DSP - DESPACHO 580/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Encaminha a Nota Técnica SGT/ANEEL 035, de 19/02/2016, ao Ministério de Minas e Energia, com o objetivo de subsidiar a decisão de prorrogação do prazo da concessão de serviço de distribuição de energia, outorgada à Companhia Energética de Roraima - CERR, ratificando a recomendação de não prorrogação a referida concessão e, recomendando ainda, a unificação das áreas de concessão da CERR e da Boa Vista Energia S.A.
Assunto: Encaminhamento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-03-14
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005465/2012-94
INTERESSADOS: Ministério de Minas e Energia e Companhia Energética de Roraima
RELATOR: José Jurhosa Junior
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária
ASSUNTO Prorrogação da concessão de serviço de distribuição de energia elétrica outorgada à Companhia
Energética de Roraima.
I. RELATÓRIO
1. Na 39ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 20/10/2015, a Diretoria da ANEEL, acolhendo
recomendação constante da Nota Técnica 345/2015- SCT/SFF/SFG/SRD/SRM/ANEEL, decidiu, entre outros,
encaminhar o processo em referência ao Ministério de Minas e Energia – MME com a recomendação de não prorrogar
o prazo da concessão outorgada à Companhia Energética de Roraima – CERR (Despacho 3.540/2015).
2. Mediante Despacho datado de 17/12/2016, publicado em 22/12/2015, o MME restituiu os autos do
Processo a ANEEL solicitando estudos complementares com vistas a subsidiar a decisão sobre a referida
prorrogação, compreendendo viabilidade operacional e econômica, modicidade tarifária da atual área de concessão
da distribuidora, contemplando o cálculo da tarifa de equilíbrio e do montante de subsídio anual necessário para que
as tarifas nos demais municípios do Estado de Roraima fiquem iguais às tarifas aplicadas aos consumidores da Boa
Vista Energia.
3. Por meio da Nota Técnica 35/2016-SGT/ANEEL, de 19/02/2016, a Superintendência de Gestão
Tarifária – SGT apresentou os estudos solicitados pelo MME e submeteu a apreciação da Diretoria.
4. Em 29/02/2016 o assunto foi a mim distribuído por sorteio.
5. É o relatório
II. FUNDAMENTAÇÃO
6. Verifica-se que a Nota Técnica 35/2016-SGT/ANEEL apresenta em detalhes os estudos solicitados
pela MME. Eis a síntese dos principais pontos e conclusões:
7. A SGT fez inicialmente uma análise da atual Parcela B praticada pela Distribuidora, mediante a
comparação dos custos repassados às tarifas da CERR e os repassados a outras concessionárias similares, segundo
as características de (i) mercado, (ii) número de transformadores, (iii) extensão de rede, (iv) número de consumidores
e (iv) região onde está localizada a concessionária.
8. A conclusão desse estudo comparativo foi que a Parcela B atualmente praticada pela CERR, no valor
de R$ 1,9 milhão, considerada no reajuste tarifário de 2014, é incompatível com as necessidades da sua área de

concessão e inferior as empresas de menor porte do país, dado seu mercado de consumo, número de clientes, poucos
ativos de distribuição e pequena área de concessão.
9. Conforme ressaltou a SGT, esse desequilíbrio da Parcela B da CERR se deve principalmente a não
realização de processos de revisão tarifária ao longo do seu prazo de concessão. Portanto, para fins de
estabelecimento da tarifa de equilíbrio da concessão, a SGT esclareceu que foi necessário redefinir a Parcela B de
acordo com a metodologia empregada nos processos de revisão tarifária, constante dos Procedimentos de Regulação
Tarifária – PRORET, bem como estabelecer os novos limites de repasse de perdas regulatórias – que nunca foram
definidos para a CERR – conforme metodologia constante também do PRORET. Com relação aos ativos físicos, a
SGT utilizou as informações prestadas pela concessionária em resposta ao Ofício 76/2015-SGT/ANEEL, de
09/06/2015.
10. Vale lembrar que os custos de Parcela B são compostos pelos custos de operação e os de capital.
Os custos operacionais são aqueles necessários para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo
os custos com gestão de pessoas, infraestrutura física e materiais e serviços. No cálculo dos custos operacionais
ainda é considerada a cobertura para as receitas irrecuperáveis para que a empresa possa fazer frente ao
inadimplemento dos consumidores. Por sua vez, os custos de capital incluem os montantes investidos pela
concessionária ainda não depreciados, chamado de base de remuneração. O retorno sobre o capital investido pela
distribuidora se dá pelo produto entre a taxa de retorno e a base de remuneração. No cálculo dos custos de capital
também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos investimentos realizados
para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos, e o custo anual das instalações
móveis e imóveis, que corresponde os investimentos de curto prazo de recuperação.
11. Conforme esclareceu a SGT, como a CERR ainda não passou por nenhum processo de revisão
tarifária, não foi possível identificar os custos operacionais atualmente contidos na Parcela B. Ademais, como a
concessionária não informa os custos contábeis no RIT – Relatório de Informações Trimestrais, não foi possível a
definição dos intervalos para os custos eficientes. Por esses motivos, os custos operacionais eficientes foram obtidos
diretamente do modelo DEA1 que foi utilizado para a definição da metodologia estabelecida no Submódulo 2.2 do
PRORET, ou seja, corresponderam àqueles obtidos do modelo de benchmarking "puro", não os comparando com os
valores atualmente existentes na tarifa. O resultado obtido pelo modelo foi de um custo operacional eficiente de R$
16.328.984,25, a preços de novembro de 2014.
12. Com relação ao custo de capital utilizou-se a metodologia simplificada constante do Submódulo 8.1
do PRORET, haja vista a complexidade das informações a serem disponibilizadas pela CERR para a obtenção da
base de remuneração regulatória, além da necessidade de levantamento da base por empresa de auditoria
credenciada e fiscalização desses dados por parte da ANEEL. O resultado foi uma remuneração de capital de R$
17.890.064,07 e uma quota de depreciação de R$ 4.701.595,32.
13. Para a obtenção do Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI), também denominado
Anuidades, que são os investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware,
software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo, utilizou-se a metodologia contida nos
Submódulos 2.1 e 2.3 do PRORET. O valor obtido para o CAIMI foi de R$ 5.278.344,04.
14. Já para o para o cálculo das receitas irrecuperáveis, que é a parcela repassada às tarifas para a
concessionária fazer frente à inadimplência dos consumidores, adotou-se a metodologia estabelecida no Submódulo
2.2 do PRORET, utilizando-se os percentuais de receitas irrecuperáveis de empresas com o mesmo porte da CERR
1 Data Envelopment Analysis

e localizadas em área de elevada propensão para a inadimplência. O resultado encontrado foi uma receita de R$
38.188,68, a preços de novembro de 2014.
15. Assim, considerando os parâmetros anteriormente mencionados, o valor da Parcela B da CERR, a
preços de novembro de 2014, seria de R$ 44.237.176,36, conforme demonstrado em resumo na tabela a seguir:
Parcela B
Descrição Valores (R$)
Custos Operacionais 16.328.984,25
Receitas Irrecuperáveis 38.188,68
Remuneração do Capital 17.890.064,07
Quota de Reintegração 4.701.595,32
Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis 5.278.344,04
Parcela B 44.237.176,36
16. Para o cálculo das perdas não técnicas foi adotada a metodologia estabelecida no Submódulo 2.6 do
PRORET que indicou uma meta de perdas não técnicas de 26,26% sobre o mercado de baixa tensão.
17. No ponto, a SGT salientou que no processo tarifário de 2014 o percentual repassado às tarifas
correspondeu a 48,80% da energia injetada na área de concessão da CERR. Se descontado desse valor o percentual
de perdas técnicas de 10,19%, que é a média reconhecida para as empresas da região Norte, o percentual de perda
não técnica resultante foi de 85% sobre o mercado de baixa tensão, portanto muito acima do reconhecido para outras
empresas que passaram por revisão.
18. Por outro lado, a adoção de um limite de perdas de 26,26% significaria uma redução muito grande
dos patamares atualmente praticados pela concessionária. Assim, a SGT adotou o patamar de 34%, que é o
percentual estabelecido na última revisão tarifária da CELPA, maior percentual de perdas não técnicas reconhecido
nos processos de revisão periódica, ao se ter como base a metodologia contida no Submódulo 2.6 do PRORET.
19. Com o intuito de avaliar os resultados obtidos segundo os critérios anteriormente mencionados para
a Parcela B da CERR, a SGT refez a análise comparativa com as demais concessionárias similares, segundo as
características de (i) mercado, (ii) número de transformadores, (iii) extensão de rede, (iv) número de consumidores e
(v) região onde está localizada a concessionária.
20. Verificou-se que a relação "Parcela B/Mercado" da CERR resultou no valor de 464 R$/MWh, ou seja,
mais do que o dobro da relação encontrada para as duas empresas com as maiores relações da amostra, a saber:
CHESP com 174,6 R$/MWh e Energisa Tocantins com 171,3 R$/MWh. Por sua vez, a relação "Parcela B/número de
clientes" da CERR ficou em 1.127,2 R$/cliente, ou seja, 67,1% superior ao maior valor registrado na amostragem de
empresas com as maiores relações, qual seja, o da CPFL Mococa com 674,4 R$/cliente.
21. Apenas com base nessas duas análises é possível observar, conforme ressaltou a SGT, que a
Parcela B calculada para a CERR estaria muito elevada. Entretanto, quando se analisa a relação "Parcela B/ Rede",
verifica-se que este índice é um dos menores da amostra, de 4.632 R$/km. O mesmo resultado é observado quando
se analisa a relação "Parcela B/ n° de transformadores", onde se registra a menor relação da amostra, de 3.092
R$/trafo. Em síntese, quando se avalia a Parcela B da CERR segundo o mercado e o número de clientes, as relações
encontradas indicam uma Parcela B sobredimensionada, ao passo que quando se analisa segundo a extensão de
rede e o número de transformadores, os resultados indicam uma Parcela B subdimensionada.

22. Assim, em razão desse resultado contraditório, a SGT fez uma análise de consistência dos ativos
informados pela CERR. A conclusão que se chegou foi que a densidade dos ativos de redes e transformadores da
CERR está muito aquém de qualquer outra distribuidora do País. Diante desse cenário, a SGT ressaltou que duas
hipóteses podem então ser inferidas: (i) ou a área de concessão da CERR tem uma densidade realmente muito baixa
- contribuindo para isto o alto nível de perdas não técnicas, o que leva à conclusão de que a distribuidora possui
mercado e clientes em quantidades muito maiores quando se considera o consumo decorrente de furto e fraude de
energia; (ii) e/ou os ativos de extensão de rede e transformadores informados pela CERR não estariam corretos.
23. Considerando, entre outras, as incertezas que envolvem os dados informados pela CERR (muitos
ativos para o mercado atendido, baixa densidade de carga e clientes, além de altas perdas) não foi possível, conforme
observou a SGT, chegar a uma efetiva conclusão quanto à viabilidade econômica ou quanto à modicidade tarifária da
área de concessão. Assim, a SGT realizou uma análise de sensibilidade, recalculando novos valores de Parcela B
para a CERR, reduzindo em 30%, 50% e 70% os ativos informados pela empresa, quais sejam, número de medidores,
extensão de rede e número de transformadores.
24. A tabela a seguir apresenta o resultado da referida análise de sensibilidade:
Análise de sensibilidade (Parcela B e tarifa B1)

% dos Custos Receita Remuneração Reintegração Tarifa B1 Tarifa B1
Anuidade Parcela B Parcela A

Ativos Operacionais Irrecuperável do Capital do Capital 2014 Ranking
(R$) (R$) (R$)

| Informados | (R$) | (R$) | (R$) | (R$) | (R$/MWh) | 2014 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Atual | 1.884.459 31.542.141 | 352,64 | 37 |  |  |  |
| 30% | 6.761.833 | 23.293 | 6.688.403 | 1.590.866 3.046.455 18.110.850 22.933.186 | 434,78 | 5 |
| 50% | 9.165.729 | 27.376 | 9.888.878 | 2.479.646 3.710.256 25.271.885 22.933.186 | 512,01 | 1 |
| 70% | 11.867.662 | 31.615 | 13.089.352 | 3.368.426 4.350.918 32.707.974 22.933.186 | 592,20 | 1 |
| 100% | 16.328.544 | 38.189 | 17.890.064 | 4.701.595 5.278.344 44.236.737 22.933.186 | 716,53 | 1 |

25. Observa-se da tabela que caso os dados de ativos da CERR tivessem de 100% a 50% dos valores
informados, ou seja, se a distribuidora não tenha majorado seus ativos ou os tenha majorado em 100%, todas as
tarifas do subgrupo B1 (residencial) correspondentes a estes cenários estariam na primeira posição no ranking Brasil
para o ano de 2014, superando a CELPA, cuja tarifa B1 ficou em 479,77 R$/MWh neste ano. Reduzindo um pouco
mais os ativos (30%) em relação aos informados, a tarifa ficaria ainda em 5º lugar no ranking nacional (434,78
R$/MWh), tendo as empresas Eletrocar (437,01R$/MWh – 4ª posição) e Sulgipe (430,42 R$/MWh – 5ª posição) com
valores próximos.
26. A SGT fez ainda uma comparação da tarifa B1 das concessionárias similares no ano de 2015. Para
tanto, refez o cálculo do IRT 2015 da CERR atualizando a Parcela B desta distribuidora conforme os resultados do
modelo simplificado mencionado anteriormente. O resultado obtido da relação "Parcela B/Mercado" foi de 500,3
R$/MWh. No ponto, a SGT observou que se a distribuidora tivesse apenas 30% dos ativos informados ainda teria a
relação mais alta da amostra (201,1 R$/MWh).
27. As análises da SGT apontaram também que, caso seja considerado 30% dos ativos no modelo
simplificado para a determinação da Parcela B, a tarifa residencial da CERR seria de 516,60 R$/MWh, ou seja, a 16ª
do ranking de tarifas B1 do Brasil.
28. A SGT refez também o cálculo do IRT 2015 da CERR considerando aumento do mercado de
fornecimento (em função do combate às perdas) de 30%, 50%, 70% e 100% em relação ao atualmente faturado pela
distribuidora, bem como um aumento correspondente de número de consumidores de, respectivamente, 15%, 25%,
35% e 50%. Dentre as conclusões da SGT, merece destaque a seguinte: Considerado o cenário mais otimista, qual
seja, crescimento de 100% do mercado, a relação "Parcela B/Mercado" para a CERR (250,1 R$/MWh) ainda seria

superior ao maior valor da amostra de empresas comparáveis (Energisa Tocantins – 180,4 R$/MWh). O mesmo ocorre
para o parâmetro "Parcela B/Cliente", cuja valor para o cenário mais otimista (150% clientes) ficaria em 873,6
R$/cliente enquanto a maior relação da amostra é de 713,8 R$/cliente registrado pela Santa Maria.
29. A SGT fez ainda uma análise de sensibilidade para os ativos informados pela CERR, visando calcular
o subsídio necessário para que as tarifas da CERR fossem iguais à concessão da Boa Vista, empresa que distribui
energia para a capital do Estado de Roraima. O resultado obtido foi que seriam necessários de 14 a 48 milhões de
subsídio para igualar as tarifas das duas empresas, dependendo do percentual considerado em relação aos ativos
informados pela CERR. Ainda sobre o assunto, a SGT salientou que os subsídios referentes aos descontos tarifários
já representam aproximadamente 10% da receita total da concessão (Parcela A + Parcela B). Assim, quando se
acrescenta o subsidio referente a equalização de tarifas entre as distribuidoras a faixa de participação na receita fica
entre 32% e 59%, um percentual extremamente alto para a manutenção da concessão. Ademais, caso houvesse a
unificação das áreas de concessão, a faixa para a tarifa do subgrupo residencial B1 estaria entre 434,06 R$/MWh e
475,41 R$/MWh, dependendo do cenário de redução de ativos, colocando essa nova concessão entre a 30ª e 50ª
posição no ranking de tarifas B1 do Brasil. Para os consumidores residenciais da CERR, a unificação traria uma
redução de aproximadamente 16% a 40% se comparadas às tarifas sem o subsidio. Por outro lado, o aumento para
os consumidores residenciais da Boa Vista estaria numa faixa de apenas 7% a 17%.
30. A partir das análises efetuadas, as conclusões da SGT são em síntese:
(i) não é possível precisar a tarifa de equilíbrio da concessão em função das incertezas que envolvem
os dados informados pela CERR e as diversas adaptações empregadas na revisão simplificada ora calculada;
(ii) as tarifas da CERR se situariam entre as tarifas mais caras do país caso fossem recalculadas,
dada a baixa densidade de carga e do elevado nível de perdas não-técnicas;
(iii) mesmo se admitida uma quantidade menor de ativos informado pela CERR, a tarifa residencial B1
da concessionária ainda se situaria entre as tarifas mais altas do país. Resultado semelhante é encontrado quando
as tarifas são recalculadas para supor um eventual aumento do mercado pagante, dado que a CERR está entre as
concessionárias que praticam as maiores perdas não técnicas;
(iv) o subsidio necessário para igualar as tarifas da CERR e da Boa Vista se mostra inviável, pois
corresponde a uma participação de 22% a 49% da receita anual da distribuidora do interior do estado de Roraima;
(v) caso houvesse a unificação das áreas de concessão, a redução a ser percebida pelos
consumidores da CERR (de 16% a 40%) seria maior que o aumento percebido pelos consumidores residenciais da
Boa Vista (de 7% a 17%). Por sua vez, a tarifa resultante do subgrupo residencial ocuparia no máximo a 30ª posição
no ranking B1 do Brasil; e
(vi) necessidade de revisão da Parcela B da CERR, mesmo que mediante a realização de um processo
simplificado, tendo em vista que o valor atual se mostra insuficiente para a manutenção do equilíbrio econômicofinanceiro da distribuidora. Neste caso, essa revisão se daria antes ou de forma concomitante a unificação da
concessão, de modo a se evitar um desequilíbrio de partida da nova concessão.
III. DIREITO
31. A presente análise foi realizada com observância da Lei 9.427/1996 e do Decreto 2.335/1997.

IV. DISPOSITIVO
32. Do exposto, e considerando o que consta no Processo 48500.005465/2012-94, voto pelo
encaminhamento da Nota Técnica 35/2016-SGT/ANEEL, de 19/02/2016, ao Ministério de Minas e Energia, com o
objetivo de subsidiar a decisão sobre a prorrogação do prazo da concessão de serviço de distribuição de energia
elétrica outorgada à Companhia Energética de Roraima – CERR, ratificando a recomendação desta Agência de não
prorrogar a referida concessão e recomendando ainda a unificação das áreas de concessão da CERR e da Boa Vista
Energia S.A.
Brasília, 8 de março de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor