REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2091/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S.A - ENF.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-06-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.000014/2016-94 e 48500.001757/2016-81
INTERESSADOS: ENF - Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S.A
RELATOR: José Jurhosa Junior
RESPONSÁVEIS: Superintendência De Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos Serviços
de Distribuição – SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da ENF - Energisa Nova Friburgo - Distribuidora
de Energia S.A, a vigorar a partir de 22/6/2016, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2017 a 2021, consolidados
após a avaliação das contribuições trazidas na Audiência Pública 16/2016.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição 42/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da ENF - Energisa Nova Friburgo -
Distribuidora de Energia S.A, estabelece a data de 22 de junho de 2016 para a realização da quarta revisão
tarifária periódica da concessionária.
2. As metodologias aplicáveis à quarta revisão são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET, que
tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, e já contemplam as alterações no Módulo 2,
aprovadas em 28/04/2015, por meio da Resolução Normativa - REN 660/2015.
3. Em 5/4/2016, na 11° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar
a Audiência Pública n° 16/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária e os
limites de DEC e FEC para o período de 2017 a 2021. O período de contribuições se estendeu de 6/4/2016 a
9/5/2016.
4. No dia 25/6/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições
trazidas na AP 16, foi encaminhada à Erro! Fonte de referência não encontrada. e ao Conselho de
Consumidores. Em 1/6/2016, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da ENF para
discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a Concessionária apresentou as suas
contribuições finais. Não houve manifestação do Conselho dos Consumidores.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica 66, de 25/5/2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e apresentou proposta
para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Erro!
Fonte de referência não encontrada., para o período de 2017 a 2021.
6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando 210/2016-SRD/ANEEL, de 7/6/2016.

7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando 320/2015-SFF/ANEEL, de 10/06/2016,
retificado pelo Memorando 330/2016 - SFF/ANEEL, de 20/6/2016.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 200, de 20/6/2016,
submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da Erro! Fonte de referência não
encontrada..
9. Por fim, verificou-se que a ENF encontra-se adimplente para com as obrigações setoriais,
conforme consulta realizada, nesta data, ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico1, administrado por
esta Agência.
10. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
11. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, do Fator X e da nova estrutura tarifária. O Reposicionamento Tarifário calculado para a Erro! Fonte
de referência não encontrada. conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de Erro! Fonte
de referência não encontrada., sendo de Erro! Fonte de referência não encontrada. em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de Erro! Fonte de referência não encontrada. em média, para
os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
12. Todas as componentes tarifárias, com exceção da CDE e das Perdas Não-Técnicas, tiveram
variação positiva do custo regulatório, em relação ao processo tarifário de 2015. Contudo, a diferença entre os
efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova estrutura tarifária, redefinida no momento
da revisão tarifária. A componente tarifária com maior variação entre os grupos é a Parcela B, devido ao
recálculo da Estrutura Vertical, aumentando a participação percentual das unidades consumidores de AT na
receita recuperada de Fio B.
13. O efeito médio de Erro! Fonte de referência não encontrada. decorre: (i) do

reposicionamento dos itens de custos de Parcela A
e B; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data da presente
revisão.
1 Resolução Normativa 538, de 2013.

14. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em Erro! Fonte
de referência não encontrada., ao se ter como base de comparação os custos de Parcela A e B atualmente
contidos nas tarifas.
15. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da
Erro! Fonte de referência não encontrada., para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram
para o aumento tarifário em Erro! Fonte de referência não encontrada., sendo que o efeito da retirada dos
componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de Erro! Fonte de
referência não encontrada. na atual revisão.
16. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de Erro! Fonte de
referência não encontrada., representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [Erro!
Fonte de referência não encontrada. = + (Erro! Fonte de referência não encontrada.) + (Erro! Fonte de
referência não encontrada.) + (Erro! Fonte de referência não encontrada.)].
17. O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
18. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com a
cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.
19. A Tabela 2 apresenta os itens de custos reconhecidos nas tarifas, com a variação entre os
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio calculado,
e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.
Tabela 2 – Revisão tarifária da Erro! Fonte de referência não encontrada.
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
20. A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração
própria. Nessa Parcela, sobressai o aumento do custo com aquisição de energia e de transmissão, que
impactou positivamente o reposicionamento tarifário em Erro! Fonte de referência não encontrada. e Erro!
Fonte de referência não encontrada., respectivamente.

21. O impacto do custo com a compra de energia da ENF de Erro! Fonte de referência não
encontrada., decorre do aumento da tarifa de energia – TE de 205,28 R$/MWh para 232,17 R$/MWh da
AMPLA, que é o seu atual agente supridor.
22. O item que mais contribuiu para o aumento observado da TE da AMPLA foi o encargo de ESS
e EER. No processo tarifário de 2015 da AMPLA foi apurada uma CVA de ESS e EER negativa, cujo efeito
negativo nas tarifas deixaram de ser percebidos no processo tarifário de 2016 da supridora. Soma-se a isso o
próprio aumento da previsão do EER na apuração da Parcela A da AMPLA no reajuste de 2016, que também
contribui para o aumento da TE paga pela ENF.
23. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas vigentes
e o resultante da atual revisão:
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
24. No custo da transmissão, sobressai-se o aumento do CUSD, com efeito de Erro! Fonte de
referência não encontrada.. Esse aumento é decorrente da redução do desconto vigente que é aplicado na
TUSD Fio B da AMPLA no atual processo tarifário, conforme a regra de redução dos descontos prevista no

Submódulo 7.3 do PRORET.
25. Destaca-se, também, a redução dos encargos setoriais de -3,37%. Desses encargos, a quota
CDE – USO que teve maior impactou negativo na revisão tarifária de -4,05%. Essa variação decorre do fato de
que o valor da quota CDE-USO, definida para o ano de 2016, ter sido menor do que o valor fixado para o ano
de 2015.2
26. Com relação às Perdas na Distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não
técnicas é o da comparação do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis.
O ponto de partida da trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida
no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.
27. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora
com outras distribuidoras que atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às
perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
28. No caso da Erro! Fonte de referência não encontrada., propõe-se que seja adotada como
ponto de partida a média histórica praticada pela concessionária, de 1,80% sobre o mercado de baixa tensão
medido. Ao se levar em consideração que o percentual de perdas é aplicado sobre o mercado de baixa tensão
faturado, ao invés do medido, o resultado final foi um percentual de perdas não técnicas sobre o mercado de
baixa tensão faturado de 0,00%. No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual
de 0,00%.
2 A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória 2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor inferior ao
estabelecido para 2015. Essa resolução foi alterada pela Resolução Homologatória 2077/2016, de 07/06/2016, o que implicou em
uma nova redução dos valores da quota CDE-USO para 2016.

29. No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia
elétrica e tipo de transformadores. O referencial de perdas técnicas é calculado como percentual da energia
injetada. O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, equivale a 5,84% sobre
a energia injetada.
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 compreende os custos operacionais eficientes
e o custo anual dos ativos. Desde a terceira revisão tarifária, o crescimento da Parcela B na concessionária foi
de Erro! Fonte de referência não encontrada., em decorrência da atualização dessa parcela de custos nos
reajustes pelo IGP-M descontado do Fator X e do crescimento acumulado do mercado desde a última revisão.
31. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método
de comparação entre concessionária para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os
valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
No caso da Erro! Fonte de referência não encontrada., a cobertura de custos operacionais
32.
presente nas tarifas está dentro do intervalo definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como
resultado, não foi estabelecida uma trajetória para os custos operacionais ao longo do ciclo, bem como ajustar
a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5% estabelecido no regulamento.
33. Quanto à comparação que é realizada com os custos reais da concessionária, a aplicação da
metodologia resultou em uma relação inferior a 120% e, desse modo, não foi necessário recalcular a meta de
custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor que excedente. O resultado final da análise
foi um custo operacional semelhante ao atualmente existente na tarifa, mas que contribui para o resultado final
das tarifas em Erro! Fonte de referência não encontrada., pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos
ganhos potenciais de produtividade nos doze meses posteriores à revisão
34. O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração
regulatória. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária. A
segunda considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados, e visa recompor os ativos
afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil.
35. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de Erro! Fonte de referência não
encontrada. em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de
Erro! Fonte de referência não encontrada.. Essa situação adveio do aumento da Base Líquida, combinado
com aumento do WACC regulatório.
36. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento 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 proveio do aumento da Base Bruta, que mais do que
compensou a redução da taxa de depreciação (de 4,00% para 3,81%).
37. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Erro!
Fonte de referência não encontrada.:

Tabela 4 – Componentes financeiros
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
38. Os componentes financeiros mais expressivos referem-se ao ajuste financeiro da
concatenação do Suprimento TE (2,23%) e TUSD (0,45%) e do CUSD (0,19%), sendo responsáveis, no total,
por 2,87% do efeito.
39. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários3, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Eletrobrás a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os
valores mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
40.
Erro! Fonte de referência não encontrada., em relação às competências entre junho/2016 a maio/2017, 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 junho/2015 e maio/2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
41. Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o que trata dos
Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência dos Custos
Operacionais – T.
42. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora
em função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades
consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é Erro! Fonte de
referência não encontrada..
43. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos
ao longo do ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da Erro! Fonte de
referência não encontrada. é de Erro! Fonte de referência não encontrada..
44. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes.
Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir
que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do
serviço prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados por cada
distribuidora.
45. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da Erro! Fonte de referência
não encontrada. 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.
3 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei 10.438/2002, com redação dada pela Lei 12.839/2013, e do Decreto 7.891/2013, a Conta
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis
aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço
de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio
inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
46. A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e
o resultado da revisão tarifária.
Tabela 5 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final
Audiência Pública -
Final - Participação na
Participação na Variação
Revisão %
Revisão %

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 9,91% | 5,58% | -4,33% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -2,50% | -3,35% | -0,85% |
| Custos de Transmissão | 5,78% | 2,29% | -3,49% |
| Custos de Aquisição de Energia | 6,63% | 6,64% | 0,01% |
| PARCELA B | 3,61% | 3,00% | -0,61% |
| CO + Anuidades + RI | 0,63% | 0,66% | 0,03% |
| Remuneração | 2,30% | 1,74% | -0,56% |
| Depreciação | 0,80% | 0,66% | -0,14% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | -0,12% | -0,05% | 0,07% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 13,52% | 8,58% | -4,94% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 4,03% | 3,74% | -0,29% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -3,46% | -3,46% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | -0,14% | 0,00% | 0,14% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 13,95% | 8,86% | -5,09% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
47. O item mais representativo que leva à alteração dos valores submetidos à audiência pública é
o custo de transmissão, que contribuiu para uma variação de -3,49%, em decorrência principalmente da
redução das tarifas de usos do sistema de distribuição que a ENF paga para a AMPLA.
48. Com base em contribuição encaminhada pela Energisa Nova Friburgo na
AP 16/2016, a SGT reavaliou as tarifas homologadas da AMPLA a serem pagas pela ENF e observou que:
a. No último processo tarifário da AMPLA, o desconto na TUSD, concedido pelas supridoras às
supridas, não estavam em acordo com a transição definida pelo Decreto 8.461,
de 2 de junho de 2015; e
b. A partir de informações4 detalhadas da conexão da ENF na Subestação Nova Friburgo, de
propriedade da AMPLA, esta conexão foi reclassificada. A ENF conecta-se no secundário da
SE Nova Friburgo 138/69 kV por meio de uma entrada de linha de uso exclusivo. Conforme
definido no Submódulo 7.2 do PRORET essas são as características de uma conexão do tipo
D3. No processo tarifário da AMPLA, foi considerada como sendo uma conexão do tipo D2,
que possui uma tarifa nominal maior do que a do tipo D3.
49. Nesse sentido, a SGT recomendou em sua Nota Técnica a retificação da Resolução
Homologatória 2.023/2016, que homologou o reajuste tarifário de 2016 da AMPLA, para contemplar as novas
tarifas para a ENF, considerando o valor do desconto correto e a reclassificação da conexão da SE Nova
4 Carta AMPLA 087-DR-16, de 18/04/2016, resposta ao Ofício nº 060/2016-SGT/ANEEL.

Friburgo, além de considerar as diferenças no processo tarifário da AMPLA no ano de 2017. A Tabela 6
apresenta os valores homologados e os novos valores de tarifa da AMPLA para a ENF:
Tabela 6 – Alterações das tarifas de aplicação da REH 2.203/20165
Tarifas
Novas Tarifas
Posto Homologadas
Subgrupo
Tarifário

TUSD TUSD TUSD TUSD
R$/kW R$/MWh R$/kW R$/MWh

Ponta 10,03 4,58 8,43 4,58
A2

Fora Ponta 4,19 4,58 3,90 4,58
Ponta 19,55 11,18 9,72 11,18
A3

Fora Ponta 7,21 11,18 4,51 11,18
50. Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
receita da Distribuidora, com e sem tributos6:
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Erro! Fonte de referência não encontrada.
5 Além das tarifas, na conexão A3 também existe um encargo de conexão anual no valor de R$ 66.750,25.
6 No primeiro Gráfico, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do segundo Gráfico, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias de ICMS e
PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

Gráfico 5 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
51. O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, acima da
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi
52.
obtido pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de
2014, após realizada a Audiência Pública 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do
PRODIST7.
53. Como não houve contribuições relacionadas aos limites de DEC e FEC, mantém-se a proposta
submetida à Audiência para a ENF. Entretanto, houve reconfiguração de 3 (três) conjuntos de unidades
consumidoras, o que impactou nos limites DEC e FEC globais.
54. Nos Gráficos 7 e 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de
DEC e FEC para a Distribuidora. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a
redução média anual é de 3,53% no DEC e 4,74% no FEC.
7 "5.10 Limites de continuidade do serviço.
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades
consumidoras.
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será aplicado o seguinte
procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras de acordo com o desempenho dos
conjuntos; e
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

Histórico de Apuração e Propostas de Limites de DEC - ENF
30,00
25,00
20,00
17,00
16,31
15,11
14,59
15,00
13,32
12,42 12,40
12,30
11,37 11,06
24,01 10,13
10,10 9,84
20,58 9,14
10,00
13,48 13,36
5,00
9,17 8,76
8,29
6,46
0,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
DEC Apurado DEC Limite DEC Limite Proposto - Pós AP
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da ENF.
Fonte: Nota Técnica no 66/2016-SRD/ANEEL.
Histórico de Apuração e Propostas de Limites de FEC - ENF
25,00
20,00
17,00
16,33
14,36
15,00
12,96
11,85

11,60 11,33 11,27
22,99 10,31
9,80 9,40 8,84
10,00
8,24
7,68
15,83
11,78
5,00 10,33
7,60
7,17 6,95
5,08
0,00

FEC Apurado FEC Limite FEC Limite Proposto - Pós AP
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da ENF.
Fonte: Nota Técnica no 66/2016-SRD/ANEEL.
55. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam
uma comparação entre os limites da ENF e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na
Região Sudeste:

Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste - Pequeno Porte
18,00
16,00
14,00 ENF
CAIUÁ-D
12,00 CNEE
CPFL Jaguari
(horas)
CPFL Leste Paulista
10,00
CPFL Mococa
Limite
CPFL Santa Cruz
8,00
DEC CPFL Sul Paulista
DMED
6,00 EDEVP
EEB
ELFSM
4,00
EMG
2,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 9 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 66/2016-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste - Pequeno Porte
25,00
20,00
ENF
CAIUÁ-D
CNEE
(interrupções) CPFL Jaguari
15,00
CPFL Leste Paulista
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
Limite
CPFL Sul Paulista
FEC 10,00 DMED
EDEVP
EEB
ELFSM
5,00 EMG
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 10 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 66/2016-SRD/ANEEL.
56. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a ENF estão aderentes à realidade
da região.
57. 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 ENF entre 2013 e 2015:
Tabela 7 – Compensações efetuadas pela ENF
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 57.081 99.447,14
2014 47.287 66.379,06
2015 58.231 140.822,79
Fonte: Site da ANEEL.
III. DIREITO
58. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: (i) art. 3o da Lei no
9.427/1996, com alterações dadas pela Lei 10.848/2004, e remissão ao art. 29 da Lei 8.987/1995, em especial
ao inciso V; (ii) art. 21 do Anexo I do Decreto 2.335/1997; (iii) art. 6o da Lei 8.987/1995; (iv) art. 2o da Lei
9.427/1996; (v) art. 25 da Lei 9.074/1995; (vi) Resolução 395/2009; (vii) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET; (viii) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional – PRODIST; e (ix) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 042/1999.
IV. DISPOSITIVO
59. Do exposto, e com base nos documentos constantes dos Processos 48500.000014/2016-94 e
48500.001757/2016-81, voto pela emissão das Resoluções anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da Erro! Fonte de referência
não encontrada., a vigorar a partir de 22 de junho de 2016, que conduz ao efeito médio a
ser percebido pelos consumidores de Erro! Fonte de referência não encontrada., sendo
Erro! Fonte de referência não encontrada. para os consumidores em alta tensão e 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 Erro! Fonte de referência não
encontrada. ;
c) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à Erro! Fonte de referência
não encontrada., de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) Fixar o valor de R$ 4.095.093,16 (Quatro milhões, noventa e cinco mil, noventa e três reais
e dezesseis centavos), que deverá ser repassado à AMPLA Energia e Serviços S.A. –
AMPLA pela ENF, em 12 (doze) parcelas mensais iguais, a partir de julho de 2016, em
razão da diferença entre as datas de aniversário contratual da concessionária suprida em
relação a sua supridora;
e) fixar o componente Pd do Fator X de Erro! Fonte de referência não encontrada.;
f) fixar o componente T do Fator X de Erro! Fonte de referência não encontrada.;
g) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela Erro! Fonte de referência não encontrada.;

h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:
Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste

2017 2018 2019 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 5,84% 5,84% 5,84% 5,84%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
i) retificar a Resolução Homologatória 2.023, de 14/3/2016; e
j) Considerar no próximo processo tarifário da AMPLA o componente financeiro referente ao
cálculo da diferença entre as tarifas homologadas e retificadas na REH 2.023/2016 no
período de 15/3/2016 a 22/6/2016.
Brasília, 21 de junho de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor