REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 6002/2016
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 Força e Luz Coronel Vivida - FORCEL, para o período de 2017 a 2021.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-09-05
Autor: ANEEL

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VOTO
PROCESSOS: 48500.000027/2016-63 e 48500.002219/2016-12
INTERESSADO: Consumidores e Força e Luz Coronel Vivida Ltda. – Forcel
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Força e Luz Coronel Vivida Ltda. – Forcel, a
vigorar a partir de 26 de agosto 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 2017 a 2021, consolidados após a avaliação
das contribuições trazidas na Audiência Pública no 37/2016
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição no 69/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Força e Luz Coronel Vivida Ltda. – Forcel
estabeleceu 26 de agosto de 2016 para realizar a Quarta Revisão Tarifária Periódica da Concessionária.
2. As metodologias aplicáveis ao Quarto Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 4CRTP das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica são definidas nos Módulos 2 e 7 dos procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária, já contemplam
as alterações no Módulo 2, aprovadas na Resolução Normativa no 660, de em 28 de abril de 2015.
3. Na 21o Reunião Pública Ordinária, realizada em 14 de junho de 2016, esta Diretoria instaurou
a Audiência Pública 37/2016, entre 22 de junho e 22 de julho de 2016, com reunião presencial em Coronel
Vivida/PR em 7 de julho de 2016, para debater com a sociedade a proposta de quarta revisão tarifária da Forcel
e os limites de DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Distribuidora, para vigorarem entre
2017 a 2021.
4. Em 27 de julho de 2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições apresentadas na Audiência Pública 37/2016, foi encaminhada à Forcel e ao Conselho de
Consumidores da Concessionária. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT agendou para 1o e 4 de

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agosto de 2016, respectivamente, reuniões com o Conselho de Consumidores e os representantes da
Concessionária para discutir a proposta final da revisão tarifária, porém ambos não compareceram.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota
Técnica no 115, de 1o de agosto de 2016, analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e propôs
fixar os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Forcel, de 2017 a
2021.
6. A SGT, mediante a Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2016, também
analisou as contribuições apresentadas na Audiência Pública e submeteu à Diretoria Colegiada os resultados
finais da revisão tarifária da Forcel.
7. Em 23 de agosto de 2016, foi consultado o Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico,
disciplinado pela Resolução Normativa no 538, de 2013, e identificou-se que não constavam inadimplências
relativas às obrigações setoriais registradas em nome da Forcel1.
II. FUNDAMENTAÇÃO
8. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do reposicionamento
tarifário, o qual contempla os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de
distribuição de energia elétrica, do Fator X e da nova estrutura tarifária.
9. O reposicionamento tarifário calculado para a Forcel é de -10,62%, tendo como base de
comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas.
10. Ao montante calculado, foram adicionados os componentes financeiros correspondentes a -
1,10%. O efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior representa a
majoração de -3,78% na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de -15,50%, [-15,50% = (-10,62%) + (-1,10%) + (-3,78%)].
11. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1:
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

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Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -25,48%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -2,87%
Efeito Médio AT+BT -15,50%
Fonte: Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/8/2016.
12. O impacto a ser percebido pelos consumidores depende do respectivo subgrupo e da
modalidade tarifária.
13. A diferença entre os efeitos médios dos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) se relaciona
com os itens de custos que estão sofrendo alterações:
a) a redução da cobertura da quota anual da CDE. Por ser custo recuperado por meio da tarifa
R$/MWh, igualmente por todos os grupos tarifários, os consumidores do Grupo A em razão de
possuírem tarifa menor e elevado consumo de energia percebem redução relativa maior do
que os consumidores do Grupo B e
b) a nova alocação de custos da Parcela B, entre os subgrupos tarifários, em razão do recálculo
da estrutura tarifária (estrutura vertical). A Nota Técnica da Estrutura Tarifária analisa
detalhadamente esses efeitos.
14. Nesse ciclo tarifário a Distribuidora encaminhou os dados necessários para o cálculo do custo
médio e das tarifas de referência. Na revisão passada (3o Ciclo de Revisão) a Forcel não encaminhou esses
dados – na oportunidade foram mantidos os dados do 2o ciclo de revisão. Em razão do não envio desses dados,
a Forcel foi fiscalizada. O recálculo das tarifas de referência após 2 ciclos tarifários também explicam a
significativa diferença entre os efeitos médios dos Grupos A e B.
15. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio:

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1,54%
0,01%
-1,10%
-2,76%
-3,78%
-9,41%
-15,50%

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.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
Equilíbrio econômico-financeiro
16. O reposicionamento tarifário envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o
equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. No reposicionamento tarifário, o equilíbrio da
concessão ocorre por meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para
menos, considerando a relação entre as receitas do serviço de distribuição, requerida e verificada.
17. A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais
eficientes (custo do serviço para atender à qualidade firmada pela ANEEL) e com a remuneração dos
investimentos reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e da Parcela B.
Na quarta revisão tarifária da Forcel, a receita requerida é menor do que a verificada, o que explica o
reposicionamento tarifário de -10,62%.
18. A Tabela 2 demonstra os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto
de cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida
da revisão.

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Tabela 2 – Revisão tarifária da Forcel
Fonte: Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/8/2016.
19. O reposicionamento econômico de -10,62% é composto pela variação de -10,63% na Parcela
A e de 0,01% na Parcela B.
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 via geração
própria.
21. Nessa Parcela, sobressai a redução dos custos com compra de energia e encargos setoriais,
os quais impactaram o reposicionamento tarifário em -9,41% e -2,76%, respectivamente.

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22. Em relação à compra de energia, tal resultado decorre, principalmente, da redução da Tarifa
de Energia – TE da Copel, atual supridora da Forcel. 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 a 2014.
23. Quanto aos encargos setoriais, 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
Forcel impactou a revisão em -3,43%.
24. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:

0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,54%
-0,06%
-9,41%
-9,89%
Total

CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR Monte Bilateral II 12.783/2013 Própria Itaipu Reposição Proinfra
Angra
Belo Geração
Ajuste - e
Angra I de
e º

- - Alternativa- Alternativa- Madeira n Montante
Existente Existente Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico 2 – 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 a revisão tarifária extraordinária
e esta:
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 47.916,73 48.769,75 1,78% 260,19 205,63 -20,97%
4.330,74 50,42

Geração Própria 4.547,47 5,00% 51,15 1,45%
Proinfa 1.243,63 1.409,55 13,34% 245,78 330,14 34,32%
TOTAL 53.491,10 54.726,77 2,3% 242,87 196,00 -19,3%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

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Perdas na distribuição
26. Com relação às perdas na distribuição, a abordagem adotada para a definição das perdas não
técnicas é o da comparação do desempenho de distribuidoras em áreas de concessão comparáveis.
27. 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. O
ponto de chegada da trajetória é definido por comparação entre o desempenho da distribuidora e o de outras
que atuem em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que
tenham desempenho melhor.
28. No caso da Forcel, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a média histórica
praticada pela Concessionária, de 1,63% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o
final do ciclo, recomenda-se o mesmo percentual, de 1,63%, de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa
tensão, haja vista que a Distribuidora pratica perdas abaixo de 2,50%, e, nestes casos, não é estabelecida
trajetória de redução das perdas.
29. No que tange às perdas técnicas, estas foram calculadas considerando as características do
sistema de distribuição da Concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica e tipo de
transformadores. O valor de perdas técnicas, de 4,77% em relação à energia injetada, foi calculado nos termos
do Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST
e informado pela SRD no Memorando no 302/2016-SRD/ANEEL, de 29 de julho de 2016.
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 trata dos custos com a atividade de distribuição
e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais eficientes
e o custo anual dos ativos, decorrentes dos investimentos prudentes realizados pela distribuidora.
31. Desde a Terceira Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da
Concessionária foi de 19,8%, resultante do efeito dos reajustes da tarifa, que considera a variação do IGP-M
deduzido do Fator X, e a da variação do mercado da Distribuidora.

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Custo de administração, operação e manutenção e anuidades
32. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionárias para definir o nível desses custos, que serão reconhecidos nas tarifas. A
partir dessa análise, é estabelecido intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores que
serão fixados ao longo do ciclo tarifário.
33. No caso da Forcel, 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, a metodologia
prevê que seja estabelecida trajetória de diminuição desses custos ao longo do ciclo, para que, ao final, os
custos operacionais regulatórios alcancem o limite superior do intervalo.
34. Como a aplicação da metodologia resultou na diminuição dos custos operacionais da Forcel de
-2,98% ao ano, não foi necessário ajustar a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de ±5%,
estabelecido no regulamento.
35. Quanto à comparação, realizada com os custos reais da Concessionária, a aplicação da
metodologia resultou na 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 o custo
operacional considerado na revisão inferior ao atualmente existente na tarifa, contribuindo para a redução
tarifária de -0,73%.
Custo anual dos ativos
36. 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, à depreciação e à amortização dos investimentos efetuados, visando recompor os ativos afetos à
prestação do serviço ao longo da vida útil, estando relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de
Depreciação.
37. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando
no 419/2016-SFF/ANEEL, de 29 de julho de 2016, informou os valores da Base de Remuneração da
Concessionária.

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38. Quanto à Remuneração do Capital, houve variação de 7,55% em relação aos valores hoje
existentes, o que representou impacto nas tarifas de 0,18%. A situação adveio 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.
39. No que se refere à Quota de Reintegração Regulatória, houve aumento de 4,52% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que as impactou em 0,06%. A situação proveio do aumento da Parcela
B superior aos efeitos do aumento da Base Bruta, combinado com o leve aumento da taxa de depreciação (de
4,02% para 4,09%).
Componentes financeiros
40. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Forcel:
Tabela 4 – Componentes financeiros
Fonte: Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/8/2016.
41. Em relação aos componentes financeiros, verifica-se que os efeitos foram equilibrados, de
modo que nenhum componente financeiro impactou expressivamente o processo tarifário.
Subvenção da CDE
42. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras a cada distribuidora, deve ser
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.839, de 2013, e do
Decreto nº 7.891, de 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

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homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais a serem repassados entre agosto de 2016 e julho de
2017, deve-se utilizar o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas,
com e sem descontos, resultantes do mesmo processo.
43. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Eletrobras à Forcel, em relação às competências
entre agosto/2016 a julho/2017, é de R$ 43.657,21. Esse valor inclui o ajuste da diferença entre os valores
previstos e os realizados entre agosto de 2015 e julho de 2016.
Comparação entre a proposta da Audiência Pública e o resultado final
44. A Tabela 5 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] | -8,37% | -10,63% | -2,26% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -3,73% | -2,76% | 0,98% |
| Custos de Transmissão | 3,53% | 1,54% | -2,00% |
| Custos de Aquisição de Energia | -8,17% | -9,41% | -1,24% |
| PARCELA B | -0,47% | 0,01% | 0,48% |
| CO + Anuidades + RI | -0,67% | -0,38% | 0,29% |
| Remuneração | 0,16% | 0,18% | 0,01% |
| Depreciação | -0,18% | 0,06% | 0,24% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,21% | 0,15% | -0,06% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | -8,84% | -10,62% | -1,78% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 5,06% | -1,10% | -6,16% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -3,78% | -3,78% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | -0,18% | 0,00% | 0,18% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | -7,74% | -15,50% | -7,76% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
45. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:
a) uso de sistema de distribuição, que contribuiu na Audiência Pública com +3,53% e agora
contribui com +1,54% no efeito médio divulgado na Audiência Pública. A variação se deve
às novas tarifas da Copel, homologadas pela Resolução Homologatória no 2.096, de 2016;
saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e
serviço público de irrigação.

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b) o Custo de Aquisição de Energia, que contribuiu com para a variação de -8,17% e agora
contribui com –9,41% em razão da atualização da tarifa de suprimento da Copel;
c) os componentes financeiros do processo atual, que sofreram a variação de -6,16% em
decorrência da substituição dos valores provisórios considerados na Audiência Pública
por valores definitivos.
46. A participação de cada seguimento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e
sem tributos3, está demonstrada nos Gráficos 3 e 4.
Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Custo de
Transmissão
5,4%
Encargos
Setoriais
12,3%
ICMS 27,9%
Custo de Tributos
Energia 33,6%
32,3%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 5,7%
16,4%
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
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.

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47. O Gráfico 5 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 10 anos, abaixo da
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período.
700,00
650,00 Tarifa B1 Residencial
600,00
Variação IGPM
550,00 556,23
540,51
500,00 Variação IPCA
474,98
450,00
400,00
390,56
373,75

350,00 350,73 364,05
343,69 346,74 341,88
300,00
294,10
250,00
200,00
150,00

ago/07 ago/08 ago/09 ago/10 ago/11 ago/12 ago/13 ago/14 mar/15 ago/15 ago/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Revisão
Gráfico 5 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
48. O Fator X, índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes, objetiva
compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade da concessionária, advindos do crescimento do
número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o que contribui para a
modicidade tarifária.
49. Esse índice é constituído de 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da
Atividade de Distribuição – Pd, o da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T e o do Mecanismo de
Incentivo à Qualidade – Q.
50. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade da distribuidora em
função da produtividade média do Setor, do crescimento do mercado e do número de unidades consumidoras
da própria distribuidora. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é 1,32%.
51. Já o Componente T visa estabelecer a trajetória de custos operacionais regulatórios, quando a
análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses ao longo do ciclo tarifário. O
componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da Forcel é de 2,34%.

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52. O outro integrante do Fator X, o Componente Q, é 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.
53. Desse modo, o valor do Fator X a ser utilizado nos reajustes da Forcel até a próxima revisão
tarifária será de 3,74%, que deverá ainda ser somado ao Componente Q definido em cada processo de reajuste.
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
54. Como não foram apresentadas contribuições na Audiência Pública 37/2016 em relação à
definição dos limites de DEC e FEC, a SRD recomendou manter os limites originalmente propostos pela
Superintendência.
55. Nos Gráficos 6 e 7 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de
DEC e FEC para a Forcel.
Gráfico 6 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da Forcel
Fonte: Nota Técnica no 115/2016-SRD/ANEEL.

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Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da FORCEL
Fonte: Nota Técnica no 115/2016-SRD/ANEEL.
56. Para avaliar a consistência dos limites globais da Forcel, apresenta-se, nos Gráficos 8 e 9,
comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte localizadas na Região Sul, dos quais se
depreende que os limites propostos para a Forcel estão aderentes à realidade da Região:
Gráfico 8 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica no 115/2016-SRD/ANEEL.

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Gráfico 9 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sul
Fonte: Nota Técnica no 115/2016-SRD/ANEEL.
57. 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 Forcel entre 2012 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela Forcel
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)
2013 0 0,00
2014 27 6,42
2015 0 0,00
Fonte: Sítio da ANEEL na Internet.
III. DIREITO
58. 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;

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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 69/1999.
IV. DISPOSITIVO
59. Diante do exposto e do que consta nos Processos no 48500.000027/2016-63 e
48500.002219/2016-12, voto pela emissão de resoluções homologatórias, como as minutas anexas, a fim
de
a) homologar o resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Força e Luz Coronel Vivida
Ltda. – Forcel, a vigorar a partir de 26 de agosto de 2016, que conduz ao efeito médio a
ser percebido pelos consumidores de -15,50%, sendo -25,48% para os consumidores em
alta tensão e -2,87% 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 Forcel;
c) aprovar o valor mensal de R$ 43.657,21 de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
Forcel, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
d) fixar o componente Pd do Fator X em 1,32%;
e) fixar o componente T do Fator X em 2,34%;
f) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para 2017 a 2021 a serem observados
pela Forcel, e

FL. 17 de 17
g) 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) (%) 4,77% 4,77% 4,77% 4,77%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 1,63% 1,63% 1,63% 1,63%
Brasília, 23 de agosto de 2016.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Diretor