REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 5717/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece os limites relativos à continuidade dos serviços de distribuição de energia elétrica, nos seus aspectos de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para a Companhia Sul Paulista de Energia – CPFL Sul Paulista, para o período de 2017 a 2020.
Assunto: Fixação
Situação: REVOGADA
Publicação: 2016-03-23
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.002816/2015-58 e 48500.004698/2015-12
INTERESSADOS: Companhia Sul Paulista de Energia – CPFL Sul Paulista
RELATOR: Tiago de Barros Correia
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária SGT e Superintendência de Regulação doe Serviços de
Distribuição – SRD.
ASSUNTO: Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da Companhia Sul Paulista de Energia – CPFL Sul
Paulista a vigorar a partir de 22 de março 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 2020, consolidados após a avaliação
das contribuições trazidas na Audiência Pública no 68/2015.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição no 019/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CPFL Sul Paulista - Companhia Sul Paulista de
Energia, estabelece a data de 22 de março 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 28/04/2015, por meio da REN nº 660/2015.
3. Em 10/11/2015, na 42ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a AP n°
68/2015 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 2020. O período de contribuições se estendeu de 12 de novembro a 17 de dezembro de 2015,
com sessão presencial em 26 de novembro de 2015 na cidade de Itapetininga - SP.
4. No dia 04/03/2015, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação das contribuições
trazidas na AP n° 68, foi encaminhada à CPFL Sul Paulista e ao Conselho de Consumidores. Em 25 de fevereiro, na
sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da empresa, para discutir a proposta final da
revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as suas contribuições finais. A reunião com o
conselho de consumidores foi realizada no dia 14/03/2015.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota Técnica nº
18, de 09 de março 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 CPFL Sul
Paulista, para o período de 2017 a 2020.
6. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram confirmadas pela SRD,
por meio do Memorando n° 092/2016-SRD/ANEEL, de 11/03/2016.

7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 87/2016-SFF/ANEEL.
8. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 57, de 18 de março de
2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CPFL Sul Paulista.
9. Em 22 de março 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
CPFL Sul Paulista1.
10. A Procuradoria Federal junto à ANEEL – PGE conheceu das minutas de Resolução e as referendou.
11. É o relatório.
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 CPFL Sul Paulista conduz a
um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,82%, sendo de 6,33% em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 17,05% 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) 6,33%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,05%
Efeito Médio AT+BT 12,82%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
13. O impacto a ser percebido por cada consumidor depende do subgrupo e modalidade tarifária a qual
pertence. A diferença entre os efeitos médios dos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) tem relação com os
itens de custos que estão sofrendo alterações. A principal alteração é a nova alocação de custos da Parcela B entre
os subgrupos tarifários devido ao recálculo da estrutura tarifária (estrutura vertical), que impactou mais intensamente
os consumidores na baixa tensão.
14. O efeito médio de 12,82% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de Parcela A e B; (ii)
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário; (iii) da retirada dos componentes
financeiros fixados na RTE 2015; e (iv) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo
tarifário, que vigoraram até a data da presente revisão.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

15. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 2,31%, ao se ter
como base de comparação, além dos custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram
acrescidos na RTE mediante componente financeiro.
16. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da
CPFL Sul Paulista, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em
7,46%, sendo -14,55% decorrente da retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015 e 22,01%
referente aos demais financeiros.
17. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa
uma redução de 3,05% na atual revisão.
18. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 12,82%, representa a
conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [12,82% = + (2,31%) + (22,01% -14,55%) + (3,05%)].
19. O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
12,82%
7,46%
5,01%
3,05%
0,10%
-1,45% -1,34%

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
20. 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.

21. 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 CPFL Sul Paulista
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -3,72% | -2,70% | 68,29% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -5,71% | -1,45% | 23,43% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | -31,44% | -0,08% | 0,17% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -25,54% | -4,26% | 12,14% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 8,83% | 0,05% | 0,66% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 5,78% | 0,29% | 5,18% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 126,10% | 2,54% | 4,44% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 0,68% | 0,01% | 0,84% |
| Custos de Transmissão | 1,34% | 0,10% | 7,06% |
| Rede Básica | -18,68% | -0,74% | 3,16% |
| Rede Básica Fronteira | 32,23% | 0,56% | 2,25% |
| MUST Itaipu | 6,60% | 0,04% | 0,57% |
| Transporte de Itaipu | 18,94% | 0,04% | 0,27% |
| Conexão | 28,04% | 0,12% | 0,54% |
| Uso do sistema de distribuição | 37,52% | 0,07% | 0,27% |
| Custos de Aquisição de Energia | -3,36% | -1,34% | 37,80% |
| PARCELA B | 18,26% | 5,01% | 31,71% |
| Custos Operacionais | -3,51% | -0,58% | 15,66% |
| Anuidades | 50,42% | 1,07% | 3,12% |
| Remuneração | 61,13% | 3,51% | 9,04% |
| Depreciação | 28,67% | 1,04% | 4,57% |
| Receitas Irrecuperáveis | -18,80% | -0,03% | 0,12% |
| Outras Receitas | -0,01% | 0,00% | -0,81% |

RT considerando a varição tarifária da RTE 2,31%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 7,46%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE 2,15%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos Efeitos da RTE 6,66%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE 1,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,32%
Neutralidade dos Encargos -0,12%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -2,55%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia 0,03%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 0,02%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,12%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,04%
Conselho de Consumidores -0,08%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,64%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,13%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 3,05%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 12,82%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
PARCELA A
22. 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, se verifica uma redução do custo com encargos setoriais de -1,45%.

23. Desses encargos, destacam-se: a redução da quota CDE-Uso, com efeito de -4,26%, decorrente da
recente aprovação das quotas anuais para 2016; e a elevação dos gastos com o ESS/EER, com efeito de 2,54%,
em especial devido ao aumento da previsão de despesas com o encargo de energia de reserva relacionado ao
início do período de suprimento do 15º Leilão de Energia de Reserva.
24. Ressalta-se ainda o impacto dos custos com compra de energia, de -1,34%. Tal resultado decorre,
principalmente, da queda da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu de US$ 38,07/kW.mês para US$
25,78/kW.mês, e do término do CCEAR de Ajuste, que possui custo unitário superior ao custo médio de compra de
energia da concessionária.
25. Estes efeitos negativos foram compensados, principalmente pelo aumento dos montantes
contratados de energia nova na modalidade disponibilidade e em razão da majoração do custo das usinas
hidrelétricas em regime de alocação de cotas de garantia física de energia e potência, objeto do Leilão nº 12/2015ANEEL, que, no último processo tarifário teve preço de repasse de R$ 33,34 /MWh, sendo que no atual processo a
cobertura tarifária econômica está em torno de R$ 60/MWh, que reflete o Preço-Teto resultante das receitas
estabelecidas no Edital referente a cada usina.
26. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
1,94%
1,10%
0,83%
0,69%
0,18%
-0,05%
-0,26%
-0,58%
-1,34%
-2,44%
-2,74%

Total CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR Monte Bilateral II 12.783/2013 Itaipu Proinfra
Angra
Belo
- e
Ajuste I
e Angra

- Alternativa- Alternativa- Madeira º
Existente n
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Gráfico 2 – Efeito por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
27. A Tabela 3 apresenta a variação na compra de energia entre a revisão tarifária extraordinária e a
atual revisão:
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia

Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | RTE 2015 | Processo atual | Variação | RTE 2015 | Processo atual | Variação |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-QTD | 882,17 | 231,92 | -73,71% | 143,91 | 173,43 | 20,52% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 8.944,74 | 37.941,92 324,18% | 131,32 | 134,92 | 2,74% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 8.545,25 | 5.240,56 | -38,67% | 121,70 | 122,44 | 0,61% |
| Ajuste - CCEAR | 12.453,17 | 0,00 -100,00% | 388,18 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 181,49 | 11.789,73 6395,97% | 106,60 | 116,12 | 8,94% |  |
| Bilateral | 311.360,45 | 300.095,71 | -3,62% | 106,44 | 119,10 | 11,89% |
| Cota Angra I e Angra II | 16.320,07 | 15.939,34 | -2,33% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 6.784,35 | 39.368,84 480,29% | 33,34 | 61,26 | 83,74% |  |
| Itaipu | 102.767,32 | 97.592,19 | -5,04% | 231,20 | 221,74 | -4,09% |
| Proinfa | 9.317,77 | 9.802,95 | 5,21% | 368,87 | 496,71 | 34,66% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -28.703,76 | -74.907,42 | 161,0% | 143,02 | 138,23 | -3,3% |
| TOTAL | 448.853,02 | 443.095,76 | -1,3% | 147,71 | 146,16 | -1,0% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
PERDAS REGULATÓRIAS
28. 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.
29. 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.
30. No caso da CPFL Sul Paulista, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta do
terceiro ciclo, de 0,92% sobre o mercado (faturado) de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo,
propõe-se o percentual de 0,46% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que foi
identificada empresa comparável praticando perdas menores. Como resultado da trajetória assim estabelecida,
para o ano de 2016 foi considerado o percentual de 0,509% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa
tensão.
31. 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° 092/2016 - SRD/ANEEL, no percentual de 5,942%
sobre a energia injetada.
32. Neste ponto cumpre registrar pleito da empresa, apresentado após a AP 68, que questiona o cálculo
de perdas técnicas e a sua forma de consideração nos processos tarifários. Argumenta a empresa que uma carga
relevante em seu sistema, o consumidor livre DURATEX, conectado no nível de tensão A2, solicitou redução de seu
contrato de uso no final de 2015, fato que não fora capturado no período de análise da SRD no cálculo das perdas
técnicas, que observa o ano civil, no caso 2014. De tal forma, considerando a pequena contribuição da carga para
as perdas técnicas, a utilização de seu consumo de 2014 (23,5% da energia injetada na área de concessão) no
atual ciclo tarifário prejudicaria a definição dos parâmetros de perdas, uma vez que este é obtido tendo por
referência a energia injetada em 2014 e assim acabaria por definir um parâmetro de perdas técnicas inferior a
situação de fato existente no início do ciclo. Ao final, solicita que a carga da DURATEX tenha tratamento igual ao

considerado aos consumidores no nível A1, cuja energia injetada é desconsiderada da base de cálculo das perdas
técnicas.
33. Em análise, a SRD destacou que segue os procedimentos definidos no Módulo 7 do PRODIST, e
que o período de apuração das perdas na distribuição é anual e deve coincidir com o ano civil, sendo tal
procedimento aplicado a todas as distribuidoras. Também informou que é natural que ocorra alterações no fluxo de
energia no sistema elétrico no período entre revisões tarifárias e que isso influencie no percentual de perdas da
distribuidora, para mais ou para menos, tendo verificado que no nível A2 da própria Distribuidora no último período
tarifário, houve um aumento no mercado do subgrupo A2 da CPFL Sul Paulista de 130,93%, chegando em 2015 a
186%. Essa evolução não se verificou na mesma intensidade nos demais níveis de tensão, por exemplo no BT que
teve aumento da ordem de 18% no ciclo. Nesta condição, ao longo do 3º Ciclo, aplicou-se um percentual de perdas
técnicas definido na RTP em um mercado com grande crescimento, mas que não implicou em aumento das perdas
técnicas físicas (em MWh) na mesma proporção, o que resultou em um benefício capturado pela empresa.
34. Ainda, a SRD relatou seu entendimento de que o caso da empresa não é similar ao tratamento dado
pela ANEEL aos consumidores conectados em A1. Nesse caso, tratam-se de consumidores específicos, que não se
encontram conectados aos sistemas de distribuição e cuja perda técnica associada compõe as identificadas para a
rede básica. No caso da CPFL Sul Paulista, a Duratex está conectada em DIT, que possui o mesmo tratamento dos
sistemas de distribuição no cálculo das perdas. Caso fosse aceito o pleito da empresa, a ANEEL teria que adotar o
mesmo procedimento para diversos outros casos similares – inclusive para a própria empresa no ciclo anterior.
35. Por sua vez a SGT destacou que o procedimento de repasse tarifário das perdas de energia está
definido no PRORET 3.2 – Custos de Aquisição de Energia, o qual contempla a exclusão do mercado A1 na
definição dos montantes de perdas técnicas. Tal critério decorre da metodologia de apuração de perdas técnicas e
vem sendo utilizado desde o início do 3º Ciclo de revisões tarifárias. Ainda, de forma complementar e ressaltando a
dificuldade da previsibilidade do mercado destacou o Relatório Anual e de Sustentabilidade 2015 – Sumário
Executivo - DURATEX2 que assim informa: "(...) Para se adequar às novas condições do mercado, a Duratex
realizou ajustes em sua capacidade produtiva ao longo de 2015. Na unidade de Itapetininga, a produção de painéis
MDP e MDF foi paralisada temporariamente, permanecendo em atividade as linhas de revestimento e de alto brilho,
produtos com elevada aceitação no mercado. A produção normal em Itapetininga será retomada assim que a
demanda no mercado for retomada. " Comentário no mesmo sentido foi ainda relatado pelo presidente do Conselho
de Consumidores, que reportou notícias de que as atividades da unidade seriam retomadas de forma terceirizada.
36. Em resumo, as superintendências mantiveram a aplicação dos regulamentos vigentes, rejeitando o
pleito da concessionária, encaminhamento que acompanho. Além disso, é importante ressaltar que a renovação das
concessões da CPFL, cujos processos tarifários estão sendo deliberados na data de hoje, permite a fusão de suas
áreas de concessão, fato que, se concretizado, certamente contribuirá para redução da relevância dos efeitos da
alteração de mercado de consumidores individuais na definição dos níveis regulatórios de perdas elétricas,
assegurando-se assim melhores sinais de incentivo ao seu combate.
37. Outro aspecto do cálculo de perdas na distribuição é a consideração feita em relação as perdas nas
redes A3a. Destaco que o método de cálculo adotado atualmente pela ANEEL (fluxo de potência), apresenta plena
condição para obter as perdas nas redes A3a da CPFL Sul Paulista, procedimento que não era possível nos
processos de tarifários passados devido às particularidades dos modelos de cálculo adotados pela ANEEL. Nesses
2 DURATEX - Relatório Anual e de Sustentabilidade 2015 – Sumário Executivo (p. 17)
http://www.duratex.com.br/ri/pt/download/Duratex_Sumario_Executivo_15.pdf

casos as perdas eram calculadas pelas distribuidoras e avaliadas pela ANEEL, que realizava análises de
consistência, como, por exemplo, o acompanhamento histórico de evolução das perdas.
38. Em que pese a metodologia ser aplicável para o cálculo das referidas redes, a CPFL Sul Paulista
afirmou que os resultados obtidos nas simulações mediante aplicação do atual método de cálculo não foram
consistentes e que, diante disso, informaria a perda nos moldes dos processos tarifários de anteriores.
39. Ante a impossibilidade apresentada pela CPFL Sul Paulista que permitisse o cálculo das perdas, a
Superintendência avaliou os montantes informados pela Distribuidora e observou os seguintes aspectos que
motivaram os ajustes realizados, e detalhados na Nota Técnica n° 0023/2016-SRD/ANEEL, para as perdas das
redes A3a:
i. A CPFL Sul Paulista apresentou sete versões de base de dados para o cálculo de perdas,
alterando as perdas calculadas e a energia passante nesses circuitos em três oportunidades;
ii. A perda de energia considerada pela ANEEL no 3CRTP para esses circuitos foi de 4.111
MWh/ano (1,212% da energia circulante), ao passo que nesse processo de revisão a Empresa
pleiteou o montante de 15.158,64 MWh/ano (4,74% da energia circulante). Esse aumento
significativo é contra intuitivo, uma vez que se observa que a energia passante nos circuitos A3a
reduziu em 5,85% e o comprimento dos alimentadores praticamente se manteve. Também não
houve mudança no método de cálculo utilizado pela Distribuidora;
iii. Na avaliação das perdas por alimentador, salta aos olhos valores muito discrepantes, sem que
se possa identificar variações significativas no comprimento dos circuitos e na energia passante,
como por exemplo o alimentador ITS27, o qual teve sua perda saltando de 953,79 MWh/ano no
3 CRTP para 5.899,67 MWh/ano nesta RTP (aumento de 519%).
40. Considerando as diversas retificações e inconsistências observadas nos dados de perdas
informados pela CPFL Sul Paulista, e com o intuito de manter a coerência no cálculo de perdas das redes A3a,
concordo com a Superintendência em adotar para esses circuitos os mesmos percentuais de perdas sobre a
energia circulante no segmento utilizado no 3CRTP.
PARCELA B
41. 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
27,1%, 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.
42. 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.
43. No caso da CPFL Sul Paulista, 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 redução desses custos ao longo do ciclo, para que ao final os custos operacionais
regulatórios alcancem o limite superior do intervalo.

44. Como a aplicação da metodologia resultou em uma redução anual dos custos operacionais da
CPFL Sul Paulista de -1,96% 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 superior a 120% e, desse modo, 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 -0,58%.
45. 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.
46. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 61,13% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 3,51%. A situação adveio do aumento da base
líquida de 90,4%, desde o terceiro ciclo de revisão, devido ao elevado volume de investimentos realizado desde a
terceira revisão, segundo o laudo de avaliação da base de remuneração. 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.
47. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 28,67% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 1,04%. A situação proveio do aumento da Base
Bruta de 74,2% por causa do volume de investimentos realizados. O efeito desse aumento foi atenuado em parte
pela redução da taxa de depreciação (de 3,78% para 3,77%).
COMPONENTES FINANCEIROS
48. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL Sul
Paulista:
Tabela 4 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE | 3.154.364,48 | 2,15% |
| CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido dos Efeitos da RTE | 9.756.085,82 | 6,66% |
| CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE | 1.470.933,53 | 1,00% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (469.366,77) | -0,32% |
| Neutralidade dos Encargos | (172.741,19) | -0,12% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (3.734.709,60) | -2,55% |
| Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia | 37.144,93 | 0,03% |
| Exposição Diferença Preços entre Submercados | 31.872,33 | 0,02% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 174.341,25 | 0,12% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 57.421,21 | 0,04% |
| Conselho de Consumidores | (113.566,86) | -0,08% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | 940.001 | 0,64% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (191.321) | -0,13% |
| Total | 10.940.459,16 | 7,46% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

49. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 6,66%. Esse efeito já
leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à Conta – ACR.
50. A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, devido à
alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de ITAIPU que foi estabelecida pela Resolução
Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014 e cobrada a partir de janeiro/2015. Por sua vez, a receita repassada da Conta
Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse um aumento adicional. O
gráfico abaixo demonstra as variações por modalidade contratual.
Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
51. Ressalta-se ainda o financeiro de postergação da vigência das tarifas, com efeito de 0,51%
(Componente TE e TUSD) no atual processo tarifário. Esse financeiro decorre da assinatura do termo aditivo de
prorrogação da concessão, que implicou na alteração da data contratual de 03 de fevereiro de 2016 para 22 de
março de 2016. Dessa forma, no atual processo tarifários está sendo revertido os valores de financeiros
considerados no processo tarifário anterior que foram cobrados nas tarifas por um período superior a 12 meses
52. 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 durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
53. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CPFL
Sul Paulista, em relação às competências entre março/2016 a fevereiro/2017, é de R$ 634.619,87. Esse valor já
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre fevereiro/2015 e fevereiro/2016.
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
3
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.

54. Ainda, cumpre destacar que neste processo tarifário não foi considerado qualquer valor a título de
subvenção da CDE com vistas à redução equilibrada das tarifas da CPFL Sul Paulista (R$ 854.436,00 em 2015),
refletindo assim a decisão no âmbito da definição das quotas da CDE/2016 de se excluir tais valores a partir dos
processos ordinários de reajuste/revisão das concessionárias beneficiárias.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
55. 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.
56. 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 1,17%.
57. 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 CPFL Sul Paulista é de 1,26%.
58. 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.
59. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Sul Paulista até a
próxima revisão tarifária será de 2,43%, 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
60. 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] | 1,42% | -2,70% | -4,12% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -0,33% | -1,45% | -1,13% |
| Custos de Transmissão | 0,08% | 0,10% | 0,01% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1,66% | -1,34% | -3,00% |
| PARCELA B | 3,25% | 5,01% | 1,76% |
| CO + Anuidades + RI | -0,60% | 0,46% | 1,06% |
| Remuneração | 2,78% | 3,51% | 0,73% |
| Depreciação | 1,05% | 1,04% | -0,00% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,03% | 0,00% | -0,03% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 4,67% | 2,31% | -2,36% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 7,53% | 7,46% | -0,07% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | 3,05% | 3,05% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | 0,13% | 0,00% | -0,13% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 15,37% | 12,82% | -2,56% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
61. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência pública
foram:
(i) os encargos setoriais, que contribuíram para um redução de -1,13% no efeito médio divulgado na
audiência pública. A redução desse custo se deve principalmente a nova quota de CDE USO que foi
definida somente após a abertura da audiência pública;
(ii) o custo de aquisição de energia, que contribui para uma redução de -3,00%. Essa redução decorre
principalmente da redução da tarifa em dólar de ITAIPU que foi homologada após a abertura da
audiência pública; e
(iii) a remuneração do capital e a quota de reintegração regulatória, que contribuíram para um aumento
de 0,73%. Quanto aos valores da base provisória, submetida em audiência pública, o valor da base de
remuneração líquida aumentou 8,43% e a base de remuneração bruta aumentou em 5,53%.
62. Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora, com e sem 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.

Custo de
Transmissão
7,1%
PROINFA 2,8%
Custo de
Energia
35,0%
Encargos
CDE 18,0%
Setorias
26,3%
Custo de
Distribuição ESS/EER 4,4%
31,7%
Outros 1,0%
Gráfico 4 – Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Transmissão
5,4%
Encargos
Setoriais
20,1%
ICMS 16,9%
Custo de
Tributos
Energia 23,4%
26,8%
Custo de
PIS/COFINS 6,5%
Distribuição
24,3%
Gráfico 5 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
63. O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, acima da variação
do IGP-M e do IPCA no mesmo período:

Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
64. 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 PRODIST5.
65. A CPFL Sul Paulista, em sua contribuição, solicitou a alteração nos limites do conjunto Itapetininga
2. Como resultado, a contribuição da Distribuidora resultaria na elevação dos limites globais de DEC e FEC com
relação aos limites já estabelecidos para 2015.
66. Informa a empresa que vem cumprindo os limites dos indicadores de qualidade, entretanto,
argumenta que "já apresenta em suas metas atuais, dificuldades para superar os desafios que impulsionem a
melhoria sustentável e contínua na qualidade da prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica sem
violar os limites estabelecidos para os indicadores de continuidade DEC e FEC de seus conjuntos. Em
5 "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."

particularidade ao conjunto Itapetininga 2, nota-se que o mesmo se encontra acima de seu limite em todos os anos
anteriores comprovando o fato de ser impraticável tendo em vista o limite tecnológico deste conjunto. "
67. Com relação ao proposto, a Distribuidora não apresentou justificativas para a alteração dos limites
do conjunto Itapetininga 2, alegando apenas que as alterações representam de melhor forma as características
desse conjunto. Entretanto, observa-se que a proposta da Empresa é de aumentar o limite do conjunto que já possui
os limites mais elevados, sendo que o aumento proposto superaria o limite vigente (em 2016, de 12 horas). Verificase na tabela abaixo que a proposta da Distribuidora aumenta a disparidade entre os limites de seus conjuntos,
variando de 8 a 13 horas. Na proposta da ANEEL, os limites se encontram na faixa de 8 a 12 horas. Como não
foram apresentadas justificativas para a proposta, conclui-se por não acatar o pleito.
Tabela 5 – Limites propostos pela CPFL Sul Paulista para 3 conjuntos.

Conjunto de Unidades DEC (horas) FEC (interrupções) Nº de
Código

| Consumidoras | 2016 2017 2018 2019 2016 2017 2018 2019 | UC's |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 15619 | ITAPETININGA1 | 8 | 8 | 7 | 7 | 7 | 7 | 6 | 6 | 20147 |
| 15617 | ITAPETININGA2 | 13 | 13 | 12 | 11 | 10 | 9 | 9 | 9 | 41600 |
| 15618 | TROPEIROS | 9 | 9 | 8 | 8 | 7 | 7 | 6 | 6 | 10602 |

Legenda (elevação de limites):
1 ponto Sem alterações
68. Passa-se à proposta final de limites de DEC e FEC. Nos Gráficos 7 e 8 são apresentados o histórico
de apuração e os limites globais propostos de DEC e FEC para a CPFL Sul Paulista após análise. Também é
apresentada a contraproposta da Distribuidora. Em relação aos limites globais propostos para o período 2017 a
2020, a redução média anual é de 2,39% no DEC e 2,87% no FEC.

Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CPFL Sul Paulista
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL.
Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CPFL Sul Paulista
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL.
69. Nos Gráficos 9 e 10, são apresentados os histogramas dos limites de 2016 (vigentes) e 2020
(propostos) dos conjuntos da CPFL Sul Paulista. Verifica-se que na proposta para 2020 permanece a dispersão dos
limites.

Gráfico 9 – Histograma do limite do DEC dos conjuntos da CPFL Sul Paulista para 2016 e 2020
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL.
Gráfico 10 – Histograma do limite do FEC dos conjuntos da CPFL Sul Paulista para 2016 e 2020
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL.
70. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 11 e 12 apresentam
uma comparação entre os limites da CPFL Sul Paulista e os limites de outras distribuidoras de pequeno porte
localizadas na Região Sudeste:

Gráfico 11 – Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL.
Gráfico 12 – Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica nº 18/2016-SRD/ANEEL.
71. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CPFL Sul Paulista estão aderentes à
realidade da região.
72. 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 CPFL Sul Paulista entre 2013 e 2015:
Tabela 6– Compensações efetuadas pela CPFL Sul Paulista
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 38.382 78.810,29
2014 43.985 126.487,60
2015 92.163 513.836,36
Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
73. 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 019/1999.
IV. DISPOSITIVO
74. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos 48500.002816/2015-58 e
48500.004698/2015-12, voto pela aprovação dos resultados detalhados, na forma das Resoluções anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da quarta revisão tarifária periódica da CPFL Sul Paulista, a vigorar a
partir de 22 de março de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 12,82%, sendo 6,33% para os consumidores em alta tensão e 17,05% 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 CPFL Sul Paulista ;
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. – Eletrobrás à CPFL Sul Paulista, de modo a
custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,17%;

g) fixar o componente T do Fator X de 1,26%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem
observados pela CPFL Sul Paulista; e
i) 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)

5,94% 5,94% 5,94% 5,94%
(%)
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado

0,46% 0,46% 0,46% 0,46%
BT) (%)
Brasília, 22 de março de 2016.
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor