Técnica (% do mercado Baixa Tensão)
25. Conforme relatado, a concessionária defende que teria cumprido a meta de perdas não técnicas de
39,92% sobre o mercado faturado de baixa tensão para o período de setembro de 2014 a outubro de 2015 (segunda
coluna do gráfico). Mesmo praticando uma perda total superior aos percentuais regulatórios estabelecidos na REH n°
1.650/2013 (primeira coluna do gráfico), a concessionária teria praticado uma perda não técnica no período de 39,42%,
abaixo da meta estipulada de 39,92%. No entanto, ao se considerar as perdas técnicas regulatórias estipuladas pela
agência, conforme entendimento da Nota Técnica 266/2015, a Light não teria cumprido a meta, ao praticar um patamar
de 45,27% (terceira coluna do gráfico), o que reflete o fato da empresa ter praticado um patamar de perdas totais (técnica
e não técnica) acima do regulatório.
26. Em síntese, a Light argumenta que ficou subentendido que as perdas técnicas a serem consideradas
para o cálculo das perdas não técnicas deveriam ser as informadas pela empresa, uma vez que as metas foram
estabelecidas tendo como base as perdas técnicas por ela estimadas em outubro/13 de 7,2%. Justifica ainda que, caso
fosse utilizada a perda técnica de 5,40% para apurar as não técnicas, se obteria perdas reais incompatíveis com as metas
estabelecidas.
27. Apesar de não haver no processo elementos que indiquem o valor da perda técnica de 7,2%, pode-se
constatar a partir do voto do Diretor-Relator que a trajetória utilizada surgiu da proposta da empresa.
"31. Analisei no detalhe a proposta da empresa, depois de diversas reuniões, e fiz alguns
aprimoramentos, todos na direção de criar incentivos para a solução do problema perda de energia, para
mim um grave problema, que precisa ser resolvido. O número de partida é o previsto pela Light (40,41%)
(...)" (grifo nossos).

28. No entanto, não há no processo ou na Resolução 1.650/2013 qualquer indicativo que aponte no sentido
de que a apuração do cumprimento das perdas não técnicas tivesse de utilizar as informações de perdas técnicas
prestadas pela empresa. Pelo contrário, em ambos os processos da revisão de 2013 e do reajuste anual de 2014 foi
utilizado o percentual de perda técnica de 5,40% para cálculo da tarifa, sem que a empresa tenha se insurgido ou
apresentado recurso.
29. Quando se analisa a trajetória de perdas não técnicas que foi exigida da empresa, também não se pode
inferir que a perda técnica por ela calculada é a única coerente com as metas estabelecidas, principalmente quando se
observa que entre os anos de 2011 e 2012 ocorreu um aumento expressivo das perdas não técnicas, elevando
sobremaneira o nível de perdas a ser revertido pela Light para o atingimento das metas.
30. O gráfico a seguir ilustra a trajetória de perdas não técnicas versus os valores históricos praticados pela
Light, considerando as duas formas distintas de perdas técnicas (linhas vermelha e verde).
Gráfico 3 – Histórico de perdas não técnicas da Light

55%
51,00%
50%
48,22% 48,16%
46,37%
45,56%
45,27%
44,00% 43,42%
45% 43,39%
42,42%
43,27%
41,74% 39,92%
40%

40,09% 40,41% 40,41% 38,33%
39,42%
38,68%

35% 36,89% 34,49%
35,10%
33,31%
30% 31,37%
30,95% 30,53%
30,11% 29,69%
25%
20%
Histórico (PT regulatória) Meta Light
Histórico (PT real) Meta PRORET (Obrigações Especiais)
Repasse Tarifário 2º Ciclo
31. A alegação da Light é a de que as metas estabelecidas pela ANEEL foram baseadas no histórico
informado pela concessionária considerando as perdas técnicas por ela calculadas (linha vermelha), e que o patamar de
40,41% – ponto de partida das metas – correspondia ao patamar mínimo alcançado pela concessionária entre 2008 e
2013, no caso o ano de 2011.
32. Como tal, na visão da empresa, as perdas não técnicas na revisão foram repassadas integralmente ao
se ter como referência o mínimo histórico praticado em 2011, ficando ainda estabelecido o compromisso de uma redução
gradual das perdas não técnicas até o reajuste de 2017, quando a concessionária deverá praticar o percentual de 34,49%,
um delta de 11,88%. Em relação aos patamares praticados em 2012, a concessionária teria sido glosada em 5,96%.
Ainda assim uma glosa inferior à que ocorreu no ano de 2012, de 13,06%, quando os valores repassados à tarifa foram
de 33,31% e o praticado pela empresa, segundo a forma de cálculo da Light, de 46,37%.
33. Quando é feita essa mesma análise, agora calculando os valores históricos utilizando as perdas técnicas
regulatórias de 5,40%, a Light teria sido glosada em 10,59%, comparando o repasse tarifário de 40,41% em relação aos
valores praticados em 2012, um valor maior de glosa, mas ainda menor que a glosa que de fato ocorreu no ano de 2012,
de 17,69%.
34. Todavia é importante considerar neste caso que parte considerável da glosa de 10,59% ocorreu em
função do aumento expressivo das perdas da Light entre o reajuste de 2011 e o de 2012. Um aumento de 7,58% em

apenas um ano. De modo que quando se analisa a trajetória exigida a partir do ano de 2011, antes do aumento expressivo
das perdas em 2012, a redução exigida até o reajuste de 2015 foi de 3,5% em 2 anos.
35. Essa redução é compatível com os limites regulatórios definidos no Submódulo 2.6 do PRORET, sendo
inclusive menor do que a redução estabelecida para o último ano do ciclo, onde entre o reajuste de 2016 e 2017 exige-se
uma redução de 3,84%, em apenas 1 ano. Essa trajetória também se mostra coerente com o procedimento do 3° ciclo
onde se avaliava a exequibilidade das metas tendo como referência para o ponto de partida da trajetória o mínimo histórico
praticado pela concessionária ou a meta do ciclo anterior, e não o último valor registrado pela concessionária. Ainda que
esse valor estivesse muito acima do ponto de partida, tal situação configurava-se em uma obrigação para a concessionária
de reverter o aumento das perdas observado no passado recente.
36. Adicionalmente, mesmo que as metas tenham sido estabelecidas tendo como base as perdas técnicas
por ela apurada, isso não implica que para fins apuração do cumprimento das perdas não técnicas deva-se
necessariamente utilizar as informações prestadas pela empresa, sem nenhuma análise por parte da ANEEL. Em
especial, quando se verifica que a perda técnica informada pela empresa, de 7,65%, está bem distante do nível regulatório
de 5,40%.
37. Neste caso faz-se necessário analisar as razões do percentual de perdas técnicas calculado pela Light
se distinguir do calculado pela ANEEL, uma vez que caso não houvesse significativa diferença a verificação do
cumprimento das metas de perdas não técnicas não dependeria da escolha da perda técnica.
38. De acordo com a SGT, aceitar que a empresa apure a própria perda técnica tem as seguintes implicações:
(1ª) o cálculo da perda técnica regulatória é de fato bastante simplificado e impreciso, portanto não está aderente às
características de rede da(s) empresa(s), e precisa ser revisto ou (2ª) a empresa está operando muito longe do ponto
ótimo esperado pela ANEEL.
39. Para elucidar a 1ª implicação é importante avaliar em que medida a metodologia de cálculo simplificado
adotada no 2º e 3º ciclos estaria inadequada para o caso Light. Cabe notar que a concessionária, em sua manifestação
por meio da Carta P-021/15, faz referência à atual metodologia de cálculo de perda técnica discutida no âmbito da
Audiência Pública do 4º ciclo. A empresa frisa que tal mudança de procedimento foi para atendimento de pleito dos
agentes e resultou em um cálculo mais detalhado e preciso das perdas técnicas. Portanto, a utilização da nova
metodologia para o caso Light poderia esclarecer esse ponto e trazer novos elementos para análise.
40. Quanto à 2ª implicação, que depende da análise da 1ª, a SGT reafirma que caso a concessionária esteja
longe do ponto ótimo de operação, mesmo adotando a nova metodologia de cálculo, o entendimento dessa área é que a
perda técnica estimada pela própria concessionária não deve ser utilizada para apuração das perdas não técnicas.
41. E ainda, para a SGT, a adoção das perdas técnicas regulatórias estabelecidas pela ANEEL para o cálculo
das perdas não técnicas por diferença é preferível ao uso das perdas técnicas declaradas pela empresa, pois neste caso
o cumprimento da meta de perdas não técnicas estaria condicionado à empresa praticar um patamar de perdas técnicas
próxima da fixada pela ANEEL.
42. Caso contrário, poderia surgir uma situação extrema de cumprimento da meta das perdas não técnicas,
sem que ao final do ciclo a empresa reduzisse os percentuais totais de perdas elétricas, em função do aumento das
perdas técnicas. Esse resultado foi exatamente o que ocorreu entre 2011 e o reajuste de 2015, quando as perdas totais

aumentaram de 22,45% para 22,79% sobre a energia injetada, (Gráfico 4) mesmo a Light argumentando que cumpriu a
meta das perdas não técnicas estabelecida para reajuste de 2015 (Gráfico 3).
43. A SGT, entende que a perda técnica regulatória é também uma referência a ser buscada pela
concessionária, apesar de não ser impositiva, pois indica que a rede deve ser operada sob condições adequadas. Mesmo
que a concessionária não consiga ou opte por assim não proceder, não é razoável que a empresa se distancie
demasiadamente desse ponto. Este sinal está bem claro para concessionária e já transcorreu tempo suficiente para que
a ela tivesse atingido este patamar.
44. No entanto, a empresa não está reagindo à referência regulatória, conforme Gráfico 4, o que contradiz o
que se espera do comportamento de um concessionário regulado por incentivos. Percebe-se que a perda técnica real
informada pela Light tem subido paulatinamente desde 2003 assim como a perda total, o que demonstra que a primeira
está contribuindo para o aumento da segunda.
Gráfico 4 – Perdas Técnicas da Light
25,00% 9,00%
23,56%
23,15% 22,79%
22,45%
21,36% 21,49% 21,69% 8,00%
20,29% 20,65%
19,31% 19,33%
20,00% 7,56% 7,65%
18,77% 7,00%
7,18%
6,82%
6,55% 6,00%
6,27% 6,31%
6,05%
15,00% 5,79% 5,85%
5,60% 5,61%
5,40% 5,00%
5,29%
4,00%
10,00%
3,00%
2,00%
5,00%
1,00%
0,00% 0,00%
SET/2003- SET/2004- SET/2005- SET/2006- SET/2007- SET/2008- SET/2009- SET/2010- SET/2011- SET/2012- SET/2013- SET/2014AGO/2004 AGO/2005 AGO/2006 AGO/2007 AGO/2008 AGO/2009 AGO/2010 AGO/2011 AGO/2012 AGO/2013 AGO/2014 AGO/2015

Perda Total Perda Técnica Real Perda Técnica Regulatória

45. A Nota Técnica 0216/2008-SRD/ANEEL, de 24/10/2008, calculou a perda técnica regulatória de 5,61%,
que foi repassada ao longo do 2º ciclo, considerando o período de março de 2007 a fevereiro de 2008, ou seja, valor muito
próximo ao que a concessionária alega praticar à época, algo em torno de 5,85% e 6,05%. Desde então se percebe que
a perda técnica informada pela empresa descolou do nível regulatório de forma que a diferença atualmente está em mais
de 2 pontos percentuais.
46. Desse modo, o argumento da Light quanto à incoerência do uso da perda técnica fixada pela ANEEL só
faria sentido caso a perda técnica regulatória não estivesse bem calibrada, ou seja, 1ª implicação. Diante dessa
possibilidade, a recomendação da área técnica é que se realize o cálculo das perdas técnicas da Light com a nova
metodologia de cálculo aprovado para o 4º ciclo, e que esse novo percentual passe a ser adotado somente para a
verificação do cumprimento da meta de perdas não técnicas nos reajustes de 2015, 2016 e 2017, ou seja, que o novo
percentual seja utilizado no período sem sofrer alterações.
47. Discordo do posicionamento da SGT. A decisão da Diretoria Colegiada da última RTP foi no sentido de
seguir o voto1 do Diretor Edvaldo Alves. Naquela oportunidade, a trajetória das perdas não técnicas da Light foi tratada
de forma excepcional, conforme pode ser verificado nesse voto, in verbis:
Analisei no detalhe a proposta da empresa, depois de diversas reuniões, e fiz alguns aprimoramentos,
todos na direção de criar incentivos para a solução do problema perda de energia, para mim um grave
problema, que precisa ser resolvido. O número de partida é o previsto pela Light (40,41%), mas o ponto
de chegada está abaixo daquele proposto pela metodologia. Só que, ao chegar em agosto de 2015, se
as perdas estiverem acima de 39,92%, o valor a ser repassado para as tarifas, já no reajuste de
novembro de 2015, é 39,13%, que é a média artitmética entre as metas de 2015 e 2016. Da mesma
forma, se, em agosto de 2016, as perdas estiverem acima de 38,33%, o valor a ser repassado para as
tarifas será 36,41%, e assim sucessivamente. Portanto, há um forte incentivo ao combate às perdas,
dado o impacto de imediato sobre as tarifas e sobre os resultados para os acionistas da empresa.
Anualmente, a partir de 2015, a Light deve encaminhar para a ANEEL seus resultados em termos do
combate às perdas, destacando os inventimentos efetuados. A tabela a seguir, ilustra a proposta
apresentada.
48. Caso as perdas não técnicas da Light não fossem flexibilizadas na época, a ANEEL aplicaria a regra
geral, e o ponto de partida do terceiro ciclo seria a meta do segundo ciclo ajustado pelo número de unidades consumidoras
sem medição, ou seja, o valor de 31,37% do mercado da Baixa Tensão.
49. De acordo com as tratativas2 entre a Light e o Diretor Relator do processo na época, a trajetória das
perdas não técnicas aprovada pela ANEEL foi a proposta apresenta pela Empresa, em parte, pois a ANEEL introduziu
1 Analisei no detalhe a proposta da empresa, depois de diversas reuniões, e fiz alguns aprimoramentos, todos na direção de criar incentivos para a solução do
problema perda de energia, para mim um grave problema, que precisa ser resolvido. O número de partida é o previsto pela Light (40,41%), mas o ponto de
chegada está abaixo daquele proposto pela metodologia. Só que, ao chegar em agosto de 2015, se as perdas estiverem acima de 39,92%, o valor a ser repassado
para as tarifas, já no reajuste de novembro de 2015, é 39,13%, que é a média aritmética entre as metas de 2015 e 2016. Da mesma forma, se, em agosto de
2016, as perdas estiverem acima de 38,33%, o valor a ser repassado para as tarifas será 36,41%, e assim sucessivamente. Portanto, há um forte incentivo ao
combate às perdas, dado o impacto de imediato sobre as tarifas e sobre os resultados para os acionistas da empresa. Anualmente, a partir de 2015, a Light deve
encaminhar para a ANEEL seus resultados em termos do combate às perdas, destacando os investimentos efetuados. A tabela a seguir, ilustra a proposta
apresentada.
2 Troca de e-mails nos dias 31/10 e 1º/11/2016.

mecanismos de incentivos de redução das perdas à Empresa, para o caso de não cumprimento dessa trajetória. Nesse
caso, o ponto de partida para essas perdas foi o valor de 40,41%, sobre o mercado de baixa tensão.
50. Segunda a Light, no processo de construção dessa trajetória, a Empresa utilizou o valor das perdas
técnicas de 7,2% sobre a energia injetada. Essas perdas técnicas foram apresentadas pela Light no processo de definição
das perdas técnicas regulatórias aprovadas para o 3 CRTP.
51. Nesse sentido, é razoável que, somente para fins de verificação do cumprimento das perdas não técnicas
da Light, estabelecidas na REH 1.650/2013, as perdas técnicas utilizadas sejam o valor 7,2% sobre a energia injetada,
para os reajustes tarifários relativos aos nos de 2015 a 2017.
52. É importante destacar que no 3 CRTP a Light ocupava a 5° posição no ranking de complexidade para o
cálculo das perdas. No 4 CRTP, em função dos aprimoramentos realizados, a empresa passou a ocupar a 3° posição, o
que significa que a sua área de concessão apresenta uma complexidade maior a luz desse novo regulamento.
53. Finalmente, de forma a não restar dúvidas, as perdas técnicas regulatórias não se alteram, ficando
estabelecido o valor aprovado na REH 1.650/2013, de 5,4% sobre a energia injetada.
III - DIREITO
54. Este voto encontra amparo legal no seguinte dispositivo: (i) Resolução Normativa no 63/2004; e (ii)
Resolução Normativa 273/2004.
IV – DISPOSITIVO
55. Diante do exposto e do que consta do Processo 48500.004772/2015-09, voto por definir as perdas
técnicas da Light no valor 7,2% sobre a energia injetada para os reajustes tarifários relativos aos anos de 2015 a 2017,
somente para fins de verificação do cumprimento das perdas não técnicas da Light, estabelecidas na Resolução
Homologatória 1.650/2013.
Brasília, 26 de julho de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor