REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 6003/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece os limites de continuidade dos serviços de distribuição de energia elétrica, nos seus aspectos de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, da Empresa Força e Luz João Cesa - EFLJC.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-31
Autor: ANEEL

FL. 1 de 16
VOTO
PROCESSOS: 48500.000024/2016-20 e 48500.001830/2016-15
INTERESSADO: Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. – EFLJC e respectivos consumidores
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT E SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da 4ª Revisão Tarifária Periódica da Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. – EFLJC, a
vigorar a partir de 29 de agosto de 2016, e definição dos 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 vigorarem entre 2017 e 2021, consolidados após a Audiência Pública
36/2016
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 26/1999, que regula a
exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa Força
e Luz João Cesa Ltda. – EFLJC, estabelece 29 de agosto de 2016 para realizar a 4ª revisão tarifária periódica
da Concessionária.
2. As metodologias aplicáveis ao 4º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 4CRTP das
concessionárias de distribuição de energia elétrica são definidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – Proret, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, já com as
aprovadas pela Resolução Normativa nº 660, de 28 de abril de 2015.
3. Na 22ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 21 de junho de 2016, esta Diretoria instaurou
a Audiência Pública 36/2016, para debater com a sociedade a proposta de revisão tarifária da EFLJC e os
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 vigorarem entre 2017
e 2021. O período de contribuições se estendeu de 22 de junho a 22 de julho de 2016, com sessão presencial
em 7 de julho de 2016, em Siderópolis, SC.
4. Em 17 de agosto de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições apresentadas na Audiência Pública, foi encaminhada à EFLJC e ao Conselho de Consumidores
da Distribuidora.

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5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota
Técnica nº 118, de 16 de agosto de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e
apresentou proposta, para fixar os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades
consumidoras da Celesc Distribuição, para vigorarem entre 2017 e 2021.
6. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 273, de 17 de
agosto de 2016, também analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e submeteu à Diretoria
Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da EFLJC.
7. Em 23 de agosto de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico,
disciplinado pela Resolução Normativa nº 538, de 5 de março de 2013, e identificou-se que não constavam
inadimplências relativas às obrigações setoriais registradas em nome da EFLJC1.
II. FUNDAMENTAÇÃO
8. 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.
9. O reposicionamento tarifário calculado para a EFLJC é de -1,71%, tendo como base de
comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas.
10. Ao montante calculado, foram adicionados os componentes financeiros correspondentes
a -3,43%. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa a
majoração de 3,39% na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de -1,76%, [-1,76% = (-1,71%) + (-3,43%) + (3,39%)].
11. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1:
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -9,86%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 1,31%
Efeito Médio AT+BT -1,76%
Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.
1 Ver a declaração relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

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12. O impacto a ser percebido pelos consumidores depende do respectivo subgrupo e da
modalidade tarifária.
13. A diferença entre os efeitos médios dos grupos AT (alta tensão) e BT (baixa tensão) se
relaciona com a alteração da estrutura vertical da Parcela B. Os resultados, ora aplicados, reduziram a
proporção do grupo AT, conquanto aumentassem a participação do BT. Cerca de 50% dos custos que
compõem a TUSD são Parcela B; por isso, a sensibilidade ao fato descrito.
14. O Subgrupo A4 apresenta variação negativa por conta das alterações da estrutura vertical, que
reduziram a Parcela B e o CUSDs recuperado por esse Subgrupo. Ainda, por serem mais intensivos no uso de
energia, os usuários de alta tensão são mais sensíveis à redução do encargo CDE, potencializando o efeito
observado pela atualização da estrutura. Por sua vez, o Grupo B apresenta resultado consolidado positivo, pois
a atualização da estrutura vertical aumentou a participação na recuperação dos custos de Parcela B e do CUSD;
além disso, há efeito nos subgrupos que o compõem em função do processo de transição para atender às
determinações do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, sobre a relatividade das tarifas. Outros efeitos
significativos decorrem da retirada do subsídio de redução equilibrada e da redução da tarifa de suprimento,
cujo efeito, em termos unitários, é similar nos Grupos A e B; todavia, o consumo mais intensivo no Grupo A
permite que o efeito seja maior nele.
15. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio:
3,39%
1,33%
0,63%
-0,83%
-1,76%
-2,84%
-3,43%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o consumidor por componente
Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.

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REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
Equilíbrio econômico-financeiro
16. O reposicionamento tarifário envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o
equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. No reposicionamento tarifário, o equilíbrio da
concessão é obtido pelo ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos,
considerando a relação entre as receitas do serviço de distribuição, requeridas e verificadas.
17. A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais
eficientes (custo do serviço para atender à qualidade definida pela ANEEL) e com a remuneração dos
investimentos reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e da B. Na 4ª
revisão tarifária da EFLJC, a receita requerida é menor do que a verificada, o que explica o reposicionamento
tarifário de -1,71%.
18. A Tabela 2 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
na revisão.

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Tabela 2 – Revisão tarifária da EFLJC
Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.
19. O reposicionamento econômico de -1,71% é composto pela redução de -3,05% na Parcela A
e do incremento de 1,33% na Parcela B.
Parcela A
20. A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em
legislação específica, aos serviços de transmissão contratados e à aquisição de energia elétrica, inclusive via
geração própria.

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21. Nessa Parcela, sobressai a redução dos custos com compra de energia e encargos setoriais,
os quais impactaram o reposicionamento tarifário em -0,83% e -2,84%, respectivamente.
22. Entre os encargos, destaca-se a CDE-Uso, paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional – SIN. A quota definida para a EFLJC
impactou a revisão em -3,14%.
23. Quanto à compra de energia, sobressai a queda da tarifa de suprimento do agente supridor da
EFLJC, a Celesc Distribuição S.A. Tal tarifa teve redução de R$ 236,07/MWh, no processo tarifário anterior,
para R$ 227,97/MWh neste.
24. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
0,43%
-0,83%
-1,26%
Total
Bilateral Proinfra
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.
25. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária
e esta:
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | Processo A-1 | Processo atual | Variação | Processo A-1 Processo atual | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Bilateral | 17.718,10 | 17.362,47 | -2,01% | 236,07 | 227,97 | -3,43% |
| Proinfa | 383,47 | 422,44 | 10,16% | 246,96 | 330,73 | 33,92% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -506,20 | 0,00 | -100,0% | 236,07 | 227,97 | -3,4% |
| TOTAL | 17.595,37 | 17.784,91 | 1,1% | 236,31 | 230,41 | -2,5% |

Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.

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Perdas na distribuição
26. Com relação às perdas na distribuição, a abordagem adotada para definir as perdas não
técnicas é a comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão semelhantes.
27. 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. O
ponto de chegada da trajetória é definido por comparação entre o desempenho da distribuidora e o de outras
que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que
tenham desempenho melhor.
28. No caso da EFLJC, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica
praticada pela Concessionária, de 1,54% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o
final do ciclo, recomenda-se o mesmo percentual, de 1,54% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa
tensão, tendo em vista que a Distribuidora pratica perdas abaixo de 2,5% (medido), e, nesses casos, não é
estabelecida trajetória de redução das perdas.
29. No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas considerando as características do
sistema de distribuição da Concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica e tipo de
transformadores. O valor de perdas técnicas, de 4,06% em relação à energia injetada, foi calculado nos termos
do Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST
e informado pela SRD no Memorando nº 212/2016-SRD/ANEEL, de 7 de junho de 2016.
Parcela B
30. 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
e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais eficientes
e o custo anual dos ativos, decorrentes dos investimentos prudentes realizados pela distribuidora.
31. Desde a 3ª Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da
Concessionária foi de 54,01%, resultante do efeito dos reajustes da tarifa, que consideram a variação do IGP-M,
deduzido do Fator X, e a da variação do mercado da Distribuidora.

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Custo de administração, operação e manutenção e anuidades
32. 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 intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que
serão fixados ao longo do ciclo tarifário.
33. No caso da EFLJC, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas está dentro dos
intervalos superior e inferior definidos pelo método de comparação entre distribuidoras. Como resultado, a
metodologia prevê que seja estabelecida trajetória de manutenção desses custos ao longo do ciclo, para que,
ao final, os custos operacionais regulatórios se mantenham dentro do intervalo.
34. Assim, o custo operacional na revisão permanece igual ao atualmente praticado pela
Distribuidora, contribuindo para a redução tarifária de -0,10%, haja vista o ajuste pelos ganhos potenciais de
produtividade nos 12 meses posteriores ao da revisão.
Custo anual dos ativos
35. 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, à depreciação e à amortização dos investimentos efetuados, visando recompor os ativos afetos à
prestação do serviço ao longo da vida útil, estando relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de
Depreciação.
36. Quanto à Remuneração do Capital, houve variação de 0,99% em relação aos valores hoje
existentes, o que representou impacto nas tarifas de 0,03%. A situação adveio do aumento do WACC
regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, e do início da remuneração dos investimentos realizados com
recursos das Obrigações Especiais.
37. No que se refere à Quota de Reintegração Regulatória, houve redução de -4,94% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em -0,07%. A situação proveio dos efeitos do
aumento da Base Bruta, combinados com a redução da taxa de depreciação (de 4,47% para 4,24%).

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Componentes financeiros
38. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da EFLJC:
Tabela 4 – Componentes financeiros
Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.
39. Os componentes financeiros mais expressivos foram a Reversão dos Financeiros da RTE
(Energia e CDE-Uso), com impacto de -2,39%, e o financeiro da CVA Energia, com impacto de -1,27%, já
considerando os repasses recebidos pela Concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias.
Subvenção da CDE
40. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras a cada distribuidora, deve ser
homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais a serem repassados entre agosto de 2016 e julho de
2017, deve-se utilizar o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas,
com e sem descontos, resultantes do mesmo processo.
2 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 2013, e do
Decreto nº 7.891, 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.

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41. Assim, o valor mensal a ser repassado pela Eletrobras à EFJC, em relação às competências
entre agosto de 2016 e julho de 2017, é de R$ 79.169,33. Esse valor já inclui o ajuste da diferença entre os
valores previstos e os realizados entre agosto de 2015 e julho de 2016.
Comparação entre a proposta da audiência pública e o resultado final
42. A Tabela 5 ilustra a variação entre a proposta submetida à Audiência Pública e o resultado da
revisão tarifária:
Tabela 5 – Comparação entre Audiência Pública e Resultado Final
Audiência Pública - Final -

Participação na Participação na Variação
Revisão % Revisão %

| PARCELA A [Encargos + Transmissão + Energia] | -3,13% | -3,05% | 0,08% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -2,97% | -2,84% | 0,12% |
| Custos de Transmissão | 0,68% | 0,63% | -0,05% |
| Custos de Aquisição de Energia | -0,84% | -0,83% | 0,01% |
| PARCELA B | 1,80% | 1,33% | -0,47% |
| CO + Anuidades + RI | -0,02% | -0,04% | -0,02% |
| Remuneração | 0,07% | 0,03% | -0,04% |
| Depreciação | 0,28% | -0,07% | -0,35% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 1,47% | 1,42% | -0,05% |
| Reposicionamento Tarifário | -1,33% | -1,71% | -0,38% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | -4,25% | -3,43% | 0,82% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | 3,39% | 3,39% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | -0,01% | 0,00% | 0,01% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | -2,20% | -1,76% | 0,45% |

Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.
43. O item mais representativo que levou à alteração dos valores submetidos à Audiência Pública
foi o componente financeiro da CVA Energia, que sofreu variação de 0,82%.
44. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e
sem tributos3, está demonstrada nos Gráficos 3 e 4:
3 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias de ICMS e
PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

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Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais
8,1%
14,2%
Custo de
Custo de
Energia
Distribuição
47,3%
30,3%
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.
Custo de
Transmissão
5,9%
Encargos
Setoriais
10,4%
Custo de
ICMS 22,3%
Energia
Tributos
34,5%
27,1%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 4,8%
22,1%
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.

FL. 12 de 16
650,00
600,00 Tarifa B1 Residencial
550,00 Variação IGPM
527,55
523,44
500,00
490,46
Variação IPCA
450,00
400,00 412,29

386,26 399,23 399,23
373,28
350,00
333,26 341,37
321,32
300,00
250,00
200,00
150,00

ago/07 ago/08 ago/09 ago/10 ago/11 ago/12 ago/13 ago/14 mar/15 ago/15 ago/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute
Revisão
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Nota Técnica nº 273/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
45. O Fator X, índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes, objetiva
compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade da concessionária, advindos do crescimento do
número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o que contribui para a
modicidade tarifária.
46. Esse índice é constituído de 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da
Atividade de Distribuição – Pd, o da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T e o do Mecanismo de
Incentivo à Qualidade – Q.
47. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade da distribuidora em
função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades consumidoras
da própria distribuidora. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,61%.
48. Já o Componente T visa estabelecer a trajetória de custos operacionais regulatórios, quando a
análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses ao longo do ciclo tarifário. O
componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes EFLJC é de 0,00%.

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49. O outro integrante do Fator X, o Componente Q, é 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.
50. Desse modo, o valor do Fator X a ser utilizado nos reajustes da EFLJC até a próxima revisão
tarifária será de 1,61%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste.
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
51. Como não foram apresentadas contribuições na Audiência Pública 36/2016 em relação à
definição dos limites de DEC e FEC, a SRD recomendou manter os limites originalmente propostos pela
Superintendência.
52. No Gráfico 6 é apresentado o histórico da apuração e os limites globais propostos de DEC e
FEC para a EFLJC. Em relação aos limites globais propostos para 2017 a 2021, a redução média anual é de
2,00% no DEC e 4,44% no FEC:
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - EFLJC
14,00
*Média móvel de jul/2015 a jun/2016.
12,00
11,00 11,00 11,00 11,00 11,00
10,00 10,00 11,00 10,00 10,00 10,00 10,00
10,00

9,00 9,00 9,00 9,00 9,00
10,00 10,00 10,00 10,00
9,00 9,00 9,00
8,00
8,00 8,00 8,00
7,00
12,44
6,00
9,98
8,69 8,11
4,00
6,72
6,16
2,00 4,51 4,43
3,29
2,95 2,82
2,44 2,16 2,51
1,28 1,44
1,03 1,04
0,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 * 2017 2018 2019 2020 2021
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto - Pós AP FEC Limite Proposto - Pós AP
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos para a EFLJC
Fonte: Nota Técnica nº 118/2016-SRD/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.

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53. Para avaliar a consistência dos limites globais da EFLJC, apresenta-se, nos Gráficos 7 e 8, a
comparação com os limites das distribuidoras com menos de 100.000 unidades consumidoras da Região Sul:
Gráfico 7 – Limites de DEC de distribuidoras com menos de 100.000 unidades consumidoras da
Região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 118/2016-SRD/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.
Gráfico 8 – Limites de FEC de distribuidoras com menos de 100.000 unidades consumidoras da
Região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 118/2016-SRD/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.

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54. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os valores pagos e o número de
compensações efetuadas pela EFLJC entre 2012 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela EFLJC
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)
2012 0 0,00
2013 29 68,15
2014 62 22,98
2015 107 165,03
2016* 0 0,00
* Valores informados até maio de 2016
Fonte: Nota Técnica nº 118/2016-SRD/ANEEL, de 17 de agosto de 2016.
III. DIREITO
55. 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) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
f) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
g) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
h) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 26/1999.
IV. DISPOSITIVO
56. Com fulcro nessa análise, considerando o que consta dos Processos nº 48500.000024/201620 e nº 48500.001830/2016-15, voto pela emissão de resoluções homologatórias, como as minutas anexas,
a fim de
a) homologar o resultado da 4ª revisão tarifária periódica da Empresa Força e Luz João Cesa
Ltda. – EFLJC, a vigorar a partir de 29 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a
ser percebido pelos consumidores de -1,76%, sendo -9,86% para os consumidores em alta
tensão e 1,31% para os em baixa tensão;

FL. 16 de 16
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da EFLJC;
c) aprovar o valor mensal de R$ 79.169,33 de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
EFLJC, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) fixar o componente Pd do Fator X em 1,61%;
e) fixar o componente T do Fator X em 0,00%;
f) fixar os limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC entre 2017 e 2021, a serem
observados pela EFLJC, e
g) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes entre 2017 e 2020:
Reajuste: 2017, 2018, 2019 e 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 4,06%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 1,54%
Brasília, 23 de agosto de 2016.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Diretor