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VOTO

PROCESSOS: 48500.005473/2016-64 e 48500.002214/2017-62

INTERESSADO: Companhia Energética do Maranhão – Cemar e respectivos consumidores

RELATOR: André Pepitone da Nóbrega

RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD

ASSUNTO: Resultado da 4ª Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética do Maranhão – Cemar, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2017, e definição dos limites dos indicadores de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, entre 2018 e 2021, consolidados após a avaliação das contribuições recebidas na Audiência Pública 27/2017

I. RELATÓRIO

Conforme o Contrato de Concessão nº 60/2000, que regula a exploração dos serviços públicos

de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia Energética do Maranhão – Cemar, a

4ª revisão tarifária periódica da Concessionária deve ocorrer em 28 de agosto de 2017.

2. As metodologias aplicáveis ao 4º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias

de Distribuição de Energia Elétrica estão contidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária

– Proret, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária. As técnicas aplicadas contemplaram

as alterações no Módulo 2, aprovadas pela Resolução Normativa nº 660, de 28 de abril de 2015.

1. Na 18ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 23 de maio de 2017, a Diretoria Colegiada da

ANEEL decidiu, unanimemente, instaurar audiência pública para colher subsídios e informações adicionais para

aprimorar a 4ª Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética do Maranhão – Cemar, a vigorar a partir

de 28 de agosto de 2017, e definir os limites dos indicadores de Duração Equivalente de Interrupção por

Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC,

entre 2018 e 2021. O período de contribuições se estendeu de 24 de maio a 14 de julho de 2017, com reunião

presencial em 6 de julho de 2017, na cidade de São Luis - MA.

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3. Observa-se que, originalmente, a reunião presencial estava prevista para 14 de junho de 2017;

todavia, não obstante o esforço de divulgação realizado, a reunião não foi realizada em razão de decisão judicial

liminar.

4. Assim, a reunião presencial foi adiada e realizada em 6 de julho de 2017 e, da mesma maneira,

foi prorrogado o prazo final para o envio de contribuições na Audiência Pública, de 7 para 14 de julho de 2017.

5. Após avaliar as contribuições recebidas durante a Audiência Pública 27/2017, a

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou, em 24 de julho de 2017, a proposta consolidada da

4ª Revisão Tarifária à Cemar e ao Conselho de Consumidores da Concessionária. Em 31 de julho de 2017, a

SGT se reuniu com a Concessionária. O Conselho optou por não participar da reunião agendada.

6. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, pela Nota Técnica nº

86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017, analisou as contribuições recebidas na Audiência Pública e

apresentou proposta, para fixar os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades

consumidoras da Cemar, de 2018 a 2021.

7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de

Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do Memorando nº 463/2017-SFF/ANEEL, de 11 de

agosto de 2017.

8. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram prestadas pela SRD

por meio da Nota Técnica nº 94/2017-SRD/ANEEL, de 14 de agosto de 2017.

9. Na mesma data, esta Relatoria reuniu-se com representantes da Distribuidora, da SGT e da

SFF, para esclarecimentos quanto ao processo tarifário.

10. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 241/2017-

SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017, consolidou e submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da 4ª

Revisão Tarifária da Cemar.

11. A Cemar, mediante a Carta CE DER nº 55/2017, de 15 de agosto de 2017, protocolada na

mesma data, apresentou avaliação quanto as projeções de despesas de Parcela A para a revisão tarifária.

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12. Por fim, verificou-se que não constam no Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico registros

de inadimplências relativas às obrigações intrassetoriais em nome da Cemar1.

II. FUNDAMENTAÇÃO

Revisão Tarifária Periódica

13. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento

Tarifário, o qual contempla os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de

distribuição de energia elétrica, do Fator X e da nova estrutura tarifária.

14. O reposicionamento tarifário calculado pela SGT pela Nota Técnica nº 241, de 2017, para a

Cemar seria de 8,67% tendo, como base de comparação, os custos das Parcelas A e B atualmente contidos

nas tarifas. Ao montante calculado, a SGT adicionou os componentes financeiros2, correspondentes a 6,93%.

O efeito da retirada dos componentes financeiros inclusos no processo tarifário anterior representou aumento

de 2,05% na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduziria, como indicado na Nota Técnica nº 241, de

2017, ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 17,65% (8,67% + 6,93% + 2,05%), como

detalhado, por nível de tensão, na Tabela 1:

Tabela 1 – Efeito médio para consumidor

Erro! Fonte de referência não encontrada.

Erro! Fonte de referência não encontrada. Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.

15. Pelas razões a seguir apontadas, julga-se, todavia, que, diante do princípio da modicidade

tarifária, existem razões que possibilitam a revisão tanto da previsão para o Encargo de Energia de Reserva –

EER, que integra a Parcela A, quanto do componente financeiro relativo ao Risco Hidrológico.

16. Dessa maneira, realizados os ajustes propostos e a seguir justificados, o reposicionamento

tarifário da Cemar é de Erro! Fonte de referência não encontrada. tendo, como base de comparação, os

custos das Parcelas A e B atualmente contidos nas tarifas. A esse montante devem ser adicionados os

1 Ver a Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico constante dos autos. 2 Os componentes financeiros incluídos em determinado cálculo tarifário “permanecem” nas tarifas por 1 ano; portanto, a cada processo de reajuste, ocorre a “saída” de um conjunto de componentes financeiros e a “entrada” de outro, com valores diferentes.

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componentes financeiros, correspondentes a Erro! Fonte de referência não encontrada., e o efeito da retirada

dos componentes financeiros inclusos no processo tarifário anterior, equivalente a Erro! Fonte de referência

não encontrada.. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de

12,88% (Erro! Fonte de referência não encontrada. + Erro! Fonte de referência não encontrada. + Erro!

Fonte de referência não encontrada.).

17. O detalhamento do efeito médio proposto neste Voto, por nível de tensão, é apresentado na

Tabela 2:

Tabela 1 – Efeito médio para o consumidor proposto pela SGT Erro! Fonte de referência não encontrada.

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária

18. O impacto tarifário a ser percebido pelos consumidores depende do subgrupo e da modalidade

tarifária aos quais cada um pertence.

19. A diferença entre os efeitos médios dos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) se relaciona

com os itens de custos que estão sofrendo alterações. O principal efeito se deve à nova alocação de custos da

Parcela B, entre os subgrupos tarifários, em razão do recálculo da estrutura tarifária (estrutura vertical). A Nota

Técnica da Estrutura Tarifária analisou detalhadamente esse efeito.

20. O Gráfico 1 apresenta o detalhamento do efeito médio para o Consumidor por componente

tarifário:

Erro! Fonte de referência não encontrada. Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por componente tarifário

Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.

Reposicionamento Tarifário

21. O reposicionamento tarifário envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o

equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. No reposicionamento, o equilíbrio da concessão

ocorre por meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos,

considerando a relação entre as receitas do serviço de distribuição, requerida e verificada.

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22. A receita requerida corresponde à compatível com a cobertura dos custos operacionais

eficientes (custo do serviço para atender à qualidade firmada pela ANEEL) e com a remuneração dos

investimentos reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma das Parcelas A e B.

23. Na 4ª revisão tarifária da Cemar, a receita requerida é maior do que a verificada, o que explica

o reposicionamento tarifário de Erro! Fonte de referência não encontrada..

24. A Tabela 3 demonstra os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto

de cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida

da revisão.

Tabela 3 – Revisão tarifária da Cemar Erro! Fonte de referência não encontrada.

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária.

25. O reposicionamento econômico de Erro! Fonte de referência não encontrada. é composto

pelo impacto positivo de Erro! Fonte de referência não encontrada. na Parcela A e do impacto positivo da

Parcela B de 4,30%

Parcela A

26. A Parcela A, que independe da vontade ou da gestão da distribuidora, 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.

27. Nessa Parcela, sobressaiu a redução dos custos com encargos setoriais, os quais impactaram

o reposicionamento tarifário em Erro! Fonte de referência não encontrada.. Dentre os Encargos, destaca-se

a redução do orçamento da CDE-Uso, decorrente da homologação das cotas anuais da Conta de

Desenvolvimento Energético – CDE para 2017, conforme a Resolução Homologatória nº 2.204, de 7 de março

de 2017, que contribuiu para reduzir o efeito médio em Erro! Fonte de referência não encontrada., e a

redução dos Encargos de Serviço do Sistema - ESS e de Energia de Reserva – EER, que implicou a variação

no efeito médio de Erro! Fonte de referência não encontrada. (como vai continuar negativo, penso que a

referencia deve mesmo ficar, correto? ) na atual revisão da Concessionária.

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28. Quanto aos Encargos de Serviço do Sistema - ESS e de Energia de Reserva – EER observa-se

que a SGT recomendou, pela Nota Técnica nº 241, de 2017, a inclusão de previsão de R$ 70.771.393,233 para

sua cobertura nos próximos 12 meses.

29. Ocorre que a Distribuidora, na Carta CE DER nº 55/2017, de 2017, observou que a efetiva

despesa a título de EER “[...] depende do valor do PLD, já que a energia gerada pelas usinas de reserva é

liquidada a este preço” e que a previsão realizada pela SGT/ANEEL “[...] não considerou [...] a receita que seria

obtida pelas usinas de reserva, com a liquidação da sua energia a PLD [...]”, o que, diante das perspectivas

futuras para o PLD, poderia implicaria “[...] excedente da ordem de R$ 3,9 milhões/mês [...]”.

30. Com efeito, nos termos da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, do Decreto nº 6.353, de 16

de janeiro de 2008, e da Resolução Normativa nº 337, de 11 de novembro de 2008 (com as alterações

supervenientes), que tratam e disciplinam a contratação da energia de reserva, a energia elétrica produzida

pelas usinas comprometidas com os Contratos de Energia de Reserva – CERs é contabilizada e liquidada no

Mercado de Curto Prazo – MCP ao Preço de Liquidação de Diferenças – PLD e a receita obtida no MCP é

utilizada para reduzir o EER. Da Resolução Normativa nº 337, de 2008, transcrevem-se os seguintes trechos:

Art. 3º Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva serão pagos mensalmente no âmbito da Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, a ser realizada pela CCEE, por intermédio do EER e dos recursos disponíveis na CONER, observados os valores referentes à constituição do Fundo de Garantia e ao ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONER e dos contratos associados à energia de reserva. [...] Art. 6º O valor do EER será definido mensalmente pela CCEE, mediante aplicação da seguinte fórmula:

onde: [...] SCm é o valor referente ao saldo da CONER, verificada no momento da realização do cálculo do EER; [...]

3 A parcela relativa ao ESS foi de R$ 417.193,60 e a relativa ao EER de R$ 70.354.199,63.

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Art. 14. A energia elétrica produzida em central geradora comprometida com CER será contabilizada e liquidada no mercado de curto prazo, devendo a CCEE criar um agente de mercado virtual, com perfil de geração, para representar tal geração.

31. Como apontado pela Distribuidora, a previsão de PLD para os próximos 12 meses, divulgada

pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, na apresentação InfoPLD de agosto/20174,

indica tendência de que o preços oscilem em patamar superior ao observado nos últimos 12 meses, como

demonstrado no Gráfico 3.

Gráfico 3 - Projeção do PLD – SE/CO Fonte: CCEE - Apresentação InfoPLD - Agosto/2017.

32. Assim, como também noticiado pela Distribuidora, há boas chances de que a receita com a

energia de reserva ao PLD seja suficiente para cobrir as despesas com o EER, razão pela qual haveria indícios

de que a previsão de R$ 70,7 milhões para o ESS/EER, sugerida pela SGT seria conservadora e acarretará

excedente da ordem de R$ 3,9 milhões/mês ou R$ 46,8 milhões/ano (que seria então capturado pela Conta de

Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA para devolução aos consumidores no

próximo processo tarifário).

33. Quanto ao tema, constata-se que o Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais, aprovado pela

Resolução Normativa nº 761, de 21 de fevereiro de 2017, determina que:

4 Disponível em https://www.ccee.org.br/ccee/documentos/CCEE_428432. Acesso em 18/8/2017.

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4. COBERTURA TARIFÁRIA 18. A cobertura tarifária de cada encargo setorial é obtida conforme procedimentos descritos a seguir. [...] 4.4. ESS e EER 23. Corresponde ao somatório das previsões anuais de ESS e EER definida pela SGT, com base em informações fornecidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG e pela CCEE, conforme Submódulo 5.4 do PRORET, sendo expressa da seguinte forma:

34. Ressalta-se ainda não se encontram disciplinadas, todavia, nem a metodologia a ser utilizada

pela SGT para definir a previsão, nem quais são as informações a serem fornecidas pela SRG e pela CCEE,

haja vista que o Submódulo 5.4 do Proret ainda não foi editado. Assim, a rigor, não há regra clara que indique

a melhor forma de se elaborar a previsão.

35. Diante deste contexto regulatório e do elevado efeito tarifário médio a ser percebido pelos

consumidores da Cemar, essa Relatoria, por considerar o principio da modicidade tarifária, julga que a previsão

para a cobertura do EER dever ser fixada em R$ 23.554.199,63, que somados à previsão para o ESS totalizam

R$ 23.971.393,23, e implicam impacto tarifário de XXXX na revisão da Distribuidora.

36. Frisa-se que, caso a previsão mais atualizada para o comportamento do PLD nos próximos 12

meses não se confirme, e a Distribuidora tenha que efetivamente dispender maiores recursos a título de EER,

as diferenças, a maior ou a menor, serão normalmente capturadas pela CVA para devolução ou repasse aos

consumidores no próximo processo tarifário.

37. Também sobressaiu o aumento dos custos de transmissão, que impactaram a revisão em Erro!

Fonte de referência não encontrada.. O aumento percebido decorre do aumento do custo da Rede Básica, a

partir de julho de 2017, em razão da incorporação na Receita Anual Permitida – RAP das transmissoras da

remuneração dos ativos de RBSE/RPC existentes em 2000 e que não foram indenizados à época da publicação

da Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012 (convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de

2013), e da Portaria MF/MME nº 580, de 31 de outubro de 2012.

38. Os custos com compra de energia impactaram a revisão em Erro! Fonte de referência não

encontrada.. O Gráfico 3 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:

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Erro! Fonte de referência não encontrada. Gráfico 3 – Efeito por modalidade de aquisição de energia Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.

39. A Tabela 4 apresenta a variação na compra de energia entre o último processo de reajuste e a

atual revisão:

Tabela 4 – Detalhamento da compra de energia Erro! Fonte de referência não encontrada.

Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.

Perdas na distribuição

40. Com relação às perdas na distribuição, as perdas técnicas foram calculadas considerando

as características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia

elétrica e o tipo de transformadores. O valor de perdas técnicas, de Erro! Fonte de referência não encontrada.

em relação à energia injetada, desconsiderando o mercado A1, foi calculado nos termos do Módulo 7 dos

Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – Prodist.

41. No que tange às perdas não técnicas, a abordagem adotada para defini-las é a comparação

do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de

perdas é estabelecido, em regra, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica

dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.

42. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora

com outras que atuam em áreas tão ou mais complexas, sob o ponto de vista do combate às perdas não

técnicas, e que tenham desempenho melhores.

43. No caso da Cemar, propõe-se que seja adotado como ponto de partida a média histórica, que,

quando aplicado o 1º degrau na revisão, corresponde ao percentual de 10,31% sobre o mercado de baixa

tensão faturado. No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se o percentual de 8,86% de perdas não

técnicas sobre o mercado de baixa tensão faturado, tendo em vista que foram identificadas distribuidoras

comparáveis praticando perdas menores.

Parcela B

44. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera

a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela trata dos custos com a atividade de distribuição

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e compreende os de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais eficientes e o

anual dos ativos – os dos investimentos prudentes realizados pela Distribuidora.

45. Desde a 3ª Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da

Concessionária foi de Erro! Fonte de referência não encontrada., resultante do efeito dos reajustes tarifários,

que utilizam a variação do IGP-M, deduzido do Fator X, e a variação do mercado da Distribuidora.

Custo de administração, operação e manutenção e anuidades

46. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de

comparação entre concessionárias, para definir o nível desses custos, que serão reconhecidos nas tarifas. A

partir dessa análise, é estabelecido o intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores a

serem estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.

47. No caso da Cemar, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas está dentro do

intervalo definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. No entanto, quanto realizada comparação

com os custos reais da Concessionária, a aplicação da metodologia resultou na relação superior a 120%; desse

modo, foi necessário recalcular a meta de custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor

excedente. O resultado final da análise foi estabelecer trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo, o

que contribui para o efeito médio de Erro! Fonte de referência não encontrada. nas tarifas.

Custo anual dos ativos

48. O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração

regulatória. A 1ª corresponde à remuneração dos investimentos realizados pelas concessionárias e depende

fundamentalmente da base de remuneração líquida e do custo de capital. A 2ª é formada pela depreciação e

pela amortização dos investimentos realizados e visa recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo

da vida útil e está relacionada à base de remuneração bruta e à taxa de depreciação.

49. A respeito da remuneração do capital, houve variação de Erro! Fonte de referência não

encontrada. em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em Erro! Fonte de

referência não encontrada.. A situação adveio principalmente do aumento do WACC regulatório e da

remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais, que teve início no atual

ciclo de revisões. O aumento da Base de Remuneração Líquida também contribuiu para o aumento da

remuneração.

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50. O Gráfico 4 demonstra os 2 efeitos que explicam a variações de Erro! Fonte de referência

não encontrada. da remuneração de capital. O aumento da base líquida responde por 2,8% e o aumento

WACC regulatório e da remuneração das Obrigações Especiais por 24,6%.

Erro! Fonte de referência não encontrada. Gráfico 4 – Efeito da revisão sobre remuneração do capital Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.

51. No que se refere à quota de reintegração regulatória, houve variação de Erro! Fonte de

referência não encontrada. em relação aos valores hoje inclusos nas tarifas, o que impactou a revisão em

Erro! Fonte de referência não encontrada.. A situação proveio do aumento da Parcela B superior aos efeitos

do aumento da Base Bruta combinado com o aumento da taxa de depreciação (de 3,78% para 3,82%).

52. Em relação a cobertura para anuidades, houve a variação de Erro! Fonte de referência não

encontrada. em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de Erro! Fonte de referência não

encontrada. na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados para o cálculo

das anuidades no atual ciclo e da atualização da Base de Remuneração Regulatória, da qual o cálculo das

anuidades depende.

53. Relativamente às receitas irrecuperáveis, houve variação de Erro! Fonte de referência não

encontrada. em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de Erro! Fonte de referência não

encontrada. nas tarifas. Esse resultado proveio da revisão dos percentuais regulatórios de inadimplência

admitidos para a Cemar na atual revisão, bem como da base de cálculo a qual incide os percentuais regulatórios

de receitas irrecuperáveis.

Componentes financeiros

54. A Tabela 5 resume os componentes financeiros incluídos na 4ª Revisão Tarifária da Cemar:

Tabela 5 – Componentes financeiros Erro! Fonte de referência não encontrada. Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT

55. O componente financeiro com impacto positivo mais expressivo foi a CVA Energia Comprada

de 4,34%. Já o de maior impacto negativo, de -1.42%, está relacionado ao cálculo da CVA Encargos Setoriais,

em razão da redução das cotas de CDE-Uso, desde janeiro de 2017. Em relação ao impacto da CVA Energia,

as modalidades contratuais que mais impactaram o saldo da CVA foram os contratos de Cotas de Garantia

Física – CCGF.

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56. Registra-se que, tanto para a abertura da Audiência Pública 27/217 quanto na Nota Técnica nº

241, de 2017, a SGT recomendou incluir dentre os componentes financeiros previsão para o Risco Hidrológico,

que implicaria impacto tarifário adicional de 2,91%.

57. Registra-se que, na 3ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 31 de janeiro de 2017, nos

autos do Processo nº 48500.005363/2016-01, a Diretoria Colegiada decidiu, unanimemente, instaurar audiência

pública para obter subsídios para atualizar o Submódulo 4.4A do Proret e discutir o tratamento tarifário da

previsão do risco hidrológico, bem como autorizar a SGT a calcular componente financeiro associado ao risco

hidrológico para as distribuidoras cujo processo tarifário venha a ocorrer antes do fechamento da audiência

pública. As decisões foram materializadas no Aviso de Audiência Pública 4/2017 e no Despacho nº 498, de 14

de fevereiro de 2017.

58. Desse modo, a SGT calculou e recomendou fosse incluído na 4ª RTP da Cemar

R$ 81.778.621,50 para cobrir os riscos hidrológicos associados às usinas comprometidas com Contratos de

Cotas de Garantia Física - CCGF, à Usina de Itaipu e às usinas hidrelétricas cuja energia foi contratada no

Ambiente de Contratação Regulada – ACR e firmaram Termo de Repactuação de Risco, em conformidade com

a Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015.

59. Pondera-se, entretanto, o caráter precário da autorização conferida pela Diretoria Colegiada

para que a SGT calculasse o componente financeiro associado ao risco hidrológico, mesmo antes do

encerramento da Audiência Pública 4/2017 e, portanto, sem a existência de norma setorial aprovada.

60. Diante deste contexto regulatório e do elevado efeito tarifário médio a ser percebido pelos

consumidores da Cemar, essa Relatoria, por considerar o principio da modicidade tarifária, julga que a previsão

para risco hidrológico não deve ser antecipada neste momento.

61. Frisa-se que, caso o risco hidrológico se confirme, e a Distribuidora tenha que efetivamente

suportar maiores custos com a compra de energia elétrica, as diferenças, a maior ou a menor, serão

normalmente capturadas pela CVA para devolução ou repasse aos consumidores no próximo processo tarifário.

Subvenção da CDE para descontos tarifários

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62. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da

CDE, a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 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.

63. Assim, o valor mensal a ser repassado pela CCEE à Cemar, em relação às competências de

agosto/2017 a julho/2018, é de R$ Erro! Fonte de referência não encontrada.. Esse valor já inclui o ajuste

da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2016 a julho/2017.

Definição do Fator X para os próximos reajustes tarifários

64. O Fator X, cujo objetivo é compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade das

concessionárias, é composto por 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de

Distribuição – Pd, o de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T e o Componente de Qualidade do

Serviço Q.

65. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora

em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número de unidades

consumidoras da própria empresa. Esse valor é definido anualmente, sendo fixado também nos reajustes

subsequentes. O valor definido para o Componente Pd nesta Revisão é Erro! Fonte de referência não

encontrada..

66. 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 pela

distribuidora.

67. Já o Componente T objetiva estabelecer uma trajetória de custos operacionais regulatórios,

quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos ao longo

5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.839, de 11 de janeiro de 2013, e do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 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

FL. 14 de 23

do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes da Cemar é de Erro!

Fonte de referência não encontrada..

68. Desse modo, o valor do Fator X a ser utilizado nos reajustes tarifários da Cemar, até a próxima

revisão tarifária, será de Erro! Fonte de referência não encontrada., que deverá ainda ser somado ao

Componente Q definido em cada processo de reajuste.

Comparação entre a proposta submetida à Audiência Pública e o resultado final

69. A Tabela 6 ilustra a variação ocorrida entre a proposta submetida à Audiência Pública e o

resultado da revisão tarifária.

Tabela 6 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT.

70. Os itens mais representativos que levaram à alteração do valor submetido à Audiência Pública

foram o EER, na Parcela A, o componente financeiro Risco Hidrológico e a Base de Remuneração Regulatória

- BRR, haja vista que, para a Audiência foram considerados os valores apresentados pela Concessionária no

Laudo de Avaliação, que ainda não haviam sido fiscalizados pela ANEEL.

71. Assim, a redução da previsão para o EER implicou variação de negativa de -1,98% na Parcela

A, e a exclusão do Risco Hidrológico gerou variação negativa de 2,78% nos componentes financeiros do atual

processo tarifário.

Audiência Pública -

Participação na

Revisão %

Final - Participação

na Revisão %Variação

PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 4,60% 2,62% -1,98%

Encargos Setoriais -0,95% -2,77% -1,82%

Custos de Transmissão 4,00% 4,60% 0,60%

Receitas Irrecuperáveis 0,77% 0,00% -0,77%

Custos de Aquisição de Energia 0,77% 0,79% 0,02%

PARCELA B 6,13% 4,30% -1,83%

CO + Anuidades 0,59% 0,32% -0,27%

Remuneração 4,69% 3,25% -1,44%

Depreciação -0,13% -0,19% -0,06%

Receitas Irrecuperáveis 1,02% 0,94% -0,08%

OR + Ajuste Investimentos 2CRTP -0,03% -0,01% 0,02%

Reposicionamento Tarifário 9,95% 6,92% -3,03%

Componentes Financeiros do Processo Atual 6,80% 4,03% -2,78%

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,99% 1,93% -0,06%

Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE 0,00% 0,00% 0,00%

Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 18,75% 12,88% -5,87%

FL. 15 de 23

72. Após os procedimentos de fiscalização por parte da SFF, apurou-se diferenças que implicaram

a variação na Parcela B de -1,83% após a abertura da Audiência Pública.

73. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e

sem tributos6, estão demonstrados nos Gráficos 5 e 6.

Erro! Fonte de referência não encontrada.

Gráfico 5 – Composição da receita sem tributos Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária

Erro! Fonte de referência não encontrada.

Gráfico 6 – Composição da receita com tributos Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT

74. Por fim, o Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 10 anos, em

comparação à variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:

Erro! Fonte de referência não encontrada. Gráfico 7 – Evolução da Tarifa B1-residencial Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT

Definição dos limites para os indicadores DEC e FEC

6 No Gráfico 4, 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 Gráfico 5, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária e utilizadas as alíquotas médias do ICMS e do PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

FL. 16 de 23

75. No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC

e FEC para a Cemar. Frisa-se que em relação aos limites globais propostos para 2018 a 2021, a redução média

anual é de 3,44% no DEC e 4,77% no FEC.

Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Cemar Fonte: Nota Técnica nº 86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017.

76. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam

uma comparação entre os limites da CEMAR e os limites de outras distribuidoras de grande porte localizadas

na Região Nordeste:

23,4521,41 21,44 21,64

18,8517,00

15,28 14,2215,10 13,7911,60 10,91 10,88 11,01

8,957,51

46,24

40,10

34,18

29,38

25,19

23,3721,68

19,9218,60

29,70

26,01

23,52

21,02

18,4216,71

15,0313,35

11,95

18,02 17,33 16,68 16,03

11,46 10,80 10,19 9,67

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - Cemar

DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto

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Gráfico 9 – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Nordeste Fonte: Nota Técnica nº 86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017.

Gráfico 10 – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Nordeste Fonte: Nota Técnica nº 86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017.

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017* 2018 2019 2020 2021

DE

C L

imit

e (h

ora

s)

CEMAR

CEAL

CELPE

CEPISA

COELBA

COSERN

ENEL CE

EPB

ESE

0

5

10

15

20

25

30

35

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017* 2018 2019 2020 2021

FE

C L

imit

e (i

nte

rru

pçõ

es)

CEMAR

CEAL

CELPE

CEPISA

COELBA

COSERN

ENEL CE

EPB

ESE

FL. 18 de 23

77. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a Cemar se encontram aderentes à

realidade da região.

78. 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 7

apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela Cemar entre 2012 e 2016:

Tabela 7 – Compensações efetuadas pela Cemar

Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2012 3.049.186 12.511.681,45

2013 2.435.823 7.434.708,95

2014 2.517.815 6.953.591,04

2015 2.116.251 6.578.062,15

2016 2.158.284 6.554.567,60 Fonte: Nota Técnica nº 86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017.

III. DIREITO

79. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:

a) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;

b) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;

c) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;

d) Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997

e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;

f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico

Nacional – Prodist;

g) Cláusula 7ª do Contrato de Concessão nº Erro! Fonte de referência não encontrada..

IV. DISPOSITIVO

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80. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.005473/2016-

64 e nº 48500.002214/2017-62, voto por aprovar os resultados detalhados, na forma das Resoluções

anexas, a fim de:

a) homologar o resultado da 4ª Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética do

Maranhão – Cemar, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2017, que conduz ao efeito médio

a ser percebido pelos consumidores de Erro! Fonte de referência não encontrada.,

sendo de Erro! Fonte de referência não encontrada. para os consumidores em alta

tensão e de Erro! Fonte de referência não encontrada. para os consumidores em baixa

tensão;

b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE

aplicáveis aos consumidores e aos usuários da Cemar;

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, de

R$ Erro! Fonte de referência não encontrada., a ser repassado pela Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica - CCEE à Cemar, de modo a custear os descontos

retirados da estrutura tarifária;

f) fixar o componente Pd do Fator X em Erro! Fonte de referência não encontrada. e o

componente T em Erro! Fonte de referência não encontrada.;

g) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC de 2018 a 2021 a serem observados pela

Cemar, e

h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2018 a 2020,

conforme a Tabela abaixo:

Reajuste 2018

Reajuste 2019

Reajuste 2020

Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada sem A1) (%) 12,06% 12,06% 12,06%

Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 9,83% 9,34% 8,86%

FL. 20 de 20

Brasília, 22 de agosto de 2017.

ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA Diretor