REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2132/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
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 Empresa Força e Luz Urussanga Ltda - Eflul.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-26
Autor: ANEEL

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E
G E S T Ã O T A R I F Á R I A
Nota Técnica nº 274/2016-SGT/ANEEL
Brasília, 17 de agosto de 2016
Q U A R T A R E V I S Ã O T A R I F Á R I A
P E R I Ó D I C A
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
F O R C E L - F o r ç a e L u z C o r o n e l V i v i d a L t d a
FINAL
Agência Nacional de Energia Elétrica
Superintendência de Gestão Tarifária
SGAN 603 / Módulo "I" – 1º andar
CEP: 70830-030 – Brasília – DF
Tel: + 55 61 2192-8695
Fax: + 55 61 2192-8679

ÍNDICE
I. OBJETIVO
.......................................................................................................................................................................... 2
III. ANÁLISE ......................................................................................................................................................................... 4
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ................................................................................................................... 7
III.2 RECEITA VERIFICADA ...................................................................................................................................... 7
III.3 PARCELA B ........................................................................................................................................................... 7
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO) ....................................................................................................................... 7
III.3.2 RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (RI) .............................................................................................................. 10
III.3.3 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL (RC) E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA (QRR) .......... 11
III.3.4 CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS (CAIMI). ..................................................... 16
III.3.5 AJUSTE DA PARELA B EM FUNÇÃO DO ÍNDICE DE AJUSTE DE MERCADO E DO MECANISMO
DE INCENTIVO À MELHORIA DA QUALIDADE .................................................................................................. 18
III.3.6 OUTRAS RECEITAS (OR) ............................................................................................................................... 19
III.4 PARCELA A ......................................................................................................................................................... 21
III.4.1 CUSTOS COM AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (CE) ...................................................................... 21
III.4.2 CUSTOS COM CONEXÃO E USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E/OU TRANSMISSÃO (CT) . 27
III.4.3 ENCARGOS SETORIAIS (ES) ......................................................................................................................... 28
III.5 FATOR X .............................................................................................................................................................. 30
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS .............................................................................................. 35
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT .......................................................................................................... 37
Subvenção CDE – Descontos Tarifários ................................................................................................................................. 38
III.7. RESULTADO DA REVISÃO ............................................................................................................................. 38
IV. CONCLUSÃO ........................................................................................................................................................ 39

(Fls. 2 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016).
Nota Técnica no 274/2016–SGT/ANEEL
Em 17 de agosto de 2016.
Processo n.º 48500.000027/2016-63
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da
FORCEL - Força e Luz Coronel Vivida Ltda.
I. OBJETIVO
Submeter à Diretoria da ANEEL proposta da quarta revisão tarifária periódica da FORCEL -
Força e Luz Coronel Vivida Ltda consolidada após análise das contribuições trazidas no âmbito da Audiência
Pública (AP) 37/2016.
2. O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET estabeleceu as
metodologias aplicáveis a quarta revisão tarifária periódica da FORCEL. Uma revisão conceitual
das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo da presente Nota Técnica, pode ser feita a partir das
seguintes referências:
 Submódulo 2.1 e Nota Técnica 065/2015-SRM/SGT/ANEEL: Procedimentos Gerais;
 Submódulo 2.2 e Nota Técnica 066/2015-SRM/SGT/ANEEL: Custos Operacionais;
 Submódulo 2.3 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Base de Remuneração Regulatória;
 Submódulo 2.4 e Nota Técnica 022/2015-SRE/ANEEL: Custo de Capital;
 Submódulo 2.5 e Nota Técnica 067/2015-SRM/SGT/ANEEL: Fator X;
 Submódulo 2.6 e Nota Técnica 106/2015-SRM/SGT/ANEEL: Perdas de Energia;
 Submódulo 2.7 e Nota Técnica 105/2015-SRM/SGT/ANEEL: Outras Receitas;
 Submódulo 2.8 e Nota Técnica 400/2014-SRE/ANEEL: Geração Própria de Energia.
3. A Seção II apresenta uma breve descrição dos fatos relativos à revisão tarifária da FORCEL.
A Seção III descreve o cálculo da revisão tarifária periódica, compreendendo o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, Receita Verificada, Parcela B, Parcela A, Outras Receitas, Componentes Financeiros e Fator X. A
seção IV traz as conclusões.
48581.002496/2016-00

(Fls. 3 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016).
II. DOS FATOS
4. Em 26 de agosto de 1999 foi assinado o Contrato de Concessão n°69/1999, entre a União e
a empresa FORCEL, por intermédio da ANEEL, para a prestação do serviço público de distribuição de
energia elétrica na área da concessionária.
5. No referido contrato, a Sétima Subcláusula da Cláusula Sétima - Tarifas Aplicáveis na
Prestação dos Serviços estabeleceu que a primeira revisão tarifária periódica dos valores das tarifas de
energia elétrica da concessionária ocorreria um ano após o quarto reajuste anual concedido. A partir desta
primeira revisão, efetivada em 26 de agosto de 2004, as subsequentes seriam realizadas a cada quatro anos.
6. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27 de fevereiro de 2015, homologou o resultado da
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos
adicionais considerados na RTE foram alocados como componentes financeiros, não alterando as tarifas
econômicas homologadas nos processos tarifários de 2014.
7. Em 7 de abril de 2015, os resultados da RTE foram alterados pela Resolução Homologatória
n° 1.870, para modificar a cobertura tarifária relativa ao encargo da CDE destinado à amortização da ContaACR, que havia sido definida provisoriamente
8. Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia, foram
assinados Termos Aditivos aos Contratos de Concessão citados, tendo por objeto formalizar a prorrogação
das concessões pelo período de 30 anos.
9. As metodologias aplicáveis a quarta revisão da concessionária são definidas nos Módulos
2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária
aplicável. As alterações no Módulo 2 foram aprovadas em abril de 2015 por meio da Resolução n° 660/2015.
10. Por meio do Ofício nº 34/2016-SGT/ANEEL, de 03/03/2016, foram solicitadas as informações
iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, que foram encaminhadas pelo Ofício FORCEL-042/2016,
de 02 de maio de 2015.
11. Em 14/06/2016, na 21° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
AP n° 37/2016 com o objetivo de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de
contribuições se estendeu de 22 de junho a 22 de julho, com sessão presencial em 07 de julho de 2016 na
cidade de Coronel Vivida – PR.
12. As informações relativas ao contrato de compra e venda de energia da FORCEL (suprida)
com a COPEL (supridora) foram informadas pela SRM, por meio do Memorando n° 88/2016-SRM/ANEEL, de
05/04/2016.
13. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 0302/2016-SRD/ANEEL, de 29/07/2016.

(Fls. 4 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016).
14. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 419/2016-SFF/ANEEL, de
29/07/2016.
15. No dia 27/07/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das
contribuições trazidas na AP n° 37/2016, foi encaminhada à FORCEL e ao Conselho de Consumidores.
16. Em 1º de agosto de 2016 e em 04 de agosto de 2016, foram agendadas reuniões com o
Conselho de Consumidores e os representantes da empresa, respectivamente, para discutir a proposta final
da revisão tarifária, porém ambos não compareceram.
III. ANÁLISE
17. Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se
em consideração os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as
alterações na estrutura de custos.
18. No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela
concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos
pela ANEEL nos processos tarifários.
19. O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita
Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses
imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.
20. A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada
dos investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição de energia elétrica.
O cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de
geração e transmissão e aos encargos setoriais.
21. A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre
essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.
22. O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:
(1)
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);RR: Receita Requerida; e
RV: Receita Verificada.
A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A,
23.
envolve custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas

(Fls. 5 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016).
de transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de
custos, e em razão disso estes valores são repassados para os clientes da empresa.
24. A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação
do serviço de distribuição de energia. São custos inerentes da atividade de distribuição, que estão sujeitos ao
controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados
por meio de valores regulatórios.
25. Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:
(2)
onde:
RR: Receita requerida;
VPA: Valor da Parcela A;
VPB: Valor da Parcela B;
26. No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da
concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos necessários
para a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas,
infraestrutura física e materiais e serviços.
27. Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de
retorno para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos
de capital também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos
investimentos realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos.
28. Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a
assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento
do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL.
29. No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a atualização dos
valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da vigência das tarifas
estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o
cálculo da revisão.
30. Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim,
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a
modicidade tarifária.
31. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de
preços.

(Fls. 6 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016).
(3)
onde:
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;
CAA: Custo Anual dos Ativos;
: Fator de Ajuste de Mercado; e
: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade;
: Outras Receitas
32. Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma
dos componentes abaixo:
(4)
onde:
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
CO3: Custos Operacionais e
RI: Receitas Irrecuperáveis.
33. Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:
(5)
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos;
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).
34. A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A:
(6)
onde:
VPA: Valor de Parcela A;
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria;
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica.
35. Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é semelhante
ao adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A
estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.

(Fls. 7 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016).
III.I REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
36. O reposicionamento tarifário calculado para a FORCEL, para aplicação a partir
de 26 de agosto de 2016, resultou no percentual total médio de -10,62%, ao se ter como comparação, além
dos custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos no processo de
Revisão Tarifária Extraordinária - RTE mediante componente financeiro.
Tabela 1. Reposicionamento Tarifário Médio
Descrição Valores (R$)
VPA+VPB 21.134.020,92
Receita Verificada 23.645.104,17
Reposicionamento Tarifário Médio -10,62%
37. Quando a base de comparação da Parcela A não é ajustada para se considerar os custos
acrescidos na RTE, o reposicionamento tarifário é de -10,62%. Isso ocorre porque na RTE a cobertura
tarifária de Parcela A que foi acrescida às tarifas se deu mediante componente financeiro.
38. Como consequência, é necessário acrescentar na base de comparação os custos acrescidos
na RTE mediante componente financeiro para se calcular o reposicionamento tarifário médio que reflete a
atualização dos custos de Parcela A e B.
III.2 RECEITA VERIFICADA
39. No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado disponíveis
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o
período de agosto de 2015 a julho de 2016 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de
RTE, resultando em faturamento anual de R$ 23.645.104,17.
40. O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo tarifário e
nível de tensão, sem o acréscimo dos financeiros considerados na RTE.
Tabela 2 – Receita Verificada

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 51.774 | 23.645.104,17 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 30.743 | 12.738.252,14 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 21.031 | 10.906.852,02 |
| Total | 51.774 | 23.645.104,17 |

III.3 PARCELA B
III.3.1 CUSTOS OPERACIONAIS (CO)

(Fls. 8 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016).
41. A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2 do PRORET,
estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos
operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.
42. A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se
em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um
intervalo de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos
ao longo do ciclo tarifário.
43. No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data
da revisão observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não
técnicas ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.
44. Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com
a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos
operacionais presente na tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da
diferença é incorporada no momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo
do Componente T do Fator X.
45. Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite superior
do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator T são calculados
de forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite
superior. Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do intervalo, o valor de custos
operacionais reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma criar uma trajetória de aumento da
Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, se os valores estiverem contidos no intervalo
de custos eficientes, o custo reconhecido na revisão corresponderá o custo já contido nas tarifas e o Fator T
será igual a zero.
46. Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior é
compatível com a restrição de variação de ±5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual
de ±5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir:
(7)
onde:
, é a trajetória dos custos operacionais regulatórios;
, é a variação máxima admissível;
, é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual;
47. Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a
aplicação da metodologia conforme descrita nos passos anteriores resultar em uma meta de custo
operacional superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50%
com o consumidor.

(Fls. 9 da Nota Técnica no 274/2016-SGT/ANEEL, de 17/08/2016).
48. Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em
consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir:
(8)
onde:
, é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;
, média dos custos operacionais reais.
49. A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a
FORCEL no valor de R$ 4.039.842,74.
Tabela 3 – Custos operacionais regulatórios no reposicionamento

Descrição Limite Inferior Centro Limite Superior
1. Eficiência 35,33% 42,54% 49,08%
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$ 2.571.770 3.072.455 3.573.140
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição Valor
3. OPEX nas tarifas - R$ 4.156.518
4. Meta estudo de eficiência - R$ 3.573.140
5. Variação Anual (%) -2,98%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a. 3.573.140
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição Reais
7. OPEX Real - R$ 4.195.016
8. Meta OPEX 3.573.140
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX 85,18%
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento 3.573.140
11. Número de anos no ciclo 4
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.] 4.039.843
50. No caso da FORCEL a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa é maior do que o
intervalo superior definido pelo método de benchmarking. Como resultado é estabelecido uma trajetória de
redução da Parcela B ao longo do ciclo, para que ao final do ciclo os custos operacionais regulatórios alcance
o limite superior do intervalo.