REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2095/2016
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 Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-06-30
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.000015/2016-39 e 48500.001197/2016-65
INTERESSADOS: CFLO - Companhia Força e Luz do Oeste
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 CFLO - Companhia Força e Luz do Oeste, a
vigorar a partir de 29 de junho 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 21/2016.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 22/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CFLO - Companhia Força e Luz do
Oeste, estabelece a data de 29 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 de abril de 2015, por meio da REN nº 660/2015.
3. Em 19 de abril de 2016, na 13ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu
instaurar a Audiência Pública n° 21/2016 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 20 de abril a 19 de maio de 2016 por intercâmbio documental.
4. Nos dias 27 de maio e 03 de junho de 2016, a proposta da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na AP n° 21/2016, foi encaminhada, respectivamente, à CFLO e ao seu Conselho de
Consumidores.
5. Em 1º e 08 de junho 2016, na sede desta Agência, foram realizadas reuniões com os
representantes da CFLO e do Conselho de Consumidores respectivamente, para discutir a proposta final da
revisão tarifária, momento em que em que a concessionária e o Conselho de Consumidores apresentaram as
suas contribuições finais.
6. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica nº 84, de 8 de junho 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 CFLO, para o período de 2017 a 2021.
7. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 0221/2016-SRD/ANEEL, de 08 de junho de 2016.
8. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF em 17 de junho de 2016.
9. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 199, de 20 de
junho de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CFLO.
10. Nesta data, 21 de junho 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 CFLO1.
11. É o relatório.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

II. FUNDAMENTAÇÃO
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
12. 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 CFLO
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -16,48%, sendo de -20,09% em média,
para os consumidores conectados na Alta Tensão e de -13,84% 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) -20,09%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -13,84%
Efeito Médio AT+BT -16,48%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
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, dado o aumento maior do custo de expansão neste nível de tensão.
14. O efeito médio de -16,48% 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 -11,62%, ao
se ter como base de comparação os custos de Parcela A e B.
16. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário
da CFLO, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em
0,17%, sendo que o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior,
representa uma redução de -5,02% na atual revisão.

17. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -16,48%,
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [-16,48% = + (-11,62%) + 0,17% + (-
5,02%)].
18. O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito
médio.
1,60%
0,84%
0,17%
-3,35%
-5,02%
-10,71%
-16,48%

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
19. 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.
20. 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 CFLO
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -15,14% | -12,46% | 79,04% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -19,14% | -3,35% | 16,01% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 0,84% | 0,00% | 0,11% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -34,06% | -3,85% | 8,43% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 17,48% | 0,03% | 0,25% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 12,35% | 0,62% | 6,39% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -17,19% | -0,15% | 0,83% |
| Custos de Transmissão | 24,85% | 1,60% | 9,10% |
| Uso do sistema de distribuição | 24,85% | 1,60% | 9,10% |
| Custos de Aquisição de Energia | -18,35% | -10,71% | 53,94% |
| PARCELA B | 4,74% | 0,84% | 20,96% |
| Custos Operacionais | -3,22% | -0,47% | 15,89% |
| Anuidades | 35,55% | 0,44% | 1,90% |
| Remuneração | 52,96% | 0,82% | 2,67% |
| Depreciação | 0,22% | 0,00% | 1,61% |
| Receitas Irrecuperáveis | -46,72% | -0,04% | 0,06% |
| Outras Receitas | 6,41% | -0,06% | -1,17% |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -100,00% | 0,15% | - |

RT considerando a varição tarifária da RTE -11,62%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 0,17%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE 0,62%
CVA em Processamento - Energia comprada Líquido dos Efeitos da RTE -1,23%
CVA em Processamento - Transmissão 0,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,77%
Neutralidade dos Encargos 1,17%
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE 0,44%
Conselho de Consumidores -0,06%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,02%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -16,48%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
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 diminuição do custo com aquisição de energia, que impactou
negativamente o reposicionamento tarifário em -10,71%.

22. Tal resultado decorre da redução atualmente prevista para a Tarifa de Energia – TE da
COPEL, atual agente supridor da CFLO, de R$ 260,19 R$/MWh para R$ 205,63/MWh. O item que mais
contribuiu para a redução da TE da COPEL foi a retirada do financeiro que foi considerado no último processo
da supridora para compensar o diferimento de financeiros ocorridos nos reajustes de 2013 e 2014. Desse
modo, depois de compensado o referido financeiro nas tarifas da COPEL, o efeito positivo decorrente do
financeiro deixará de ser percebido na TE da CFLO com a publicação das novas tarifas da supridora em
2016.
23. 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)
Receita

Tipo de contrato Receita Verificada Receita Requerida Variação Receita Verificada Variação
Requerida
284.779,33 260,19

Bilateral 287.561,31 0,98% 205,63 -20,97%
Proinfa 6.860,67 7.396,94 7,82% 241,33 325,65 34,94%
TOTAL 291.640,00 294.958,25 1,1% 259,75 208,64 -19,7%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
24. Destaca-se, também, a redução dos encargos setoriais de -3,35%. Desses encargos, a quota
CDE – USO que teve maior impactou negativo na revisão tarifária de -3,85%. 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
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.
2 A quota CDE-USO para 2016 foi fixada na Resolução Homologatória n° 2.018/2016, de 02/02/2016, com um valor
inferior ao estabelecido para 2015. Essa resolução foi alterada pela Resolução Homologatória n° 2077/2016, de
07/06/2016, o que implicou em uma nova redução dos valores da quota CDE-USO para 2016.

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 CFLO, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica
praticada pela concessionária nos últimos 4 anos civis do terceiro ciclo. 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 ponto
de partida. No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se o mesmo percentual de 0,00%.
28. 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° 0221/2016 –
SRD/ANEEL, nº percentual de 4,197% sobre a energia injetada.
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 15,2%, 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 CFLO, 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.

32. Como a aplicação da metodologia resultou em uma diminuição dos custos operacionais da
CFLO de -1,78% 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 operacionais para compartilhar com o consumidor o valor excedente.
O resultado final da análise foi um custo operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente
na tarifa, contribuindo para uma redução tarifária de -0,47%.
33. 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.
34. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 52,96% em relação aos valores
hoje existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,82%. O aumento do WACC
regulatório, que passou de 7,5% para 8,09%, e da remuneração sobre os investimentos realizados com
recursos de Obrigações Especiais também contribuiu para o aumento observado da remuneração do capital.
35. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 0,22% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,00%. A situação proveio do aumento
da Base Bruta combinado com a redução da taxa de depreciação (de 4,40% para 4,13%).
36. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CFLO.
Tabela 4 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE | 798.073,80 | 0,62% |
| CVA em Processamento - Energia comprada Líquido dos Efeitos da RTE | (1.589.346,65) | -1,23% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 3.833,17 | 0,00% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (997.304,64) | -0,77% |
| Neutralidade dos Encargos | 1.508.985,02 | 1,17% |
| Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE | 570.108,52 | 0,44% |
| Conselho de Consumidores | (80.309,26) | -0,06% |
| Total | 214.039,95 | 0,17% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

37. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de -1,23%. Esse
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e
o financeiro de reversão da revisão tarifária extraordinária de 2015.
38. 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 referentes ao período de junho de 2016 a maio de 2017, utilizou-se o
mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos
resultantes do mesmo processo.
39. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
CFLO, em relação às competências entre junho/2016 a maio/2017, é de R$ 108.052,54. 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
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 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 1,07%.
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
3 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.

custos ao longo do ciclo tarifário. O componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da CFLO é
de 1,38%.
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 CFLO até a próxima
revisão tarifária será de 2,45%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo
de reajuste.
COMPARAÇÃO ENTRE A PROPOSTA DA AUDIÊNCIA PÚBLICA E O RESULTADO FINAL
45. 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] | -10,62% | -12,46% | -1,84% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -2,64% | -3,35% | -0,71% |
| Custos de Transmissão | 1,51% | 1,60% | 0,09% |
| Custos de Aquisição de Energia | -9,49% | -10,71% | -1,22% |
| PARCELA B | 0,71% | 0,84% | 0,13% |
| CO + Anuidades + RI | -0,05% | -0,07% | -0,02% |
| Remuneração | 0,78% | 0,82% | 0,04% |
| Depreciação | -0,10% | 0,00% | 0,11% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,09% | 0,09% | 0,00% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | -9,91% | -11,62% | -1,71% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | -1,23% | 0,17% | 1,39% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -5,02% | -5,02% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | -0,09% | 0,00% | 0,09% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | -16,25% | -16,48% | -0,23% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
46. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:
(i) A conta de desenvolvimento Energético – CDE (USO), que contribuiu para uma variação
negativa de -3,85% no resultado final, o que permitiu que os Encargos Setoriais tivessem uma
redução de -3,35% na versão final. A diminuição da CDE (USO) decorreu da alteração pela
Resolução Homologatória n° 2077/2016, de 07 de junho de 2016, das quotas de CDE-USO de
2016.
(ii) O custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -10,71% no resultado
final. Esse resultado decorreu da redução da Tarifa de Energia – TE da COPEL considerada na
AP, atual agente supridor da CFLO.
47. Os Gráficos 2 e 3 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
receita da Distribuidora, sem e com tributos4:
4 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 2 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Transmissão
6,0%
Encargos
Setoriais
12,0%
ICMS 28,9%
Custo de Tributos
Energia 33,9%
34,3%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,0%
13,9%
Gráfico 3 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

48. O Gráfico 4 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, em
comparação com as variações do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
600,00
553,35
Tarifa B1 Residencial
550,00
Variação IGPM
500,00
475,39
484,53
450,00 Variação IPCA
400,00
380,18
350,00
333,56
300,00
313,41
304,10 298,70
302,58 289,72
250,00 271,22
200,00
150,00

jun/07 jun/08 jun/09 jun/10 jun/11 jun/12 jun/13 jun/14 mar/15 jun/15 jun/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Revisão
Gráfico 4 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
49. No Gráfico 5 é apresentado o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC e
FEC para a CFLO. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a 2021, a redução média
anual é de 0% no DEC e 1,87% no FEC.

Gráfico 5 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da CFLO
Fonte: Nota Técnica nº 84/2016-SRD/ANEEL.
50. Para avaliar a consistência dos limites globais da CFLO, apresenta-se, nos Gráficos 6 e 7,
uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte localizadas na Região Sul:

Gráfico 6 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul.
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Gráfico 7 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul.
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD

51. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os valores pagos e o número de
compensações efetuadas pela Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO entre 2012 e 2016:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2012 | 13.088 | 19.932,13 |
| --- | --- | --- |
| 2013 | 23.125 | 39.785,86 |
| 2014 | 13.752 | 26.225,03 |
| 2015 | 15.156 | 42.361,59 |
| 20165 | 5.506 | 4.877,21 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III. DIREITO
52. 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 22/1999.
IV. DISPOSITIVO
5 Valores referentes às compensações realizadas até março de 2016.

53. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº
48500.000015/2016-39 e nº 48500.001197/2016-65, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na
forma das Resoluções anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CFLO, a vigorar a partir de
29 de junho de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores
de -16,48%, sendo -20,09% para os consumidores em alta tensão e -13,84% 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 CFLO ;
c) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CFLO, de modo a
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) fixar o componente Pd do Fator X de 1,07%;
e) fixar o componente T do Fator X de 1,38%;
f) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2021 a serem
observados pela CFLO; e
g) 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) (% ) | 4,20% | 4,20% | 4,20% | 4,20% |
| Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (% ) | 0,00% | 0,00% | 0,00% | 0,00% |

Brasília, 21 de junho de 2016.
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