REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 5921/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras e estabelece os limites de continuidade da distribuição de energia elétrica, a partir de janeiro de 2017, nos seus aspectos de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, para os conjuntos da área de concessão da Energisa Tocantins Distribuidora de Energia S.A - ETO, para o período de 2017 a 2020.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-07-01
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.000016/2016-83 e 48500.001313/2016-46
INTERESSADOS: Energisa Tocantins - Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretor José Jurhosa Júnior
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública n° 23/2016, instituída com vistas a colher subsídios e informações
adicionais para o aprimoramento da proposta referente à Quarta Revisão Tarifária Periódica da Energisa Tocantins -
Distribuidora de Energia S.A, a vigorar a partir de 04 de julho 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 2020.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição no 052/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Energisa Tocantins - Distribuidora de Energia
S.A, estabelece a data de 04 de julho de 2016 para a realização da quarta revisão tarifária periódica da
concessionária.
2. As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária.
3. Em 19/04/2016, na 13° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
Audiência Pública n° 23/2016 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 2020. O período de contribuições se estendeu de 20 de abril a 19 de maio,
por intercâmbio documental.
4. No dia 23/06/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições
trazidas na AP n° 23, foi encaminhada à ENERGISA TOCANTINS e ao Conselho de Consumidores. Em 1º/6/2016,
na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da Empresa; e no dia 27/06/2016 foi realizada
reunião com o Conselho de Consumidores, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que o
Conselho de Consumidores apresentou as suas contribuições finais.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica
89, de 15 de junho 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 ENERGISA
TOCANTINS, para o período de 2017 a 2020.
6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela SRD,
por meio do Memorando n° 238/2016-SRD/ANEEL, de 16/06/2016.
7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 343/2016-SFF/ANEEL, de 23/06/2016.

8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 212, de 23 de junho de
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Energisa Tocantins.
9. Em 28 de junho 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 Energisa
Tocantins1.
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 Energisa Tocantins conduz a
um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,81%, sendo de 9,99% em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 13,79% 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) 9,99%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 13,79%
Efeito Médio AT+BT 12,81%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
12. A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova estrutura
tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os consumidores na
baixa tensão, pelo fato do custo de expansão na baixa tensão ter aumentado mais neste nível de tensão.
13. O efeito médio de 12,81% 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.
14. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 16,77%, 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 Energisa Tocantins, para compensar nos 12

meses subsequentes, esses contribuíram para uma redução tarifária de
-2,08%. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa um
aumento de -1,89% na atual revisão.
15. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 12,81%, representa a
conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [12,81% = + (16,77%) + (-2,08)+ (-1,89%)].
16. O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

12,81%
9,58%
6,32%
0,76%
0,10%
-2,08% -1,89%

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.
Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE
17. 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
14/06/2016, 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.
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 Energisa Tocantins
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 18,20% | 10,45% | 58,11% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 5,39% | 0,76% | 12,80% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 21,48% | 0,04% | 0,17% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -38,34% | -1,00% | 1,38% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 3,37% | 0,06% | 1,63% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | -1,11% | -0,06% | 4,48% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 47,02% | 1,58% | 4,24% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 15,83% | 0,14% | 0,90% |
| ONS | -4,89% | -0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 5,05% | 0,10% | 1,86% |
| Rede Básica | 8,27% | 0,10% | 1,16% |
| Rede Básica Fronteira | -0,76% | -0,01% | 0,63% |
| Rede Básica ONS (A2) | 46,27% | 0,01% | 0,03% |
| Conexão | -23,40% | -0,00% | 0,01% |
| Uso do sistema de distribuição | 1,32% | 0,00% | 0,03% |
| Custos de Aquisição de Energia | 23,27% | 9,58% | 43,45% |
| PARCELA B | 14,85% | 6,32% | 41,89% |
| Custos Operacionais | -1,32% | -0,40% | 25,94% |
| Anuidades | 28,06% | 0,91% | 3,54% |
| Remuneração | 176,16% | 6,40% | 8,59% |
| Depreciação | -1,14% | -0,05% | 3,93% |
| Receitas Irrecuperáveis | -47,90% | -0,51% | 0,47% |
| Outras Receitas | 2,54% | -0,02% | -0,58% |

Reposicionamento Tarifário 16,77%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -2,08%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE -2,72%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE 0,44%
CVA em Processamento - Transmissão 0,34%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -1,00%
Neutralidade dos Encargos -0,96%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 0,71%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,06%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 1,10%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,01%
Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015 -0,43%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,89%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,81%
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, o custo com os Encargos Setoriais impactou positivamente o reposicionamento tarifário em 0,76%.

21. Desses encargos, destaca-se a elevação da previsão de gastos com o encargo de Energia de
Reserva, com efeito de 1,58%, em virtude do início do período de suprimento do 15º Leilão de Energia de Reserva.
Também merece ênfase 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 Energisa Tocantins impactou a revisão em -
1,00%
22. Ressalta-se, ainda, o impacto dos custos com compra de energia, de 9,58%. Tal resultado decorre
do aumento da contratação de energia proveniente de Leilões de energia Existente, via MCSD, a um preço unitário
acima do custo médio.
23. Ao longo de 2014 e 2015 a Energisa Tocantins ficou exposta ao mercado de curto prazo. De janeiro
a setembro de 2015 a empresa precisou adquirir energia no curto prazo correspondente a 18% da carga real da
concessionária. Para reverter essa situação, e em atendimento ao disposto na Lei n° 10.848, de 15/03/2014, que
em seu art. 2° estabelece a obrigação para a distribuidora "garantir o atendimento à totalidade de seu mercado,
mediante contratação regulada", a Energisa Tocantins participou das declarações dos MCSD mensais e trocaslivres para reduzir a exposição contratual, tendo sucesso somente em novembro de 2015, quando a empresa
passou de uma situação de exposição para sobrecontratação mensal, cuja sobra de energia entre outubro de 2015
a março de 2016 passou a corresponder a 14,7% da sua carga real.
24. Como a energia adquirida no MCSD proveio principalmente do 13° Leilão de Energia Existente por
Quantidade, a um preço unitário de R$ 270,81 / MWh, que quando atualizada para a data da revisão
correspondente a R$ 320,12 /MWh, o resultado foi um aumento dos custos de compra de energia observado no
atual processo tarifário. A tabela abaixo detalha os produtos que foram adquiridos no MCSD em novembro de 2015.
Tabela 3 – Detalhamento do MCSD adquirido pela Energisa Tocantins.
25. Isso porque na valoração dos custos com compra de energia é considerada a energia requerida
apurada para concessionária multiplicado pelo preço médio de contratação na data da revisão. O conceito de
energia requerida contempla além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores, o montante de
perdas regulatórias, que leva em consideração o desempenho da concessionária nos segmentos de perdas que
tenha maior gestão. O preço médio que é valorado o montante de energia requerida depende da média dos
contratos de energia da distribuidora. Assim, quando a Energisa Tocantins adquiriu energia no MCSD, a um preço
médio acima dos seus contratos de energia adquiridos anteriormente, o resultado foi um aumentou dos custos com
aquisição de energia a ser repassado às tarifas.
26. Sobre a contratação de energia praticada pela Energisa Tocantins cumpre destacar que a empresa
foi penalizada pelo fato de ter ficado exposta voluntariamente ao mercado de curto de prazo no ano civil de 2014, de
modo que no ajuste financeiro que é realizado para compensar a diferença entre o valor da cobertura tarifária e o
pago pela energia no curto-prazo, o repasse foi limitado ao menor valor entre o PLD vigente e o Valor Anual de
Referência - VR. Estando ainda a Energisa Tocantins sujeita ao mesmo tipo de penalização na parcela de energia
que a empresa ficar exposta voluntariamente no ano civil de 2015, após a conclusão da apuração dessa exposição
pela ANEEL.

27. Quanto a atual situação de sobrecontratação que a empresa se encontra a partir de outubro de
2015, cumpre esclarecer que o repasse tarifário é limitado a 105% da energia requerida, salvo se a contratação
além do valor excedente seja considerada alheia à vontade da concessionária.2 De tal sorte que o consumidor não é
impactado pela contratação acima de 105%, constituindo essa energia um risco para a concessionária quando da
comercialização desses montantes excedentes no mercado de curto-prazo.
28. Neste particular, há que se enfatizar que apesar da participação do MCSD ter resultado em um
aumento do custo de energia, as distribuidoras não possuem qualquer incentivo para adquirir uma energia mais
cara. Até 105% a contratação da energia é neutra para concessionária. Em relação à energia que excede os 105%,
a empresa sempre tem o interesse de adquirir uma energia mais barata, seja para maximizar seu ganho em uma
situação de PLD elevado, ou de minimizar a sua perda em uma situação de PLD baixo.
29. Dessa forma, nos cálculos dos repasses tarifários referentes à aquisição de energia já existe um
incentivo regulatório para a boa gestão da distribuidora quanto à compra de energia, pois quanto mais uma empresa
não cumpre os requisitos regulatórios, maior será o risco de um impacto financeiro negativo a que ela estará sujeita.
30. Acrescenta-se ainda que a empresa não possui gerência sobre o preço dos produtos que serão
ofertados no MCSD e que na época da sua contratação (setembro e novembro de 2015), o cenário de contratação
de energia apresentava um preço elevado no mercado de curto prazo, o que só veio a se reverter em dezembro de
2015. Tampouco a empresa tem gerência em relação ao período de vigência dos produtos adquiridos no Leilão.
31. Por fim, propõe-se que nos processos em que serão homologados os valores de exposições
contratuais involuntárias referente aos anos de 2015 e 2016, seja avaliada a gestão da Energisa Tocantins em
relação a contratação de energia que a levou de uma situação de elevada exposição para elevada
sobrecontratação.
32. Ainda que a parcela de energia excedente, acima de 105%, não seja passível de repasse tarifário, e
a empresa não possuir gestão sobre os preços e a vigência dos produtos que foram ofertados no MCSD, a empresa
demandou uma quantidade significativa de energia no MCSD de novembro de 2015, o que elevou o custo médio de
energia que é repassado às tarifas, razão pelo qual recomenda-se uma análise mais detalhada da contratação
realizada pela empresa.
33. Contribui ainda o aumento do custo das usinas hidrelétricas em regime de alocação de cotas de
garantia física de energia e potência, objeto do Leilão 12/2015-ANEEL, que, no último processo tarifário teve preço
de repasse de R$ 33,34 /MWh. No atual processo, a cobertura tarifária econômica está em torno de R$ 60/MWh, o
que reflete o Preço-Teto resultante das receitas estabelecidas no Edital referente a cada usina.
34. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
2 Cabe ressaltar que as energias adquiridas nestes MCSDs não constituem direito à sobrecontratação involuntária.

9,58%
5,14%
1,87%
0,97%

0,59% 0,22% 0,27% 0,47%
0,07%
-0,03%
Total

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

Existente - - Alternativa- Alternativa- Madeira n
Existente Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
35. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária e a
atual revisão:
Tabela 4 – Detalhamento da compra de energia

| Tipo de contrato | Processo A-1 | Processo atual Variação | Processo A-1 | Processo atual Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 17.081,68 | 38.378,70 124,68% | 267,23 | 221,80 -17,00% |  |
| Existente - CCEAR-QTD | 114.288,96 | 805.055,27 604,40% | 175,89 | 222,90 26,73% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 429.665,13 | 513.889,15 19,60% | 215,95 | 217,22 | 0,59% |

204.128,55 195,05

Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 208.284,67 2,04% 204,88 5,04%
104.317,41 118,05

| Madeira e Belo Monte | 147.395,11 41,29% | 125,34 | 6,17% |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 599.696,59 | 559.890,60 | -6,64% | 208,04 | 230,29 10,69% |  |
| Cota Angra I e Angra II | 74.452,52 | 67.888,74 | -8,82% | 162,09 | 206,29 27,27% |  |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 691.902,12 | 608.161,57 -12,10% | 37,37 | 54,48 45,79% |  |  |
| Proinfa | 49.367,50 | 49.963,91 | 1,21% | 240,58 | 323,89 34,63% |  |
| Sobra (-) / Exposição (+) | 210.572,09 - 496.393,73 -335,74% | 148,63 | 182,03 22,47% |  |  |  |
| TOTAL | 2.495.472,56 | 2.502.513,99 | 0,28% | 150,45 | 184,87 | 22,88% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
36. 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.
37. 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.

38. No caso da Energisa Tocantins, por se tratar de empresa com nível de perdas não técnicas
inferior a 7,50% do mercado de baixa tensão medido, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, a média
praticada pela empresa nos últimos 4 anos civis, a qual, quando ajustada ao mercado faturada, corresponde à
5,29%. Também, por ser considerada como empresa eficiente no combate às perdas, propõe-se como meta para o
final do ciclo o mesmo percentual de 5,29%, sem o estabelecimento de uma trajetória de redução das perdas.
39. 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° 238/2016 – SRD/ANEEL, no percentual de 10,73%
sobre a energia injetada.
40. 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
64,6%, 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.
41. 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.
42. No caso da Energisa Tocantins, 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.
43. Como a aplicação da metodologia resultou em um aumento dos custos operacionais da Energisa
Tocantins de 0,77% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse ao 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 superior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular a
meta de custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente. O resultado final da análise foi
um custo operacional considerado na revisão superior ao atualmente existente na tarifa, mas que contribui para o
resultado final das tarifas em -0,40%, pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos potenciais de
produtividade nos doze meses posteriores ao da revisão.
44. 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.
45. Sobre os ativos, a Superintendência de Fiscalização Econômico Financeira - SFF destacou que a
Energisa Tocantins ainda não concluiu o processo de implantação do MCPSE, em razão das falhas ocorridas na
gestão do antigo controlador. Em razão disso, a fiscalização, para fins de validação da Base de Remuneração –
BRR 4CRTP da Energisa Tocantins –, identificou inconsistências no processamento das baixas na base blindada,
tais como: diversos ativos da BB3 que não foram baixados no 3º ciclo e sim no 1º e 2º ciclos; itens que a Empresa
considerou como erro da implantação da Resolução 367/2009, mesmo que vários deles sejam encontrados na BB3;
ativos com data de imobilização do 3º ciclo foram baixados no 1º ciclo e vice-versa; imobilizados que foram baixados

por partes distribuídos nos ciclos como, por exemplo, o imob 161035349-0 1 unidade de Chave fusível teve 0,56
baixado no 1º ciclo e 0,44 baixado no 3º ciclo; entre outras.
46. Todavia, com assunção da empresa pelo Grupo Energisa, o Controle Patrimonial da Energisa
Tocantins está em vias de ser concluído, e os equívocos contidos nos arquivos de baixas manifestados pela
fiscalizada serão saneados. Diante do exposto, a SFF recomendou à Diretoria Colegiada da Agência que se aprove
provisoriamente a Base Blindada da Energisa Tocantins, permitindo-se no Reajuste Tarifário subsequente uma
revisão destes valores, já que a Concessionária concluirá neste interstício a implantação do MCPSE, a fim de que
não haja prejuízo do equilíbrio econômico-financeiro, como o que concordo.
47. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 176,16% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 6,40%. A situação adveio do aumento da base
líquida de 149,95%, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração. Grande parte de tais investimentos foi
para substituição de ativos já bastante depreciados, o que explica o impacto na base líquida. A remuneração sobre
os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais, que no caso da Energisa Tocantins
corresponde a um montante significativo, também contribuiu para o aumento observado da remuneração do capital,
respondendo por 3,24% do impacto positivo de 6,40%.
48. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve uma redução -1,14% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em -0,05% na revisão. A situação proveio do aumento
superior da Parcela B em relação aos efeitos do aumento da Base Bruta.
49. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Energisa
Tocantins.
Tabela 5 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido do Financeiro da RTE | - | 26.582.827,45 | -2,72% |
| CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido do Financeiro da RTE | 4.298.091,66 | 0,44% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 3.293.991,60 | 0,34% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | - | 9.769.153,84 | -1,00% |
| Neutralidade dos Encargos | - | 9.348.711,17 | -0,96% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | 6.921.317,50 | 0,71% |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 583.971,62 | 0,06% |  |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 15,16 | 0,00% |  |
| Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE | 10.724.538,14 | 1,10% |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | - | 7.263,12 | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 9.422,47 | 0,00% |  |
| Conselho de Consumidores | - | 141.935,79 | -0,01% |
| Recálculo Sobrecontratação/Exposição IRT 2015 | - | 4.159.156,89 | -0,43% |
| Ressarcimento de valores pagos referentes à CFURH - Despacho nº 2.515/2015 | 3.897.319,67 | 0,40% |  |
| Total | - | 20.280.380,43 | -2,08% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
50. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA ESS que impactou em -3,15%.

51. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários3, o montante mensal de recursos da CDE,
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores
mensais a serem repassados referentes ao período de julho de 2016 a junho de 2017, utilizou-se o mercado
considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do
mesmo processo.
52. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
Energisa Tocantins, em relação às competências entre julho/2016 a junho/2017, é de R$ 4.136.726,08. Esse valor já
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre julho/2015 e junho/2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
53. 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.
54. 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 1,83%.
55. 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 Energisa Tocantins é de -0,49%.
56. 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.
57. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da Energisa Tocantins até a
próxima revisão tarifária será de 1,34%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada
processo de reajuste.
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
58. A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e o
resultado da revisão tarifária.
Tabela 6 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final
3 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.

Audiência Pública -
Final - Participação na
Participação na Variação
Revisão %
Revisão %

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 10,96% | 10,45% | -0,51% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1,44% | 0,76% | -0,67% |
| Custos de Transmissão | 0,14% | 0,10% | -0,03% |
| Custos de Aquisição de Energia | 9,39% | 9,58% | 0,19% |
| PARCELA B | 8,63% | 6,32% | -2,30% |
| CO + Anuidades + RI | 0,59% | -0,00% | -0,59% |
| Remuneração | 7,58% | 6,40% | -1,19% |
| Depreciação | 0,50% | -0,05% | -0,56% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | -0,05% | -0,02% | 0,03% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 19,59% | 16,77% | -2,82% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | -1,33% | -2,47% | -1,15% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -1,49% | -1,49% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | -0,41% | 0,00% | 0,41% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 16,36% | 12,81% | -3,55% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
59. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência pública
foram:
(i) A conta de desenvolvimento Energético – CDE (USO), que representaram uma variação de -
0,21% em relação ao que foi apresentado para abertura da AP 23/2016, devido, especialmente, à nova
cota CDE-Uso, estabelecida pela REH 2.077, de 07 de junho de 2016;
(ii) A remuneração, que contribui para uma variação de -1,19% no resultado final, segundo informações do
Memorando n° 343/2016-SFF/ANEEL, de 23/06/2016.
(iii) Os componentes financeiros do processo atual, com variação de -1,15%. Do qual se destaca a
retirada do financeiro ajuste Abrace, conforme consta do Despacho 1.576/2016, bem como o fato de
que muitos dos financeiros lançados no cálculo para AP eram provisórios.
60. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora, sem e com tributos4:
4 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico,
foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as
alíquotas médias de ICMS e PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da
ANEEL.

Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Transmissão
1,4%
Encargos
Setoriais
Custo de
10,7%
Energia
31,2%
ICMS 20,8%
Tributos
25,5%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 4,8%
31,2%
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
61. O Gráfico 5 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, abaixo da variação
do IGP-M e do IPCA no mesmo período:

850,00
800,00 Tarifa B1 Residencial
750,00
Variação IGPM
700,00
650,00 Variação IPCA
600,00
550,00
525,74
500,00
462,03

450,00 447,66 437,28
428,54 418,07 420,83 420,80
400,00 410,57
386,69 378,75
350,00
300,00
250,00
200,00
150,00

jul/07 jul/08 jul/09 jul/10 jul/11 jul/12 jul/13 jul/14 mar/15 jul/15 jul/16
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
62. Em sua contribuição à Audiência Pública, a Energisa Tocantins solicitou a criação de cinco novo
conjunto de unidades consumidoras, em razão da entrada em operação de novas subestações, provocando a
reconfiguração de outros conjuntos. A Distribuidora passará de 67 para 72 conjuntos de unidades consumidoras.
Também foi solicitada flexibilização de 5 conjuntos, conforme análise apresentada pela SRD, foi acatado o pleito de
um dos conjuntos para o indicador DEC, devido à particularidade não considerada na metodologia.
63. Passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. No Gráfico5 7 são apresentados os históricos
de apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a Energisa Tocantins. Em relação aos limites
globais propostos para o período 2017 a 2020, a redução média anual é de 1,21% no DEC e 1,20% no FEC.
5 Na Nota Técnica 0089/2016-SRD/ANEEL não foram consideradas todas as unidades consumidoras de dois conjuntos
reconfigurados da Energisa Tocantins: Almas (4.078 unidades consumidoras) e Ananás (8.024 unidades consumidoras). Desse
modo, os limites globais de DEC e FEC da Energisa Tocantins tiveram seus valores recalculados, havendo diferença na
segunda casa decimal em relação aos apresentados pela SRD.

Histórico de Apuração e Prósta de Limites Pós AP de DEC e FEC - Energisa Tocantins
41,82
39,15
38,07 37,19
35,83
34,56
32,32
34,61 30,28
28,48
32,09 27,38
30,78 26,04
29,83 24,82

52,23 28,47 23,62
26,89
46,45
46,00 24,64
42,17

39,32 38,80 22,53
38,50 20,50
33,87 19,46

33,03 33,13 33,22 18,11
16,83
15,70
25,57
23,16
17,72
14,35 16,09

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto - Pós AP FEC Limite Proposto - Pós AP
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Energisa Tocantins
Fonte: Nota Técnica no 89/2016-SRD/ANEEL.
64. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos6 8 e 9 apresentam uma
comparação entre os limites da Energisa Tocantins e os limites de outras distribuidoras localizadas na Região Norte:
6 Na Nota Técnica 0089/2016-SRD/ANEEL não foram consideradas todas as unidades consumidoras de dois conjuntos
reconfigurados da Energisa Tocantins: Almas (4.078 unidades consumidoras) e Ananás (8.024 unidades consumidoras). Desse
modo, os limites globais de DEC e FEC da Energisa Tocantins tiveram seus valores recalculados, havendo diferença na
segunda casa decimal em relação aos apresentados pela SRD.

Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Norte
70,00
60,00
50,00
ETO
(horas)
40,00 AmE
Boa Vista
Limite
CEA
30,00 CELPA
DEC
CERON
ELETROACRE
20,00
10,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras da Região Norte
Fonte: Nota Técnica no 89/2016-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Norte
70,00
60,00
50,00
(interrupções)
ETO
40,00 AmE
Boa Vista
CEA
Limite
30,00 CELPA
FEC CERON
ELETROACRE
20,00
10,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 89/2016-SRD/ANEEL.

65. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a Energisa Tocantins se encontram
aderentes com os valores já propostos para a região.
66. 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.
67. Sobre as compensações efetuadas pela Energisa Tocantins, lembro que a Distribuidora passou por
plano de recuperação após a transferência do controle societário e, conforme previsto nas Resoluções Autorizativas
524, de 18 de dezembro de 2012 e 4.463, de 17 de dezembro de 2013, os recursos das compensações foram
destinados para a realização de investimentos na sua área de concessão, até 4/7/2016, início de sua quarta revisão
tarifária. A Tabela 7 apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela Energisa Tocantins
entre 2012 e 2014.
Tabela 7 – Compensações efetuadas pela Energisa Tocantins
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2012 1.114.377 7.346.276,66
2013 933.588 5.874.871,33
2014 208.439 1.655.008,19
Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
68. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas:
a) art. 3o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no 10.848, de
15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em
especial ao inciso V;
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997;
c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995;
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009;
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET;
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –
PRODIST;
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 015/1999.
IV. DISPOSITIVO
69. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.000016/2016-83 e
48500.001313/2016-46, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:
a) Homologar, provisoriamente, o resultado da quarta revisão tarifária periódica da Energisa
Tocantins - Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 04 de julho de 2016, que conduz
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,81%, sendo 9,99% para os
consumidores em alta tensão e 13,79% para os consumidores em baixa tensão. Eventual

variação de receita, decorrente da diferença entre os valores provisórios e o definitivo, deverá
ser corrigida no reajuste tarifário anual de 4 de julho de 2017;
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da Energisa Tocantins ;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de energia
de reserva – EER;
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Energisa Tocantins, de modo a
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,83%;
g) fixar o componente T do Fator X de -0,49%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem
observados pela Energisa Tocantins; e
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2019:
Reajuste Reajuste Reajuste
2017 2018 2019

Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 10,73% 10,73% 10,73%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 5,29% 5,29% 5,29%
j) Determinar às áreas SRM e SGT que no processo em que serão homologados os valores de
exposições contratuais involuntárias referente aos anos civis de 2015 e 2016 seja avaliada a
gestão da Energisa Tocantins referente a contratação de energia.
Brasília, 28 de junho de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor