REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 6124/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece os limites de continuidade dos serviços de distribuição de energia elétrica, a partir de janeiro de 2017, nos seus aspectos de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, da Companhia Hidroelétrica São Patrício - CHESP, para o período de 2017 a 2021.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-11-23
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.000026/2016-19 e 48500.004210/2016-38
INTERESSADOS: Companhia Hidroelétrica São Patrício - CHESP
RELATOR: Tiago de Barros Correia
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos Serviços
de Distribuição – SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da CHESP - Companhia Hidroelétrica São Patrício,
a vigorar a partir de 22 de novembro de 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 nº 55/2016.
I. RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 44/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CHESP - Companhia Hidroelétrica São
Patrício, estabelece a data de 22 de novembro 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 de abril de 2015, por meio da Resolução Normativa nº 660, de 2015.
3. Em 6 de setembro de 2016, na 33° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu
instaurar a Audiência Pública n° 55/2016 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
7 de setembro de 2016 a 10 de outubro de 2016, com sessão presencial ocorrida em 29 de setembro, na cidade
de Ceres, Goiás.
4. No dia 18 de outubro de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na AP n° 55/2016, foi encaminhada, respectivamente, à CHESP e ao Conselho de
Consumidores. Em 26 de outubro de 2016, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes
da empresa, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou
as suas contribuições finais. O conselho de consumidores, por sua vez, optou por não realizar a reunião.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica nº 147, de 31 de outubro de 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 CHESP.
6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 442/2016-SRD/ANEEL, de 31 de outubro de 2016.

7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 631/2016-SFF/ANEEL, de 11 de
novembro de 2016.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 372, de 11 de
novembro de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CHESP.
9. Em 16 de novembro de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico,
administrado por esta Agência, e identificou-se que não constavam inadimplências relativas às obrigações
setoriais para com o Setor Elétrico, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 538, de 2013, registradas
em nome da CHESP1.
10. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
II.1 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 CHESP conduz
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -12,03%, sendo de -24,43% em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de -9,34%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão.
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -24,43%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -9,34%
Efeito Médio AT+BT -12,03%
SGT/ANEEL.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária -
12. O efeito médio de -12,03% 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.
13. A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova
estrutura tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os
consumidores na baixa tensão, pelo fato do custo de expansão na baixa tensão ter aumentado mais neste nível
de tensão.
14. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -5,37%. Os
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da CHESP, para compensar nos 12 meses
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -5,41%. Já o efeito da retirada dos componentes
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -1,24% na atual revisão.
15. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -12,03%,
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-12,03% = (-5,37%) + (-5,41%) + (-
1,24%)].
O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
16.
2,39%
-0,08%
-1,24%
-3,69% -3,99%
-5,41%
-12,03%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
II.2 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
Equilíbrio econômico-financeiro
17. 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.
18. A Tabela abaixo 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 CHESP
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -11,61% | -7,77% | 62,47% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -23,01% | -3,69% | 13,04% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | -18,18% | -0,03% | 0,16% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -38,35% | -3,80% | 6,46% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 8,38% | 0,03% | 0,45% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 3,73% | 0,17% | 5,12% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -6,75% | -0,06% | 0,84% |
| Custos de Transmissão | -1,67% | -0,08% | 5,19% |
| Uso do sistema de distribuição | -1,67% | -0,08% | 5,19% |
| Custos de Aquisição de Energia | -8,71% | -3,99% | 44,24% |
| PARCELA B | 7,23% | 2,39% | 37,53% |
| Custos Operacionais | -1,16% | -0,25% | 22,74% |
| Anuidades | 29,48% | 0,83% | 3,86% |
| Remuneração | 23,86% | 1,37% | 7,52% |
| Depreciação | 13,17% | 0,43% | 3,94% |
| Receitas Irrecuperáveis | -58,24% | -0,09% | 0,07% |
| Outras Receitas | -14,70% | 0,10% | -0,60% |

Reposicionamento Tarifário -5,37%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -5,41%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais -0,33%
CVA em Processamento - Energia comprada -0,63%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,30%
Neutralidade dos Encargos -0,60%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs -0,03%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -1,57%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,22%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,06%
Conselho de Consumidores -0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,12%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,32%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,24%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -12,03%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
19. O reposicionamento econômico de -5,37% é composto pela redução da Parcela A em -7,77%
e no incremento na Parcela B de 2,39%.
Parcela A
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.

21. Nessa Parcela, sobressai a redução do custo com encargos setoriais, que impactou,
negativamente, o reposicionamento tarifário em -3,69%.
22. Desses encargos, destaca-se a quota CDE (USO), que se destina ao custeio dos objetivos da
CDE, previstos em seu orçamento anual, definido pelo Poder Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do
art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.783, de 2013.
23. Ressalta-se ainda o impacto, de -3,99%, dos custos com compra de energia. Tal resultado
decorre da nova tarifa de suprimento da CELG-D para a distribuidora, homologada pela Resolução
Homologatória nº 2.160, de 2016, cujo custo médio passou de R$ 213,58 para R$ 192,78.
24. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre o valor contido nas tarifas e a
atual revisão:
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 | 127.493,50 | 127.320,69 | -0,14% | 213,58 | 192,78 | -9,74% |
| Proinfa | 2.840,30 | 2.870,32 | 1,06% | 241,87 | 327,57 | 35,43% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | 0,00 | 0,00 - | 0,00 | 192,78 - |  |  |
| TOTAL | 130.333,79 | 130.191,02 | -0,1% | 214,20 | 195,75 | -8,6% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
25. 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.
26. 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.
27. No caso da CHESP, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica
praticada pela Concessionária, de 1,14%, sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o
final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual, de 1,14%, de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa
tensão, haja vista que a Empresa pratica perdas abaixo de 2,5%, e, nestes casos, não é estabelecida uma
trajetória de redução das perdas.
28. Quanto às perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, estas foram
informadas pela SRD, por meio do Memorando n° 442/2016 – SRD/ANEEL, de 31 de outubro de 2016, no
percentual de 9,68% sobre a energia injetada.
Parcela B
29. 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 28,7%, 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.

30. 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.
31. No caso da CHESP, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é igual ao intervalo
inferior definido pelo método de benchmarking. Como resultado, não foi estabelecida uma trajetória de ajuste
da Parcela B ao longo do ciclo.
32. Como a aplicação da metodologia não resultou em um aumento dos custos operacionais da
CHESP, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%,
estabelecido no regulamento. 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 para compartilhar com o consumidor o valor excedente. Dessa forma, o resultado final da
análise foi um custo operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, mas que contribuiu para o resultado
final das tarifas em -0,25% pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos potenciais de produtividade
nos doze meses posteriores à revisão.
O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração
33.
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.
34. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 23,86% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 1,37%. Essa situação adveio do aumento do aumento
do WACC regulatório, que passou de 7,50% para 8,09%, e da remuneração sobre os investimentos realizados
com recursos de Obrigações Especiais.
35. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 13,17% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,43%. A situação proveio do efeito de uma
redução da base bruta, combinado com o aumento da taxa de depreciação (de 3,19% para 3,74%).
Componentes financeiros
36. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CHESP:

Tabela 4 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | (203.674,00) | -0,33% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | (394.411,78) | -0,63% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (187.643,84) | -0,30% |
| Neutralidade dos Encargos | (371.209,67) | -0,60% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | (18.648,32) | -0,03% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (975.356,64) | -1,57% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (759.193,69) | -1,22% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (33.159,91) | -0,05% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (38.402,37) | -0,06% |
| Conselho de Consumidores | (108.094,89) | -0,17% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | (73.010,76) | -0,12% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (200.860,22) | -0,32% |
| Total | (3.363.666,10) | -5,41% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
37. Os componentes financeiros mais expressivos foram a CVA energia, e o financeiro de reversão
RTE.
Subvenção da CDE para descontos tarifários
38. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, 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, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a
diferença entre as tarifas com e sem descontos.
39. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
CHESP, em relação às competências entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 325.385,70 (trezentos e
vinte e cinco mil, trezentos e oitenta e cinco reais e setenta centavos). Esse valor já inclui o ajuste da diferença
entre os valores previstos e os realizados entre setembro/2015 a outubro/2016, bem com os meses adicionais
devidos ao período de postergação da data contratual.
II.3 DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
40. 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.
41. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 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.

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 1,48%.
42. 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. Assim, o componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da CHESP é
de 0,00%.
43. 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.
44. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CHESP até a próxima
revisão tarifária será de 1,48%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em cada
processo de reajuste.
II.4 COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
A tabela a seguir ilustra a variação ocorrida entre a proposta colocada em Audiência Pública e
45.
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] | -2,52% | -7,77% | -5,25% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -3,61% | -3,69% | -0,08% |
| Custos de Transmissão | 0,64% | -0,08% | -0,72% |
| Custos de Aquisição de Energia | 0,45% | -3,99% | -4,44% |
| PARCELA B | 3,23% | 2,39% | -0,84% |
| CO + Anuidades + RI | 0,62% | 0,49% | -0,13% |
| Remuneração | 2,28% | 1,37% | -0,91% |
| Depreciação | 0,25% | 0,43% | 0,18% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,08% | 0,10% | 0,02% |
| Reposicionamento Tarifário | 0,71% | -5,37% | -6,08% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | -5,68% | -5,41% | 0,27% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -1,24% | -1,24% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | -0,50% | 0,00% | 0,50% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | -6,71% | -12,03% | -5,32% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
46. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:
(i) o custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de –4,44%. A redução desse
custo se deve principalmente à atualização das tarifas da CELG, atual supridora da CHESP;

(ii) os custos de transmissão de energia, que representaram uma variação de -0,72% em relação
ao que foi apresentado para abertura da AP 55/2016, também devido à atualização das tarifas da
supridora; e
(iii) os componentes financeiras do processo atual, com variação de 0,27%. Dentre eles se destaca
a CVA Energia calculada pela ANEEL, já incluído o valor relativo a reversão da receita com
bandeiras.
47. A fim de apresentar a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora, com e sem tributos3, os gráficos abaixo ilustram esses efeitos:
Gráfico II – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Transmissão
3,5%
Encargos
Setoriais
9,9%
Custo de
Energia
ICMS 26,9%
28,7% Tributos
32,7%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,8%
25,2%
Gráfico III – Composição da receita com tributos
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.

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
48. O gráfico abaixo demonstra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos,
comparativamente com a variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
800,00
750,00 Tarifa B1 Residencial
700,00
Variação IGPM
650,00
600,00
Variação IPCA 581,91
561,66 561,66
550,00
523,87
500,00
466,74
450,00 438,00
413,72 419,39
400,00 406,09
384,26
365,33 377,09
350,00
300,00
250,00
200,00
150,00

set/07 set/08 set/09 set/10 set/11 set/12 set/13 set/14 mar/15 mar/15 set/15 nov/16
Gráfico IV – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
II.5 DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
49. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi
obtido pela aplicação da nova metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de
2014, após realizada a Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8
do PRODIST4.
4 "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."

50. No Gráfico 5 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC
e FEC para a CHESP. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média
anual é de 2,07% no DEC e 7,33% no FEC. Percebe-se que houve a atenuação da trajetória de redução de
limites em razão do suprimento. Como consequência, os limites para os 3 primeiros anos permaneceram iguais
aos vigentes.
51.
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - Chesp
45,00
40,00
33,83
35,00
32,41
31,30 31,39 31,38
30,00
27,15
25,39
23,24
25,00
20,25 20,52 20,52
20,00 18,68
18,22
17,32 17,03 17,03 17,03 17,03

39,17 39,63 16,40
15,09 14,79
31,46 36,52 14,18 14,18 14,18 14,18
15,00 30,36

27,86 29,55 12,71
27,05
25,45 13,87
10,00 18,97 10,79
17,01
15,59 16,50
14,12 14,80
11,92
5,00
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 FEC Limite Proposto
Gráfico V – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da COPEL
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL.
52. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 6 e 7 apresentam
uma comparação entre os limites da Chesp e os limites de outras distribuidoras localizadas na Região CentroOeste.

Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Centro-Oeste
40,00
35,00
30,00
25,00
(horas)
CHESP
CEB-DIS
Limite 20,00
CELG-D
DEC EMS
EMT
15,00
10,00
5,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico VI – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Centro-Oeste
40,00
35,00
30,00
(interrupções) 25,00
CHESP
CEB-DIS
20,00
CELG-D
Limite
EMS
FEC EMT
15,00
10,00
5,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico VII – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica no 88/2015-SRD/ANEEL.
53. Depreende-se dos Gráficos acima que os limites propostos para a CHESP estão aderentes à
realidade da região.

54. 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 6
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela Chesp entre 2013 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Chesp
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 220.474 755.572,37
2014 66.573 260.400,69
2015 73.407 306.105,51
Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
55. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas:
i) art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei no
10.848, de 15 de março de 2004, e remissão ao art. 29 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro
de 1995, em especial ao inciso V; art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro
de 1997;
iii) art. 6º da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
iv) art. 2º da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
v) art. 25 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
vi) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 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 nº 44/1999.
IV. DISPOSITIVO
56. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.000026/201619 e 48500.004210/2016-38, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas,
a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CHESP, a vigorar a partir de
22 de novembro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores
de -12,03%, sendo de -24,43% para os consumidores em alta tensão e de -9,34% 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 CHESP;
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$ 325.385,70 (trezentos e vinte e cinco mil, trezentos e oitenta e cinco reais e setenta
centavos) a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CHESP,
de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,48%;
g) fixar o componente T do Fator X de 0,00%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela CHESP:

Conjunto de Unidades DEC (horas) FEC (interrupções)
Código
Consumidoras 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021
13782 Carmo do Rio Verde 15 15 15 14 13 17 17 17 15 11
13785 Jardim Paulista 16 16 16 16 14 17 17 17 15 11
13786 Rialma 13 13 13 13 12 16 16 16 14 10
13783 Rianápolis 14 14 14 14 13 19 19 19 16 12
13784 Uruana 15 15 15 14 13 19 19 19 16 12
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:
Reajuste 2017 Reajuste 2018 Reajuste 2019 Reajuste 2020

Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%) 9,68% 9,68% 9,68% 9,68%
1,14% 1,14% 1,14% 1,14%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)
Brasília, 16 de novembro de 2016.
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