REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 6005/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece os limites para os indicadores 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, para a Empresa Força e Luz Urussanga Ltda - EFLUL, para o período 2017 a 2021.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-29
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.000022/2016-31 e 48500.002832/2016-21
INTERESSADOS: Empresa Força e Luz Urussanga Ltda.
RELATOR: Diretor 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 Empresa Força e Luz Urussanga Ltda., a
vigorar a partir de 29/8/2016, 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 33/2016.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição 25/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Empresa Força e Luz Urussanga Ltda.
(URUSSANGA), estabelece a data de 29/8/2016 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 14/06/2016, na 21° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
Audiência Pública (AP) 33/2016 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 15/6/2016 a
18/7/2016.
4. A proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições trazidas na AP
foi encaminhada à URUSSANGA e ao Conselho de Consumidores em 29/7/2016. Em 5/8/2016, na sede desta
Agência, foi realizada reunião com o Conselho de Consumidores, para discutir a proposta final da revisão
tarifária. A Concessionária, por sua vez, optou por não realizar a reunião.
5. As contribuições recebidas na AP relativas aos limites dos indicadores DEC e FEC dos
conjuntos de unidades consumidoras da URUSSANGA, para o período de 2017 a 2021ª, foram analisadas pela
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, conforme consta da Nota Técnica
114/2016-SRD/ANEEL, de 1/8/2016.
6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando 213/2016-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 416/2016-SFF/ANEEL, de 28/7/2016.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica 272, de 17/8/2016,
submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da URUSSANGA.

9. Por fim, após consulta ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico, administrado por esta
Agência, verificou-se que não constam inadimplências relativas às obrigações setoriais para com o Setor
Elétrico, conforme estabelecido na REN 538, de 2013, registradas em nome URUSSANGA.
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 URUSSANGA
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -6,23%, sendo de -13,51% em média, para
os consumidores conectados na Alta Tensão e de 4,49%, 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) -13,51%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,49%
Efeito Médio AT+BT -6,23%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
12. 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.
13. Além disso, a redução da CDE-Uso beneficia mais fortemente as tarifas de alta tensão pois
possuem maior participação na composição tarifária, em especial, se o mercado é majoritariamente formado
por consumidores livres, que é o caso da concessionária.
14. O efeito médio de -6,23% 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.
15. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -1,66%. Os
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da URUSSANGA, para compensar nos 12 meses
subsequentes, contribuíram para uma redução tarifária de -1,94%. Já o efeito da retirada dos componentes
financeiros considerados no processo anterior representa uma redução de -2,64% na atual revisão.
16. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -6,23%,
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-6,23% = (-1,66%) + (-1,94%) + (-
2,64%)].
17. O Gráfico a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.

1,71%
0,17%
-0,50%
-1,94%
-2,64%
-3,03%
-6,23%

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.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
Equilíbrio econômico-financeiro
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 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 URUSSANGA
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
20. O reposicionamento econômico de -1,66% é composto pela redução da Parcela A em -3,37%
e no incremento na Parcela B de 1,71%.
Parcela A
21. 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 a redução do custo com encargos setoriais, que impactou, negativamente, o
reposicionamento tarifário em -3,03%.
22. Desses encargos, destaca-se a quota CDE – Uso, paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN. A quota definida para a
URUSSANGA impactou a revisão em -5,39%. 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.

23. Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -0,50%. Tal resultado
decorre da queda da tarifa de suprimento cobrada pela CELESC, R$ 236,07/MWh para R$ 227,97/MWh.
24. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
0,71%
-0,50%
-1,21%

Total Bilateral Proinfra
Gráfico II – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
25. 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
0,00 0,00

| Existente - CCEAR-DSP | 0,00 | - | 0,00 | - |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-QTD | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Ajuste - CCEAR | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Madeira e Belo Monte | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Bilateral | 58.446,66 | 58.015,54 | -0,74% | 236,07 | 227,97 | -3,43% |

0,00 0,00

| Cota Angra I e Angra II | 0,00 | - | 0,00 | - |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Geração Própria | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Itaipu | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Montante de Reposição | 0,00 | 0,00 | - | 0,00 | 0,00 | - |
| Proinfa | 1.125,70 | 2.150,15 | 91,01% | 526,76 | 409,62 | -22,24% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | 0,00 | 0,00 - | 0,00 | 227,97 - |  |  |
| TOTAL | 59.572,35 | 60.165,69 | 1,0% | 241,56 | 234,46 | -2,9% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
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 URUSSANGA, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média
histórica, que corresponde ao valor de 0,37% sobre o mercado de baixa tensão que, por conseguinte, será o
mesmo percentual para meta do 4º ciclo, haja vista que a empresa pratica um patamar de perdas não técnica
abaixo de 2.5%, e, nestes casos, não é estabelecida uma trajetória de redução das perdas.
29. As perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, ficou estabelecida em
3,881% sobre a energia injetada.
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 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 16,3%, 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.
32. No caso da URUSSANGA, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas é maior do
que o intervalo superior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Como resultado, foi
estabelecida uma trajetória de diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os custos
operacionais regulatórios alcance o limite superior do intervalo.
33. Como a aplicação da metodologia resultou em uma redução dos custos operacionais da
URUSSANGA de -0,94% ao ano, 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, que contribuiu
para o resultado final das tarifas em -0,25%.
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 49,49% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 1,14%. A situação adveio da majoração da base líquida
e do aumento do WACC regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%. Por fim, do início da remuneração sobre
os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais, que também contribuíram para o aumento
observado da remuneração do capital.

36. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 36,06% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,44%. A situação proveio de um aumento inferior
da Parcela B em relação aos efeitos do aumento da taxa de depreciação e do aumento da base bruta.
Componentes financeiros
37. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da
URUSSANGA:
Tabela 4 – Componentes financeiros
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
38. Os componentes financeiros mais expressivos foi a CVA energia, Neutralidade dos Encargos
e Financeiro Reversão RTE.
Subvenção da CDE para descontos tarifários
39. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários1, 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.
40. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
URUSSANGA, em relação às competências entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 283.978,21. Esse valor já
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2015 a julho/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.
1 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.

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 1,14%.
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. Assim, o componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da
URUSSANGA é de 0,68%.
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 URUSSANGA até a
próxima revisão tarifária será de 1,82%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q, a ser definido em
cada processo de reajuste.
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
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
47. 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 2,85%. O aumento desse
custo se deve principalmente à variação do valor do contrato de suprimento com a CELESC, que,
na versão submetida à audiência pública, a previsão foi de R$ 217,89 /MWh e no resultado final de
R$ 227,97 /MWh.

componentes financeiras do processo atual,
(ii) os com variação de -1,12%. Do qual se destaca a
a CVA da energia comprada, que assim como outros financeiros lançados no cálculo para AP eram
provisórios e informados pela concessionária.
48. A fim de apresentar a participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora, com e sem tributos2, os gráficos a seguir ilustram esses efeitos:
Encargos
Custo de Setoriais
Transmissão 21,6%
11,1%
Custo de
Distribuição
22,6%
Custo de
Energia
44,7%
Gráfico III – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Transmissão
7,2%
Encargos
Setoriais
14,2%
ICMS 29,0%
Tributos
Custo de
34,6%
Energia
29,3%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,6%
14,8%
Gráfico IV – Composição da receita com tributos
Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
49. O Gráfico 5 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:
2 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.

600,00
Tarifa B1 Residencial
550,00
546,11
522,63
500,00 Variação IGPM
481,02
450,00 Variação IPCA
402,42
400,00
365,57
350,00
353,00
317,36 322,59
300,00

285,11 302,25 303,80
299,16
250,00
200,00
150,00

ago/07 ago/08 ago/09 ago/10 ago/11 ago/12 jan/13 ago/13 ago/14 mar/15 ago/15 ago/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute RTE Reajsute Revisão
Gráfico V – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
50. 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 29/2014, regulamentada no item 5.10 da Seção 8.2 do Módulo 8 do
PRODIST3.
51. Na Audiência Pública 033/2016 não houve contribuição relativa aos limites de DEC e FEC da
Distribuidora. No âmbito da audiência foi questionado se houve reconfigurações nos sistemas dos conjuntos
elétricos. No entanto, não houve pronunciamentos sobre a questão, ficando entendido que não houve
reconfigurações dos conjuntos.
52. Assim, os limites globais de DEC e FEC estão apresentados nos Gráficos VI e VII abaixo,
sendo que para o período 2017 a 2021 a redução média anual é de 3,64% no DEC e de 4,44 no FEC.
3 "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."

Gráfico VI – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da URUSSANGA
Fonte: Nota Técnica 114/2016-SRD/ANEEL.
Gráfico VII – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da URUSSANGA
Fonte: Nota Técnica 114/2016-SRD/ANEEL.
III. DIREITO
53. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas: (i) art. 3o da Lei 9.427/1996,
com alterações dadas pela Lei 10.848, de 15/3/2004, 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; (ix) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 025/1999.
IV. DISPOSITIVO
54. Do exposto e com base nos documentos constantes dos Processos 48500.000022/2016-31 e
48500.002832/2016-21, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a
fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da URUSSANGA, a vigorar a
partir de 29 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -6,23%, sendo de -13,51% para os consumidores em alta tensão e de
4,49% 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 URUSSANGA;
c) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à URUSSANGA, de modo
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) fixar o componente Pd do Fator X de 1,14%;
e) fixar o componente T do Fator X de 0,68%;
f) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela URUSSANGA; e
g) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2017 a 2020:
Reajuste 2017 Reajuste 2018 Reajuste 2019 Reajuste 2020

3,881% 3,881% 3,881% 3,881%
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada) (%)

0,37% 0,37% 0,37% 0,37%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)
Brasília, 23 de agosto de 2016.
JÓSE JURHOSA JUNIOR
Diretor