REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 5812/2016
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 Companhia Nacional de Energia Elétrica - CNEE, para o período de 2017 a 2021.
Assunto: Fixação
Situação: REVOGADA
Publicação: 2016-05-09
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004450/2015-51 e 48500.000126/2016-45
INTERESSADOS: CNEE - Companhia Nacional de Energia Elétrica
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da CNEE - Companhia Nacional de Energia Elétrica, a
vigorar a partir de 10 de maio 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 07/2016.
I. RELATÓRIO
A quarta revisão tarifária periódica da CNEE - Companhia Nacional de Energia Elétrica tem vigência
a partir do dia 10 de maio de 2016.
2. As metodologias aplicáveis à revisão e estrutura tarifária são definidas nos Módulos 2 e 7 do
PRORET.
3. Por meio da Audiência Pública n° 7/2016 foi discutido com a sociedade a proposta de revisão tarifária.
2. No dia 19/04/2016, houve reunião com a empresa acerca dos números finais da revisão tarifária da
CNEE. O Conselho de Consumidores teve a mesma oportunidade de se reunir com a ANEEL, porém declinou do
convite.
3. A análise das contribuições relativas aos indicadores DEC e FEC, bem como a proposta final da
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD para os limites dos indicadores de 2017 a 2021
constam da Nota Técnica nº 54, de 26 de abril de 2016.
4. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 120, de 28 de abril de
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CNEE.
5. Em 03 de maio 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 Elétrico1.
6. A Procuradoria Federal na ANEEL – PFANEEL conheceu das minutas de Resolução e as referendou.
7. É o relatório.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

II. FUNDAMENTAÇÃO
II.1 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
II.1.1 Efeito Médio
8. A revisão tarifária periódica conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores da CNEE
de -0,37%, sendo de 1,90% em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -1,15% 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) 1,90%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -1,15%
Efeito Médio AT+BT -0,37%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
9. 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.
10. O impacto tarifário é menor do que o submetido à audiência pública, de 1,06%. 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 -0,64%. A redução desse custo se deve principalmente à variação da
cotação do dólar para a valoração da energia proveniente de ITAIPU. Na versão submetida à audiência pública a
cotação adotada foi de 4,03 R$/US$ e no resultado final de 3,59 R$/MWh e; (ii) a remuneração do capital e a quota
de reintegração regulatória, que, após a fiscalização da SFF/ANEEL, contribuíram para uma variação de -0,97%
II.1.2 Principais impactos
11. O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.

6,23%
0,96%
-0,24% -0,12%
-0,37%
-2,04%
-5,17%

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: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
12. A Tabela 2 detalha cada um dos 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 CNEE

Participação na Participação
Variação
Revisão na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -3,16% | -2,40% | 74,75% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -0,99% | -0,24% | 24,74% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 105,56% | 0,10% | 0,20% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -30,28% | -4,06% | 9,49% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 14,55% | 0,39% | 3,13% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 9,52% | 0,53% | 6,13% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 132,41% | 2,77% | 4,94% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 3,29% | 0,03% | 0,85% |
| Custos de Transmissão | -2,58% | -0,12% | 4,54% |
| Rede Básica | -29,06% | -0,68% | 1,70% |
| Rede Básica Fronteira | 27,63% | 0,40% | 1,89% |
| Rede Básica ONS (A2) | 13,34% | 0,01% | 0,08% |
| MUST Itaipu | 17,59% | 0,08% | 0,58% |
| Transporte de Itaipu | 31,36% | 0,06% | 0,27% |
| Conexão | 26,65% | 0,00% | 0,02% |
| Custos de Aquisição de Energia | -4,35% | -2,04% | 45,47% |
| PARCELA B | 4,03% | 0,96% | 25,25% |
| Custos Operacionais | -3,29% | -0,56% | 16,70% |
| Anuidades | 39,66% | 0,61% | 2,18% |
| Remuneração | 44,73% | 1,44% | 4,73% |
| Depreciação | -11,40% | -0,27% | 2,14% |
| Receitas Irrecuperáveis | -54,43% | -0,07% | 0,06% |
| Outras Receitas | 49,39% | -0,18% | -0,56% |

RT -1,44%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 6,23%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais (líquido de financeiro RTE) -0,16%
CVA em Processamento - Energia comprada (líquido de financeiro RTE) 7,90%
CVA em Processamento - Transmissão (líquido de financeiro RTE) 0,68%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -1,93%
Neutralidade dos Encargos 0,73%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -1,79%
Recálculo da sobrecontratação/exposição de energia - Ano civil 2014 0,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,08%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 0,93%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Conselho de Consumidores -0,06%
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento -0,15%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo
-5,17%
Anterior
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -0,37%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Encargos Setoriais

13. Os encargos setoriais tiveram impacto de -0,24%. Contribuiu para a redução dos encargos a CDEUso, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016. No sentido oposto, houve
elevação dos custos com energia de reserva, em razão do início de suprimento do 15º Leilão de Energia de Reserva.
Compra de Energia
14. Os custos com compra de energia contribuíram para reduzir as tarifas em -2,04%. A principal razão
para a redução dos custos com compra de energia foi a queda da tarifa de Itaipu. Destaca-se também que a
distribuidora recebeu cotas de energia renovada nos termos da Lei n. 12.783/2015 que, embora estejam com seus
preços majorados em razão do leilão de bonificação de outorga, têm preços inferiores ao preço médio da distribuidora.
Por fim, há entrada de mais energia relativa aos leilões de Santo Antonio, Jirau e Belo Monte que também têm preço
menor do que o custo médio de aquisição da distribuidora.
15. A revisão tarifária também deve definir os referenciais regulatórios de Perdas na Distribuição,
técnicas e não técnicas, a serem adotados até a próxima revisão tarifária. 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.
16. 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.
17. No caso da CNEE, propõe-se que seja adotada, como ponto de partida, o valor de 0,69% sobre o
mercado de baixa tensão faturado, resultante da metodologia definida no Submódulo 2.6 do PRORET. No que se
refere à meta para o final do ciclo, propõe-se que seja mantido o mesmo percentual, tendo em vista que a CNEE situase no grupo de empresas com perdas não técnicas em que não se exige mais redução.
18. 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, foi informado pela Superintendência de Regulação
da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 158/2016 – SRD/ANEEL, de 7,784% sobre a energia injetada.
Parcela B – Custos de Distribuição
19. A redefinição do valor da Parcela B é o objeto central dos processos de revisão tarifária. O valor
definido na revisão será somente reajustado nos anos seguintes, de modo a incentivar as distribuidoras a serem mais
eficientes do que o referencial regulatório. Essa Parcela compreende os custos operacionais eficientes e o custo anual
dos ativos.
20. Os custos operacionais contribuíram para reduzir as tarifas em 0,56%. Sua definição é feita a partir
de uma análise de eficiência comparativa que gera um intervalo de custos operacionais passíveis de reconhecimento
tarifário. No caso da CNEE, 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.

21. 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.
22. A remuneração do capital representa aumento de 44,73% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, impactando as tarifas em 1,44%. Essa situação adveio do aumento do WACC regulatório e da
remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais, que teve início no atual ciclo
de revisões.
23. A quota de reintegração regulatória apresenta redução de -11,40% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que gera um impacto de -0,27% nas tarifas. A situação proveio do aumento da Parcela B
superior aos efeitos do aumento da Base Bruta, uma vez que a taxa de depreciação se manteve praticamente
constante (3,85%).
Componentes Financeiros
24. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia comprada, com impacto de 7,90%. Esse
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta
– ACR, além do desconto líquido do financeiro da RTE.
25. Os principais motivos de impacto da CVA energia foram: (i) repasse da compra de energia de ITAIPU
devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de ITAIPU, estabelecida pela Resolução
Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015; (ii) CCEAR de Ajuste e: (iii) Demais Custos
associados a compra de energia apurados pela CCEE por meio de Mecanismo Auxiliar de Cálculo (MAC). Por sua
vez, a receita repassada da Conta Bandeiras contribuiu para a redução do saldo da CVA energia.
26. 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 atual processo tarifário e a diferença entre as
tarifas vigentes com e sem descontos.
27. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CNEE,
em relação às competências entre maio/2016 a abril/2017, é de R$ 1.078.245,87. Esse valor já inclui o ajuste da
diferença entre os valores previstos e os realizados entre maio/2015 e abril2016.
28. Convém destacar que a CNEE solicitou pleito de componente financeiro referente aos custos com
inventários para fins de incorporação de redes particulares, porém o mesmo não foi acolhido. O artigo 10 juntamente
com seu § 1° da Resolução Normativa 229/2006 indicam que os custos decorrentes da incorporação das redes
particulares serão considerados de acordo com metodologia e critérios adotados pela ANEEL e seguindo princípios
de custos eficientes e investimentos prudentes. Neste sentido, como os custos dos inventários das redes têm
características de custos operacionais sua consideração ocorre no âmbito do custo global de O&M por meio da
comparação entre os custos eficientes e os custos reais contábeis, atendendo a metodologia do Submódulo 2.2 do
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.

PRORET. Cabe ainda frisar que as despesas operacionais da empresa não têm vinculação direta entre custo incorrido
e repasse tarifário uma vez que o princípio de custos eficientes prevalece na consideração dos custos regulatórios.
FATOR X
29. 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 para
serem utilizados nos reajustes tarifários subsequentes.
30. 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 1,39%.
31. 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 CNEE é de 1,14%.
32. 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.
33. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CNEE até a próxima revisão
tarifária será de 2,53%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste.
34. O Gráfico a seguir ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, abaixo da
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
550,00
Tarifa B1 Residencial
500,00
Variação IGPM
450,00
Variação IPCA
400,00
350,00
300,00
250,00
200,00
150,00

mai/07 mai/08 mai/09 mai/10 mai/11 mai/12 mai/13 mai/14 mar/15 mai/15 mai/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Revisão

Gráfico 2 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
35. 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.
36. A CNEE apresentou, em sua contribuição, contraproposta de limites FEC para dois conjuntos de
unidades consumidoras (CATANDUVA e CATANDUVA II). A Distribuidora alegou a necessidade de grandes
investimentos para atender os limites propostos, bem como problemas de falta de automação nas redes de 69 kV,
34,5 kV e nas subestações e forte dependência das DITs no suprimento.
37. Quanto ao pleito, a SRD avaliou que a própria Empresa reconhece que suas redes necessitam de
investimentos e possuem baixo nível de automação. Dessa forma, é de se esperar que os investimentos para que as
redes estejam em condições semelhantes às das distribuidoras com melhores práticas (uma vez que a metodologia
de definição de limites é comparativa) sejam maiores em um primeiro momento. Por fim, a área técnica destacou que
não se verifica no histórico (últimos 3 anos) dos indicadores apurados para os conjuntos CATANDUVA e CATANDUVA
II nenhuma interrupção de origem externa, mostrando que o suprimento realizado pelas DIT's da região não
representa um problema. Dessa forma, concluiu por não acatar o pleito da Distribuidora, com o que concordo.
38. Passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. No Gráfico 7 são apresentados o histórico de
apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a CNEE. Em relação aos limites globais propostos para
o período 2017 a 2021, a redução média anual é de 4,88% no DEC e 6,36% 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."

Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - CNEE
16,00
14,22
14,00
13,19
12,21
11,77
12,00 11,53
11,12
11,93 11,89
10,03
11,10 10,95
10,00 9,42
10,26 10,15
8,56
9,55 8,23
8,77 7,77
8,00 8,48 7,17
8,09 7,04
13,99 7,45 6,41
6,99
6,00

11,52 11,41 6,48
5,83

9,59 9,23 9,29 9,28 9,43
8,58 8,68
4,00 8,04 8,23
7,30 7,38 7,78
6,82
2,00
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 3 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da CNEE
Fonte: Nota Técnica no 54/2016-SRD/ANEEL.
39. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 8 e 9 apresentam uma
comparação entre os limites da CNEE e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte localizadas na Região
Sudeste:
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1
Milhão
18,00
16,00
14,00
CNEE
CAIUÁ-D
CPFL Jaguari
12,00
CPFL Leste Paulista
(horas)
CPFL Mococa
10,00
CPFL Santa Cruz
Limite
CPFL Sul Paulista
8,00 DMED
DEC
EDEVP
6,00 EEB
ELFSM
EMG
4,00
ENF
2,00
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 4 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste

Fonte: Nota Técnica no 54/2016-SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sudeste com NUC < 1
Milhão
25,00
20,00
CNEE
CAIUÁ-D
CPFL Jaguari
(interrupções)
CPFL Leste Paulista
15,00
CPFL Mococa
CPFL Santa Cruz
CPFL Sul Paulista
Limite
DMED
10,00
FEC EDEVP
EEB
ELFSM
EMG
5,00
ENF
0,00
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 5 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica no 54/2015-SRD/ANEEL.
40. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CNEE estão aderentes à realidade da
região.
41. 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 CNEE entre 2013 e 2015:
Tabela 3 – Compensações efetuadas pela CNEE
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 74.631 182.073,91
2014 67.793 138.162,95
2015 115.589 420.131,93
Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
42. A legalidade do assunto encontra amparo nas seguintes normas:
a) 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;
b) art. 21 do Anexo I do Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997;

c) art. 6o da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
d) art. 2o da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
e) art. 25 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995;
f) Resolução no 395, de 15 de dezembro de 2009;
g) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET;
h) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –
PRODIST;
i) Cláusula Sétima do Contrato de Concessão no 16/1999.
IV. DISPOSITIVO
43. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.004450/2015-51 e
48500.000126/2016-45, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CNEE, a vigorar a partir de 10 de
maio de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -0,37%, sendo
1,90% para os consumidores em alta tensão e -1,15% 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 CNEE ;
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 a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CNEE, de modo a custear os
descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,39%;
g) fixar o componente T do Fator X de 1,14%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela CNEE; e
i) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os anos tarifários de 2016 a 2020,
sendo de 7,78% de Perdas Técnicas sobre a energia injetada, e 0,69% de perdas não técnicas
sobre o mercado de baixa tensão.
Brasília, 03 de maio de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor