REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 5910/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras e estabelece os limites de continuidade dos serviços de 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, da Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S.A - EMG, para o período 2017 a 2021.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-06-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.000013/2016-40 e 48500.001769/2016-14
INTERESSADO: Erro! Fonte de referência não encontrada.
RELATOR: José Jurhosa Junior
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos Serviços
de Distribuição – SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Erro! Fonte de referência não encontrada.,
a vigorar a partir de 22/6/2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2021, consolidados após a avaliação
das contribuições trazidas na Audiência Pública 17/2016.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição Erro! Fonte de referência não encontrada., que
regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Erro!
Fonte de referência não encontrada., estabelece a data de 22/6/2016 para a realização da quarta revisão
tarifária periódica da concessionária.
As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que
2.
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2,
aprovadas em 28/4/2015, por meio da Resolução Normativa - REN 660/2015.
Em 5/4/2016, na 11° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
3.
Audiência Pública 17/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária e os limites
de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021. O período de contribuições se estendeu de 6/4/2016 a 9/5/2016.
No dia 25/5/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições
4.
trazidas na AP 17, foi encaminhada à Erro! Fonte de referência não encontrada. e ao Conselho de
Consumidores. Em 1/6/2016, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da Erro!
Fonte de referência não encontrada., para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a
concessionária apresentou as suas contribuições finais. O conselho optou por não participar da reunião.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica 70, de 31/5/2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e apresentou proposta
para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Erro!
Fonte de referência não encontrada., para o período de 2017 a 2021.
6. Quanto às informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas
pela SRD, por meio do Memorando 208/2016-SRD/ANEEL, de 6/6/2016.
7. Com relação à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando 316/2016-SFF/ANEEL, de 9/6/2016.

8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 185, de 15/6/2016,
submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Erro! Fonte de referência não
encontrada..
Por fim, verificou-se que a EMG encontra-se adimplente para com as obrigações setoriais,
9.
conforme consulta realizada, nesta data, ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico1, administrado por
esta Agência.
10. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
11. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a Erro! Fonte
de referência não encontrada. conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de Erro! Fonte
de referência não encontrada., sendo de Erro! Fonte de referência não encontrada. em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de Erro! Fonte de referência não encontrada. em média, para
os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
12. O efeito médio de Erro! Fonte de referência não encontrada. decorre: (i) do
reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e B; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados
no atual processo tarifário; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo
tarifário, que vigoraram até a data da presente revisão.
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em Erro! Fonte
13.
de referência não encontrada., ao se ter como base de comparação os custos de Parcela A e B atualmente
contidos nas tarifas.
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da
14.
Erro! Fonte de referência não encontrada., para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram
para o aumento tarifário em Erro! Fonte de referência não encontrada..
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior,
15.
representa uma redução de Erro! Fonte de referência não encontrada. na atual revisão.
16. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de Erro! Fonte de
referência não encontrada., representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [Erro!
Fonte de referência não encontrada. = (Erro! Fonte de referência não encontrada.)+(1,32%)+(Erro! Fonte
de referência não encontrada.)].
1 Resolução Normativa 538, de 2013.

17. O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
18. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com a
cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.
19. A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado, e a
participação de cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2 – Revisão tarifária da Erro! Fonte de referência não encontrada.
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
20. A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração
própria. Nessa Parcela, sobressai a redução do custo com encargos setoriais, que impactou negativamente o
reposicionamento tarifário em Erro! Fonte de referência não encontrada..
Desses encargos, destaca-se a redução da cota CDE-Uso, com efeito de Erro! Fonte de
21.
referência não encontrada., decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016.
22. Ressalta-se o impacto dos custos com compra de energia, de Erro! Fonte de referência não
encontrada.. Tal resultado decorre, principalmente, dos contratos bilaterais, incluindo a geração distribuída,
cujos montantes representam 41% da energia total e cujo preço médio variou 8,70%, de 243,60 R$/MWh para
264,80 R$/MWh. Por outro lado, o mix médio de energia proveniente do CCEAR da empresa é de 173,40
R$/MWh. Chama atenção que esses contratos foram renovados automaticamente com a renovação do contrato
de concessão da EMG, e serão válidos por longo período, chegando ao ano de 2045 em alguns casos.
Importante destacar que a empresa possui mercado próprio superior a 500 GWh/ano, fato que impõe a
contratação de sua energia no mercado regulado conforme Decreto 5.163/2004, podendo contratar até o limite
de 10% de geração distribuída, conforme REN 167/2005. Trata-se, portanto, de exceção à regra geral de
contratação de energia.
23. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
24. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas vigentes
e o resultante da 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 | 7.616,26 | 7.689,65 | 0,96% | 342,38 | 367,39 | 7,30% |
| Existente - CCEAR-QTD | 27.481,27 | 29.554,50 | 7,54% | 253,95 | 284,72 | 12,12% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 89.687,88 | 119.440,97 | 33,17% | 195,95 | 187,12 | -4,50% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 38.499,11 | 39.893,30 | 3,62% | 107,05 | 117,38 | 9,65% |
| Ajuste - CCEAR | 6.407,58 | 0,00 -100,00% | 388,18 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 44.576,57 | 80.401,95 | 80,37% | 113,92 | 121,35 | 6,52% |
| Bilateral | 514.906,78 | 576.724,08 | 12,01% | 243,60 | 264,80 | 8,70% |
| Cota Angra I e Angra II | 48.395,32 | 47.852,42 | -1,12% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 303.701,71 | 323.837,09 | 6,63% | 33,34 | 54,53 | 63,56% |
| Geração Própria | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Itaipu | 272.291,77 | 283.364,81 | 4,07% | 253,83 | 198,74 | -21,70% |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Proinfa | 29.140,71 | 30.610,23 | 5,04% | 286,10 | 407,17 | 42,32% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -2.918,24 | -145.898,99 4899,6% | 185,71 | 188,62 | 1,6% |  |
| TOTAL | 1.379.786,72 | 1.393.470,03 | 1,0% | 187,83 | 193,43 | 3,0% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
25. 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.
26. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora
com outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às
perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
No caso da Erro! Fonte de referência não encontrada., propõe-se que seja adotada como
27.
ponto de partida a média histórica praticada pela concessionária, de 0,64% sobre o mercado de baixa tensão.
No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual de 0,64% de perdas não técnicas
sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que a empresa pratica perdas abaixo de 7,5% sobre o
mercado de baixa tensão, e, nestes casos, a metodologia não estabelece uma trajetória inferior ao ponto de
partida.
28. No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia
elétrica e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia
injetada. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 208/2016 – SRD/ANEEL,
no percentual de 9,24% sobre a energia injetada.
29. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e
o custo anual dos ativos. Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi
de Erro! Fonte de referência não encontrada., em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos
reajustes pelo IGP-M descontado do Fator X e do crescimento acumulado do mercado desde a última revisão.
30. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas tarifas.
A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores
que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.

31. No caso da Erro! Fonte de referência não encontrada., a cobertura de custos operacionais
presente nas tarifas é menor do que o intervalo inferior definido pelo método de comparação entre as
distribuidoras. Como resultado, foi estabelecida uma trajetória de aumento desses custos ao longo do ciclo,
para que ao final os custos operacionais regulatórios alcancem o limite inferior do intervalo.
32. Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento anual dos custos operacionais da
Erro! Fonte de referência não encontrada. de Erro! Fonte de referência não encontrada. ao ano, não foi
necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5%, estabelecido no
regulamento. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a aplicação da
metodologia resultou em uma relação de 103,92% e, desse modo, não foi necessário recalcular a meta de
custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor que excedente a relação de 120%. O resultado
final da análise foi um custo operacional superior ao atualmente existente na tarifa, mas que contribui para o
resultado final das tarifas em Erro! Fonte de referência não encontrada., pelo fato desse custo ainda ser
ajustado pelos ganhos potenciais de produtividade nos doze meses posteriores à revisão.
33. O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A
segunda considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos
afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil.
34. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de Erro! Fonte de referência não
encontrada. em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de
Erro! Fonte de referência não encontrada.. Essa situação adveio aumento da Base Líquida, combinado com
aumento do WACC regulatório.
Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve redução de Erro! Fonte de
35.
referência não encontrada. em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em
Erro! Fonte de referência não encontrada.. A situação proveio do aumento da Base Bruta, combinado com
a redução da taxa de depreciação (de Erro! Fonte de referência não encontrada. para Erro! Fonte de
referência não encontrada.).
36. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Erro!
Fonte de referência não encontrada.:
Tabela 4 – Componentes financeiros
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
37. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de Erro! Fonte de
referência não encontrada.. Esse efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária
relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR.
38. Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -2,59%, destaca-se o fato
de que os saldos fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, por terem sido
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de competência do ano de 2015,
os quais foram incluídos na apuração da CVA em processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao
disposto no inciso II do Despacho 652, de 15/3/2016.
39. Quanto aos efeitos de liminares que concedem isenção do pagamento de parcelas
controversas do encargo tarifário da CDE, conforme deliberado pela Diretoria Colegiada desta Agência na

reunião pública de 14/6/2016, foi reformulada a decisão de repassar a perda de arrecadação correspondente
aos demais consumidores de energia sem proteção judicial, passando a refletir na execução orçamentária do
Fundo Setorial e, consequentemente, nos reembolsos efetuados aos beneficiários cujos gastos estão sendo
contestados na justiça. Com isso, os cálculos dos reajustes e revisões tarifárias das distribuidoras também não
mais serão afetados pelos efeitos das liminares. Para a operacionalização dessa decisão, conforme consta do
Despacho 1.576/2016, as distribuidoras foram autorizadas a modular as cotas mensais da CDE a serem pagas
à Eletrobras, descontando a perda de arrecadação do encargo decorrente das liminares.
40. Em relação à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos
da CDE, a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir
os valores mensais a serem repassados durante 2015, utilizou-se o mercado considerado no respectivo
processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
41.
Erro! Fonte de referência não encontrada., em relação às competências entre junho/2016 a maio/2017, é de
R$ Erro! Fonte de referência não encontrada.. Esse valor já inclui o ajuste da diferença entre os valores
previstos e os realizados entre junho/15 a maio/16.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos
42.
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos
Operacionais – T.
O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora
43.
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 Erro! Fonte de
referência não encontrada..
44. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos
ao longo do ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da Erro! Fonte de
referência não encontrada. é de Erro! Fonte de referência não encontrada..
45. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes.
Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir
que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do
serviço prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada
distribuidora.
46. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da Erro! Fonte de referência
não encontrada. até a próxima revisão tarifária será de Erro! Fonte de referência não encontrada., que
deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste.
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei 10.438/2002, com redação dada pela Lei 12.839/2013, e do Decreto 7.891/2013, a
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte
incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com
mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
47. 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] | 2,24% | 0,55% | -1,68% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -0,73% | -1,55% | -0,83% |
| Custos de Transmissão | 0,69% | 0,52% | -0,17% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2,28% | 1,59% | -0,69% |
| PARCELA B | 1,66% | 1,65% | -0,01% |
| CO + Anuidades + RI | 0,51% | 0,50% | -0,01% |
| Remuneração | 2,04% | 1,98% | -0,06% |
| Depreciação | -0,43% | -0,37% | 0,06% |
| OR | -0,46% | -0,46% | -0,00% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 3,90% | 2,20% | -1,70% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 2,53% | 1,32% | -1,21% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -1,36% | -1,36% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | 0,78% | 0,00% | -0,78% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 5,84% | 2,16% | -3,68% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
48. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:
(i) os encargos setoriais, que contribuíram para uma variação de -0,83%. A diminuição se
deve à publicação da REH 2.077/2016, que homologa as cotas anuais da Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE para o ano de 2016.
(ii) o custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -0,69%. A
diminuição desse custo se deve principalmente à variação da cotação do dólar para a
valoração da energia proveniente de ITAIPU. Na versão submetida à audiência pública a
cotação adotada foi de 3,84 R$/US$ e no resultado final de 3,55 R$/US$. Além disso, 3
contratos bilaterais com preço médio de 273,20 R$/MWh, acima do mix médio de compra
de 184,48 R$/MWh, foram retirados pelo fim de seus prazos.
(iii) a decisão liminar em favor dos associados da ABRACE, que contribuiu para uma
variação de -1,70% nos componentes financeiros. Neste caso, destaca-se que a retirada
do componente financeiro devido a liminar em favor dos associados da ABRACE foi
decidida pela Diretoria na reunião de 14/06/2016, quando da discussão dos processos
48500.001110/2016-50, 48500.001789/2016-87 e 48500.003655/2015-10.

49. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
receita da Distribuidora, com e sem tributos3:
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
50. O Gráfico 5 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, acima da
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
DEFINIÇÃO DOS POSTOS TARIFÁRIOS PONTA, FORA PONTA E INTERMEDIÁRIO
51. Os custos marginais de capacidade são calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta,
definidos na REN 414/10:
 Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela
distribuidora, considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela
ANEEL para toda a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terçafeira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi e mais oito feriados nacionais;
 Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e
complementares àquelas definidas no horário de ponta.
52. Em sua proposta a EMG solicitou que fosse adotado posto de ponta das 17h30min às
20h29min fora da vigência do horário de verão. Durante o horário de verão a proposta é que o posto de ponta
se inicie às 18h30min e termine às 21h30min.
53. Ocorre que após a aprovação do 3º Ciclo de Revisão Tarifária, a EMG solicitou, de forma
extraordinária, a alteração do início do período de ponta de 18h00 para 19h00, durante a vigência do Horário
de Verão4. A solicitação da concessionária foi atendida e resultou na REH 1.808 de 7/10/2014.
54. Por meio das Cartas ENERGISAMG/VPR-ANEEL/Nº045/2016 e ENERGISAMG/VPRANEEL/Nº053/2016, a EMG manifestou que a alteração é solicitada por dois motivos: alteração do contrato
conexão com a Light e alteração do comportamento dos consumidores locais. De acordo com a distribuidora a
alteração garante um alimento entre os horários de ponta da EMG (acessante) e a LIGHT (acessada), evitando
o pagamento de penalidade pela EMG.
3 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias de ICMS e
PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.
4 Solicitação feita por meio da Carta ENERGISAMG/DTEC-ANEEL/nº 051/2014, de 4/8/2014.

55. O outro aspecto destacado pela empresa é a questão do pico da demanda na área de
concessão. O gráfico a seguir mostra a curva de demanda do dia 02/07/2015, pode-se observar que a carga
começa a subir às 17h30.
Gráfico 6 - Curva de Demanda Realizada no dia 02/07/2015
Fonte: Carta ENERGISAMG/VPR-ANEEL/Nº053/2016
56. Entende-se que o pleito da concessionária é relevante e deve ser atendido. Contudo, a
alteração do posto de ponta gera custo para indústria local, por isso deve ser evitada. Destaca-se que esta é a
segunda alteração feita pela EMG num espaço de dois anos.
57. Ressalta-se a necessidade de plena divulgação pela EMG da alteração proposta aos
consumidores afetados. A distribuidora somente poderá praticar a alteração proposta após a notificação
individual a todos os consumidores afetados, com a entrega comprovada e antecedência mínima de um ciclo
de faturamento.

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
58. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi
obtido pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de
2014, após realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do
PRODIST5.
59. Em sua contribuição à Audiência Pública, a EMG solicitou a criação de um novo conjunto de
unidades consumidoras, em razão da entrada em operação da subestação UBA 3, provocando a reconfiguração
de outros conjuntos. A SRD avaliou as reconfigurações propostas, e concluiu que estão em acordo com as
disposições do PRODIST. Com as mudanças, a Distribuidora passará de 38 para 39 conjuntos de unidades
consumidoras. Não foram apresentadas outras contribuições referentes aos indicadores de qualidade no âmbito
da Audiência Pública 17/2016.
60. Passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. Nos Gráficos 7 e 8 são apresentados o
histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a EMG após análise. Em relação aos
limites globais propostos para o período 2016 a 2019, a redução média anual é de 1,24% no DEC e 3,45% no
FEC.
Gráfico 7 – Histórico de apuração e proposta de limites globais de DEC da EMG
Fonte: Nota Técnica no 70/2016-SRD/ANEEL.
5 "5.10 Limites de continuidade do serviço.
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades
consumidoras.
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte
procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos
conjuntos; e
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

Gráfico 8 – Histórico de apuração e proposta de limites globais de FEC da EMG
Fonte: Nota Técnica no 70/2016-SRD/ANEEL.
61. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam
uma comparação entre os limites da EMG e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na
Região Sudeste:
Gráfico 9 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica 70/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 10 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica 70/2016-SRD/ANEEL.
62. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a EMG estão aderentes à realidade
da região.
63. Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a
partir dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do PRODIST. A violação aos
limites dos indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela EMG entre 2013 e 2015.
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CPFL-Piratininga
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 333.072 586.197,20
2014 310.108 526.499,10
2015 345.010 812.122,04
Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
64. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: (i) art. 3o da Lei no
9.427/1996, com alterações dadas pela Lei 10.848/2004, e remissão ao art. 29 da Lei 8.987/1995, em especial
ao inciso V; (ii) art. 21 do Anexo I do Decreto 2.335/1997; (iii) art. 6o da Lei 8.987/1995; (iv) art. 2o da Lei
9.427/1996; (v) art. 25 da Lei 9.074/1995; (vi) Resolução 395/2009; (vii) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET; (viii) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional – PRODIST; e (ix) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 040/1999.

IV. DISPOSITIVO
65. Do exposto, e com base nos documentos constantes dos Processos 48500.000013/2016-40 e
48500.001769/2016-14, voto pela emissão das Resoluções anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da Erro! Fonte de referência
não encontrada., a vigorar a partir de 22 de junho de 2016, que conduz ao efeito médio a
ser percebido pelos consumidores de Erro! Fonte de referência não encontrada., sendo
Erro! Fonte de referência não encontrada. para os consumidores em alta tensão e Erro!
Fonte de referência não encontrada. 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 Erro! Fonte de referência não
encontrada. ;
c) atualizar a tarifa de energia elétrica da Geração Distribuída (GD) decorrente do processo
de desverticalização da EMG, relativa à concessionária Zona da Mata Geração S.A,
resultando no valor de R$ 231,46 R$/MWh, para aplicação a partir de 22 de junho de 2016;
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de
energia de reserva – EER;
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Erro! Fonte de referência
não encontrada., de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de Erro! Fonte de referência não encontrada.;
g) fixar o componente T do Fator X de Erro! Fonte de referência não encontrada.;
h) alterar o posto tarifário de ponta para 17h30min às 20h29min para o período fora da
vigência do horário de verão;
i) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela Erro! Fonte de referência não encontrada.; e
j) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:

| Reajuste | Reajuste | Reajuste | Reajuste |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |  |
| Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) | 9,24% | 9,24% | 9,24% | 9,24% |
| Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) | 0,64% | 0,64% | 0,64% | 0,64% |

Brasília, 21 de junho de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor