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) 
 
 
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$/MWh) ainda seria 
% dos 
Ativos 
Informados
Custos 
Operacionais
(R$)
Receita 
Irrecuperável
(R$)
Remuneração
do Capital
(R$)
Reintegração
do Capital
(R$)
Anuidade
(R$)
Parcela B
(R$)
Parcela A
(R$)
Tarifa B1
2014
(R$/MWh)
Tarifa B1 
Ranking 
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

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 econômico-
financeiro 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