REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2131/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda - Ienergia.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-29
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS:
48500.000025/2016-74 e 48500.002433/2016-61
INTERESSADOS: IENERGIA - Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda
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 IENERGIA - Iguaçu Distribuidora de Energia
Elétrica Ltda, a vigorar a partir de 29 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 2021, consolidados
após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública no 32/2016.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição no 050/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da IENERGIA - Iguaçu Distribuidora de
Energia Elétrica Ltda, estabelece a data de 29 de agosto de 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 28/04/2015, por meio da REN 660/2015.
Em 14/06/2016, na 21° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
3.
Audiência Pública n° 32/2016 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 15 de junho
a 18 de julho.
4. No dia 26 de julho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na AP n° 32, foi encaminhada à IENERGIA e ao Conselho de Consumidores. Em 2 de
agosto, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da empresa, para discutir a
proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as suas contribuições finais.
O conselho de consumidores, por sua vez, optou por não realizar a reunião.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica 112, de 27 de julho de 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 IENERGIA, para o período de 2017 a 2021.
6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 303/2016-SRD/ANEEL, de 29/07/2016.

7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 406/2016-SFF/ANEEL, de 27/07/2016.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 267, de 15 de agosto
de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da IENERGIA.
9. Em 23 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 538, de 2013, registradas
em nome da IENERGIA1.
II. FUNDAMENTAÇÃO
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
10. 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 IENERGIA
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -4,80%, sendo de -5,41% em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de -4,37%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão.
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -5,41%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -4,37%
Efeito Médio AT+BT -4,80%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Em relação a diferença de efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão – BT, ressalta-se
11.
que a redução observada do encargo de CDE uso, que impacta mais os consumidores na AT, pelo fato desses
consumidores terem, proporcionalmente, uma participação maior da CDE em suas faturas, foi compensada
pelo aumento nos custos de rede para o grupo AT trazidos pela nova estrutura tarifária redefinida no momento
da revisão tarifária. Esse é o principal motivo da diferença de efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão –
BT não ter sido elevado.
12. O efeito médio de -4,80% 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.
13. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -4,19%. Os
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da IENERGIA, para compensar nos 12 meses
Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.
1

subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -2,11%. Já o efeito da retirada dos componentes
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de 1,51% na atual revisão.
14. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -4,80%,
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-4,80% = (-4,19%) + (-2,11%) +
(1,51%)].
15. O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
1,51%
0,40%
-0,75%
-1,23%
-2,11%
-2,61%
-4,80%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
Equilíbrio econômico-financeiro
16. 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.
17. A Tabela abaixo 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 IENERGIA
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
18. O reposicionamento econômico de -4,19% é composto pela redução da Parcela A em -3,45%
e pela redução da Parcela B de -0,75%.

Parcela A
19. 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 -2,61%.
20. 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 IENERGIA
impactou a revisão em -5,03%. A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória n°
2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor inferior ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi alterada pela
Resolução Homologatória n° 2077/2016, de 07/06/2016, o que implicou em uma nova redução dos valores da
quota CDE-USO para 2016. Também merece ênfase a elevação da previsão de gastos com o encargo de
Energia de Reserva, com efeito de 1,84%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de
Energia de Reserva.
21. Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -1,23%. Tal resultado
decorre da queda da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu, de US$ 38,07/kW.mês para US$
25,78/kW.mês.
22. Contribuiu, ainda, a redução de custos com as usinas hidrelétricas em regime de cotas que,
apesar do aumento do custo unitário, de R$/MWh 37,27 para R$/MWh 64,27, representa um impacto negativo,
tendo em vista a maior alocação dessa energia no atual processo, a um custo unitário inferior ao custo médio
do mix de compra da concessionária.
23. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
1,64%
0,57%
0,21%

0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
-0,91%
-1,23%
-2,74%

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 II – 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 e a
atual revisão:

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

Tipo de contrato Processo A-1 Processo atual Variação Processo A-1 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP 0,00 0,00 - 0,00 0,00 -
0,00 0,00

| Existente - CCEAR-QTD | 0,00 | - | 0,00 | - |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Ajuste - CCEAR | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Madeira e Belo Monte | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Bilateral | 320.623,82 | 341.640,00 | 6,55% | 172,75 | 187,94 | 8,79% |
| Cota Angra I e Angra II | 9.630,54 | 9.508,42 | -1,27% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 10.570,73 | 25.268,35 139,04% | 37,27 | 64,27 | 72,44% |  |
| Geração Própria | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |

52.995,96 260,65

| Itaipu | 56.369,28 | 6,37% | 181,25 | -30,46% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Proinfa | 4.941,93 | 5.247,68 | 6,19% | 306,07 | 393,48 | 28,56% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -156.202,56 | -204.391,73 | 30,9% | 180,68 | 180,25 | -0,2% |
| TOTAL | 242.560,42 | 233.641,99 | -3,7% | 183,24 | 185,04 | 1,0% |

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.
27. No caso da IENERGIA, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta do 3º ciclo
de revisões, de 4,80% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo, propõese o percentual, de 2,30%, de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que foram
identificadas empresas que praticam percentuais menores de perdas.
28. Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram
informadas pela Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 303/2016
– SRD/ANEEL, de 29 de julho de 2016, no percentual de 7,28% sobre a energia injetada.
Parcela B
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 37,5%, 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 IENERGIA, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do que
o intervalo superior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi
estabelecida uma trajetória de redução desses custos ao longo do ciclo, para que ao final os custos operacionais
regulatórios alcancem o limite superior do intervalo.
32. Como a aplicação da metodologia resultou em uma redução dos custos operacionais da
IENERGIA de -4,06% 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 inferior a 120% e, desse modo, não foi
necessário recalcular a meta de custos para compartilhar com o consumidor o valor excedente. Dessa forma,
o resultado final da análise foi um custo operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, que contribuiu
para o resultado final das tarifas em -0,98%.
Cabe destacar que a empresa questionou, por meio de contribuição na Audiência Pública, o
33.
valor do OPEX estabelecido para 2016, pois situa-se muito abaixo de seus custos reais, o que comprometeria
a qualidade de seu serviço. Além disso, contestou as variáveis utilizadas pelo método, alegando que suas redes
rurais MT são extensas e solicitando a segmentação da variável "km de rede MT" em rural e urbano.
34. Ressalta-se que esse pleito já foi discutido na Audiência Pública sobre metodologia de revisão
tarifária (AP 23/2014). O entendimento que se teve é que apesar da segmentação em redes urbanas e rurais
ser interessante, ela possui restrições de ordem prática no que diz respeito à disponibilidade de dados
consistentes para todas as concessionárias do país. Destaca-se, ainda, que ao ter sido utilizado rede e
consumidores no modelo final que foi aprovado, a densidade de rede foi indiretamente considerada. Assim, as
relações entre rede, consumidor e mercado explicam em grande medida o efeito de dispersão decorrente de
redes rurais e, portanto, retratam as diferentes características das concessões.
35. De todo modo, a contribuição encontra-se fora do escopo da presente discussão, não havendo
espaço para revisão do método aprovado no atual processo de revisão.
No que se refere ao custo anual dos ativos, esse é formado pela remuneração do capital e pela
36.
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.
37. A respeito da remuneração do capital, houve redução de 14,41% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,30%. Essa situação adveio do aumento da Base
Líquida, combinado com aumento do WACC regulatório, bem como o início da remuneração sobre os
investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais.
38. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve redução de -16,94% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em -0,31%. A situação proveio do aumento da Parcela
B ao longo do ciclo superior ao aumento da Base Bruta e da alteração da taxa de depreciação.

Componentes financeiros
39. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da
IENERGIA:
Tabela 4 – Componentes financeiros
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
40. Os componentes financeiros mais expressivos foi a CVA energia, o Saldo a Compensar da
CVA-Ano Anterior mais Ajustes e a Reversão RTE – CDE Uso.
41. Segundo a SGT, os principais motivos do impacto, de 3,27%, do saldo da CVA de energia
foram: (i) repasse da compra de energia de ITAIPU, devido à variação do dólar ocorrida no período; e (ii) demais
custos associados à compra de energia apurados pela CCEE por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo (MAC)
e pelos diferentes eventos de recontabilização ocorridos no período de análise. Por sua vez, a receita repassada
da Conta Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para redução do saldo da CVA de energia, evitando que o
reajuste fosse 6,12% a maior.
42. Os gráficos abaixo demonstram tais efeitos por modalidade contratual:

45,00
Milhões 40,00
35,00
30,00
25,00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
-5,00
-10,00
Cobertura tarifária (R$) Pagamento CVA após limite de repasse (R$)
Gráfico III – CVA energia por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
43. Quanto ao efeito do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, de -2,93%, 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 de março de 2016.
44. Ainda em relação aos financeiros, convém destacar que a IENERGIA solicitou que fossem
compensados nas tarifas os custos incorridos pela concessionária com i) a Campanha de medidas para fins da
Revisão Tarifária 2016, ii) o Laudo de Avaliação da BRR e iii) a Campanha de divulgação da Bandeira Tarifária.
45. Como os custos de Campanha de medidas e Laudo de Avaliação da BRR têm características
de custos operacionais, suas considerações ocorrem no âmbito do custo global de O&M por meio da
comparação entre os custos eficientes e os custos reais contábeis, atendendo a metodologia do Submódulo
2.2 do PRORET. Na formulação da metodologia de O&M foram considerados para a definição dos parâmetros
de eficiência todos os custos de natureza operacional diretamente relacionados à prestação do serviço de
distribuição. Como as despesas com Campanha de medidas e Laudo de Avaliação da BRR refere-se a
atividades que eventualmente as distribuidoras podem incorrer com a prestação do serviço de distribuição,
entende-se que esses custos já estão contemplados quando do repasse dos custos global de O&M para as
tarifas. Já em relação ao financeiro para Campanha de divulgação da Bandeira Tarifária, salienta-se que não
há previsão para esse tipo de financeiro, conforme destaca o PRORET submódulo 4.4.

Subvenção da CDE para descontos tarifários
46. Quanto 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, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a
diferença entre as tarifas com e sem descontos.
47. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
IENERGIA, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 895.343,23. Esse valor já
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 a julho/2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
48. Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos
Operacionais – T.
49. 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 1,41%.
50. 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. Assim, o componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da IENERGIA
é de 3,26%.
51. 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.
52. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da IENERGIA até a próxima
revisão tarifária será de 4,57%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada
processo de reajuste.
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e
53.
o resultado da revisão tarifária.
2 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,
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.

Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final
Audiência Pública -
Final - Participação na
Participação na Variação
Revisão %
Revisão %

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -5,02% | -3,27% | 1,76% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -2,92% | -1,92% | 1,00% |
| Custos de Transmissão | 0,25% | 0,46% | 0,22% |
| Custos de Aquisição de Energia | -2,35% | -1,81% | 0,54% |
| PARCELA B | 1,02% | -0,69% | -1,72% |
| CO + Anuidades + RI | -0,73% | -0,86% | -0,13% |
| Remuneração | 1,15% | 0,31% | -0,84% |
| Depreciação | 0,43% | -0,30% | -0,72% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,18% | 0,15% | -0,03% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | -4,00% | -3,96% | 0,04% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 1,69% | -2,00% | -3,69% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | 1,82% | 1,93% | 0,10% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | 0,00% | 0,00% | 0,00% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | -0,49% | -4,04% | -3,55% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
54. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:
a parcela B,
(i) que contribui para uma variação de -1,72%. A redução desse custo se deve
principalmente à variação do valor da base de remuneração considerado na AP, antes da
fiscalização da SFF.
encargos setoriais,
(ii) os que representaram uma variação de 1,00% em relação ao que foi
apresentado para abertura da AP 32/2016, devido, especialmente, à nova cota CDE-Uso,
estabelecida pela REH 2.077, de 07 de junho de 2016;
(iii) os componentes financeiros do processo atual, com variação de -3,69%, do qual se
destacam a CVA em processamento e CVA saldo a compensar, pois esses financeiros
lançados no cálculo para AP eram provisórios.
55. A fim de apresentar a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora, com e sem tributos3, os gráficos abaixo ilustram esses efeitos:
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.

Encargos
Setoriais
Custo de
23,0%
Transmissão
9,7%
Custo de
Distribuição
22,6%
Custo de
Energia
44,7%
56.
Gráfico IV – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Transmissão
7,3%
Encargos
Setoriais
17,3%
ICMS 20,4%
Tributos
Custo de
24,8%
Energia
33,6%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS 4,5%
17,0%
Gráfico VI – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
57. O Gráfico 7 demonstra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos,
comparativamente com a variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:

650,00
600,00 Tarifa B1 Residencial
550,00 Variação IGPM
500,00
Variação IPCA
454,65
450,00
434,79
400,00
393,52
371,83 370,83
354,87
350,00

336,25 335,89 335,70
325,02
307,63
300,00
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 VII – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
58. No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC
e FEC para a IEnergia. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média
anual é de 4% no FEC. Para o DEC, não há proposta de redução, uma vez que os limites atuais da Distribuidora
já se encontram no patamar de referência estabelecido pela comparação.

Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - IENERGIA
40,00
35,00
30,00
25,00
20,00
36,09
34,36 23,68
20,59
14,11 13,74 13,70
15,00 13,00 13,00 13,00 13,00
20,87

11,00 11,00 11,00 11,00 11,00 11,00 11,00
13,02 13,00
12,63 12,65
10,00 12,00 12,00 12,00
10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00
15,89
14,12 14,55 15,74
12,57 13,57 8,00
11,46 11,65
5,00 10,91
8,15
7,64
0,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
Gráfico VIII – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da IEnergia
Fonte: Nota Técnica no 112/2016-SRD/ANEEL.
59. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam
uma comparação entre os limites da IEnergia e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas
na Região Sul:

Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1
milhão
40,00
35,00
30,00
IENERGIA
CFLO
COCEL
25,00
COOPERALIANÇA
(horas)
DEMEI
Limite 20,00 EFLJC
EFLUL
DEC ELETROCAR
15,00
FORCEL
HIDROPAN
MUXENERGIA
10,00
UHENPAL
5,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico IX – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica no 112/2016-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul com NUC < 1
milhão
35,00
30,00
IENERGIA
25,00
CFLO
COCEL
(interrupções)
COOPERALIANÇA
20,00
DEMEI
EFLJC
Limite EFLUL
15,00
ELETROCAR
FEC
FORCEL
HIDROPAN
10,00
MUXENERGIA
UHENPAL
5,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico X – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica no 112/2016-SRD/ANEEL.

60. Depreende-se dos Gráficos que os limites da Distribuidora se encontram aderentes à realidade
da região.
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 6
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela IEnergia entre 2013 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela IEnergia
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 90.351 429.680,11
2014 80.552 350.406,12
2015 107.464 605.758,94
Fonte: site da ANEEL.
ENVIO DE DADOS PELA CONCESSIONÁRIA
Retificação de Dados de Mercado

62. Em 15 de agosto de 2016, em descumprimento aos prazos estabelecidas no Submódulo 10.1
e 2.1 do PRORET, a IENERGIA solicitou a retificação das informações de mercado relativas as demandas de
geradores em A4. Em 16 de agosto de 2016, houve mais duas solicitações de retificação de mercado para
correção dos descontos tarifários concedidos aos seus consumidores livres.
Tendo em vista a relevância dos valores retificados para o resultado final da revisão, a SGT
63.
acatou a solicitação da empresa, ainda que tal evento tenha resultado em atrasos na instrução do processo.
64. No entanto, registra-se a necessidade de observância dos prazos estabelecidos pela ANEEL
pelo agente regulado, bem como que a empresa implemente uma melhor governança na prestação dessas
informações, destacadamente as informações ao mercado, que são disponibilizadas mensalmente pela SGT
às concessionárias para conferência. Ademais, ressalta-se que o processo de revisão das tarifas prevê a
publicidade da proposta por meio de audiência pública, juntamente com os dados encaminhados pelas
concessionárias, além do envio prévio de planilhas contendo os dados informados pela própria empresa. Assim,
resta claro que o controle da qualidade das informações prestadas pela empresa carece de aprimoramentos.
Destaca-se ainda o retrabalho e a sobrecarga gerada para a equipe da SGT com a solicitação de retificação de
dados próximo da deliberação do processo.
 Aspectos da Continuidade do fornecimento
65. A IENERGIA enviou correspondência posterior ao período de contribuições à Audiência
Pública, abordando, dentre outros pontos, a continuidade no fornecimento. A empresa resgata o caso de
queima de um transformador da CELESC, sua supridora, ocorrido em 2013. De acordo com a empresa, essa
ocorrência trouxe uma série de consequências negativas para sua operação, que perduraram até 2015. Com
base no exposto, a empresa solicita uma revisão dos limites anteriores (2014 e 2015), ou o recálculo das
compensações nesse período.

66. Inicialmente cabe destacar que o assunto abordado pela empresa nada interfere no presente
processo, cujo objeto é a definição dos limites dos indicadores DEC e FEC para o período 2017 a 2021. No
entanto, destaco que os efeitos da queima do transformador, apontados pela IENERGIA, já houve decisão4
deste Colegiado, tendo sido inclusive abordado em fiscalização da SFE.
 Novos dados para apuração da BRR
67. Durante o período de fiscalização, a SFF detectou diversas imperfeições no laudo de avaliação
apresentado, as quais foram informadas de imediato para Concessionária se justificar e/ou proceder as
necessárias correções, as quais se destacam:
a) Conciliação físico-contábil: nos arquivos inicialmente apresentados pela Concessionária
foram identificadas diversas imperfeições, cujos ajustes, realizados pela SFF resultaram em
um aumento da BRR de R$ 1.433 mil. Em correspondência enviada em 16/08/2016 a
Concessionária pleiteia que o ajuste seja de R$ 1.564 mil.
b) COM e CA: nos arquivos inicialmente apresentados pela Concessionária foram identificadas
diversas imperfeições, cujos ajustes, realizados pela SFF resultaram em um decréscimo da
ordem de R$ 454 mil. A Concessionária apresentou novas considerações solicitando a
reversão do ajuste.
c) Movimentação dos ativos (quantidades): a Concessionária apresentou no dia 16/08/2016,
novo arquivo com a consolidação de seus ativos retificando o arquivo apresentado à equipe
de fiscalização.
Sobre os itens pleiteados pela IENERGIA, a SFF não os considerou devido a exiguidade do
68.
tempo para a apreciação desses novos dados. Além disso, a Concessionária não apresentou nenhuma
evidência/comprovação para fiscalização realizar qualquer revisão do ajuste apontado no Relatório de
Fiscalização.
III. DIREITO
69. 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 050/1999.
4 48500.000275/2012-81.

IV. DISPOSITIVO
70. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos 48500.000025/201674 e 48500.002433/2016-61, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas,
a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da IENERGIA, a vigorar a partir
de 29 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores
de -4,80%, sendo de -5,41% para os consumidores em alta tensão e de -4,37% 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 IENERGIA;
c) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de
energia de reserva – EER;
d) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à IENERGIA, de modo a
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
e) fixar o componente Pd do Fator X de 1,41%;
f) fixar o componente T do Fator X de 3,26%;
g) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela IENERGIA; e
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:
Reajuste 2017 Reajuste 2018 Reajuste 2019 Reajuste 2020

7,28% 7,28% 7,28% 7,28%
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)

3.80% 3,30% 2,80% 2,30%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)
Brasília, 23 de agosto de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor