REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2028/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Jaguari de Energia - CPFL Jaguari.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-03-23
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.002817/2015-01 e 48500.004702/2015-42
INTERESSADOS: CPFL Jaguari - Companhia Jaguari de Energia
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da CPFL Jaguari - Companhia Jaguari de Energia,
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 71/2015.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição no 15/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CPFL Jaguari - Companhia Jaguari 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 42° Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a
Audiência Pública n° 71/2015 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 10 de dezembro de 2015 na cidade de
Jaguariúna/SP.
2. Nos dias 19/02/2016 e 24/02/2016, a proposta consolidada da revisão tarifária, após avaliação
das contribuições trazidas na AP n° 71/2015, foi encaminhada, respectivamente, à CPFL Jaguari e ao seu
Conselho de Consumidores.
3. Em 25/02/2016, na sede desta Agência, foi realizada reunião com os representantes da CPFL
Jaguari, para discutir a proposta final da revisão tarifária, momento em que a concessionária apresentou as
suas contribuições finais. Por meio do fax n° 06/2016, de 29/01/2016, o Conselho de Consumidores foi
convidado para uma reunião no dia 29/02/2016 na Agência e optou por não realizar a reunião por
incompatibilidade de agenda dos Conselheiros.
4. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, por meio da Nota
Técnica nº 19, 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 Jaguari, para o período de 2017 a 2020.
5. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram informadas pela
SRD, por meio do Memorando n° 095/2016-SRD/ANEEL, de 14/03/2016.
6. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 109/2016-SFF/ANEEL, de 10/03/2016.
7. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 59, de 18 de março
de 2016, submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da revisão tarifária da CPFL Jaguari.
8. 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 Jaguari1.
9. A Procuradoria Federal na ANEEL – PFANEEL conheceu das minutas de Resolução e as
referendou.
10. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
11. 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 Jaguari
conduz a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 13,25%, sendo de 11,42% em média, para
os consumidores conectados na Alta Tensão e de 17,14% 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) 11,42%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,14%
Efeito Médio AT+BT 13,25%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
12. A diferença entre os efeitos na Alta Tensão - AT e na Baixa Tensão - BT decorre da nova
estrutura tarifária que é redefinida no momento da revisão tarifária, que impactou mais intensamente os
consumidores na baixa tensão, pelo fato do custo de expansão na baixa tensão ter aumentado mais neste nível
de tensão.
1 Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico anexa ao Voto.

13. O efeito médio de 13,25% 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.
14. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 1,60%, 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.
15. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da
CPFL Jaguari, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário em
12,45%, sendo -15,31% decorrente da retirada dos componentes financeiros fixados na RTE 2015 e 27,76%
referente aos demais financeiros.
16. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior,
representa uma redução de -0,81% na atual revisão.
17. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 13,25%,
representa a conjugação dos movimentos tarifários acima explicitados [13,25% = + (1,60%) + (27,76%) + (-
15,31%) + (-0,81%)].
18. O Gráfico I a seguir apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
Gráfico I – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE
19. Os efeitos tarifários calculados nesta revisão refletem a decisão liminar favorável aos
consumidores da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica –
ABRACE, para suspender o pagamento da parte controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a
forma de rateio dos valores remanescentes da quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição
e transmissão.
20. Por meio do Despacho nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de
24 de setembro de 2015, a Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar, sendo publicadas
tarifas diferenciadas para os consumidores da ABRACE. Posteriormente a REH nº 1986, de 10 de novembro
de 2015, alterou a REH nº 1967 e ampliou o alcance da liminar para novas unidades consumidoras.
21. Como as tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015 tiveram vigência a partir
de 03/07/2015, a distribuidora fará jus a um componente financeiro correspondente à diferença entre a tarifa de
equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015.
22. No caso da CPFL Jaguari, o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 21/03/2016
foi de R$ 1.897.198,39. Este componente financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores
da distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
23. 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.
24. 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 Jaguari
Participação na Participação na
Variação
Revisão Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -1,43% | -1,20% | 81,40% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -5,20% | -1,50% | 26,84% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | -42,42% | -0,06% | 0,08% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -32,49% | -5,81% | 11,89% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 16,42% | 0,19% | 1,35% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 13,20% | 0,82% | 6,90% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 133,75% | 3,34% | 5,75% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 3,43% | 0,03% | 0,86% |
| Custos de Transmissão | 1,56% | 0,09% | 5,72% |
| Rede Básica | -20,90% | -0,61% | 2,26% |
| Rede Básica Fronteira | 36,41% | 0,54% | 2,00% |
| MUST Itaipu | 0,66% | 0,00% | 0,67% |
| Transporte de Itaipu | 12,30% | 0,03% | 0,31% |
| Conexão | 30,29% | 0,11% | 0,48% |
| Custos de Aquisição de Energia | 0,41% | 0,20% | 48,84% |
| PARCELA B | 17,41% | 2,80% | 18,60% |
| Custos Operacionais | -1,87% | -0,21% | 10,86% |
| Anuidades | 39,52% | 0,48% | 1,68% |
| Remuneração | 74,02% | 2,03% | 4,69% |
| Depreciação | 13,21% | 0,23% | 1,98% |
| Receitas Irrecuperáveis | -62,30% | -0,07% | 0,04% |
| Outras Receitas | -28,74% | 0,26% | -0,64% |
| Ajuste Investimentos 2CRTP | -100,00% | 0,08% | - |

RT considerando a varição tarifária da RTE 1,60%
0,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 12,45%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE 0,39%
CVA em Processamento - Energia comprada Líquido dos Efeitos da RTE 12,19%
CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE 0,80%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,04%
Neutralidade dos Encargos 0,89%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -3,34%
Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia 0,15%
Exposição Diferença Preços entre Submercados 0,13%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,12%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A4) 0,00%
Conselho de Consumidores -0,04%
Ajuste Liminar Abrace 1,31%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE 0,17%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,26%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -0,81%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 13,25%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

25. A Parcela A compreende os custos relacionados aos encargos setoriais, definidos em
legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, inclusive a geração
própria. Nessa Parcela, sobressai a diminuição do custo com os Encargos Setoriais, que impactou
negativamente o reposicionamento tarifário em -1,50%.
26. Desses encargos, destaca-se a quota CDE – USO que teve impactou negativo na revisão
tarifária de – 5,81%. Essa variação decorre do fato de que o valor da quota CDE-USO, definida para o ano de
2016, ter sido menor do que o valor fixado para o ano de 2015.
27. Ressalta-se, ainda, o impacto dos custos com compra de energia, de 0,20%. Tal resultado
decorre do aumento do montante de Energia Nova e Alternativa por disponibilidade, o que resultou na elevação
do gasto com esse tipo de energia. Além disso, houve o aumento do custo das usinas hidrelétricas em regime
de alocação de cotas de garantia física de energia e potência, objeto do Leilão nº 12/2015-ANEEL, que, no
último processo tarifário teve preço de repasse de R$ 33,34 /MWh. No atual processo, a cobertura tarifária
econômica está em torno de R$ 60/MWh, o que reflete o Preço-Teto resultante das receitas estabelecidas no
Edital referente a cada usina.
28. Estes efeitos foram compensados, principalmente, pelo término do CCEAR de Ajuste, que
possuía custo unitário superior ao custo médio de compra de energia da CPFL Jaguari. Além disso, a tarifa de
Itaipu fixada para 2016, em dólar, reduziu em comparação com o valor vigente em 2015, bem como o seu
montante no processo atual.
29. O Gráfico 2 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
2,01%
1,89%
1,34%
0,81%
0,20% 0,26%
0,01% 0,03%
-0,08%
-0,58%
-2,45%
-3,04%

Total CCEAR-DSP 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 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.
30. 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-DSP | 13.130,46 | 13.130,46 | 0,00% | 325,54 | 350,85 | 7,78% |
| Existente - CCEAR-QTD | 48.192,52 | 42.878,08 | -11,03% | 224,75 | 266,70 | 18,66% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 26.673,12 | 59.900,03 124,57% | 228,88 | 179,29 | -21,66% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 7.091,32 | 7.825,19 | 10,35% | 149,99 | 153,78 | 2,53% |
| Ajuste - CCEAR | 15.280,98 | 0,00 -100,00% | 388,18 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 28.838,38 | 51.266,85 | 77,77% | 113,23 | 122,90 | 8,54% |
| Bilateral | 269.229,60 | 248.450,38 | -7,72% | 106,15 | 118,38 | 11,51% |
| Cota Angra I e Angra II | 19.573,09 | 19.090,45 | -2,47% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 52.073,45 | 95.664,23 | 83,71% | 33,34 | 60,72 | 82,14% |
| Itaipu | 118.409,59 | 109.206,20 | -7,77% | 231,20 | 221,74 | -4,09% |
| Proinfa | 12.300,46 | 12.507,64 | 1,68% | 293,58 | 382,74 | 30,37% |
| TOTAL | 549.230,97 | 528.191,28 | -3,8% | 157,40 | 156,34 | -0,7% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
31. 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.
32. 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.
33. No caso da CPFL Jaguari, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta do 3º
ciclo de revisão, de 1,64% sobre o mercado de baixa tensão. No que se refere à meta para o final do ciclo,
propõe-se o percentual de 1,60% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, tendo em vista que
na análise comparativa foi observado uma empresa comparável com percentuais menores.
34. 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° 095/2016 – SRD/ANEEL,
no percentual de 4,276% sobre a energia injetada.
35. 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 33,7%, 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.
36. 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.
37. No caso da CPFL Jaguari, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas está dentro
do intervalo definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. Com isso, não foi necessário ajustar
a meta para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5% estabelecido no regulamento. Mas na
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 a relação de 120%.
38. Como resultado final dessa análise, foi definido uma trajetória para que a cobertura de custos
operacionais presente nas tarifas convirja para os custos operacionais regulatórios no final do ciclo tarifário. O
resultado final da análise foi um custo operacional inferior ao atualmente existente na tarifa, o que contribui para
o resultado final das tarifas em -0,21%, pelo fato desse custo ainda ser ajustado pelos ganhos potenciais de
produtividade nos doze meses posteriores à revisão.
39. 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.
40. A respeito da remuneração do capital, houve aumento de 74,02% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 2,03%. Essa situação adveio do aumento
do WACC regulatório e da remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações
Especiais, que teve início no atual ciclo de revisões. 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.
41. Referentemente à quota de reintegração regulatória, houve aumento de 13,21% em relação
aos valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em 0,23%. A situação proveio do aumento da
Base Bruta de 32,6%, por causa do volume de investimentos realizados. Contribuiu com esse efeito o aumento
da taxa de depreciação (de 3,29% para 3,76%).
42. A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL
Jaguari.

Tabela 4 – Componentes financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais - Líquido dos Efeitos da RTE | 562.936,93 | 0,39% |
| CVA em Processamento - Energia comprada Líquido dos Efeitos da RTE | 17.613.189,85 | 12,19% |
| CVA em Processamento - Transmissão - Líquido dos Efeitos da RTE | 1.153.265,04 | 0,80% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (61.037,18) | -0,04% |
| Neutralidade dos Encargos | 1.279.826,54 | 0,89% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (4.833.003,13) | -3,34% |
| Reversão ano anterior da Previsão da sobrecontratação/exposição de energia | 217.032,60 | 0,15% |
| Exposição Diferença Preços entre Submercados | 184.748,88 | 0,13% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 179.668,33 | 0,12% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2) | 1.425,78 | 0,00% |
| Conselho de Consumidores | (64.842,30) | -0,04% |
| Ajuste Liminar Abrace | 1.897.198 | 1,31% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | 243.548 | 0,17% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (381.412) | -0,26% |
| Total | 17.992.545,65 | 12,45% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
43. O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 12,19%. Esse
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à
Conta – ACR.
44. A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, com
impacto de 8,60% devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a tarifa de repasse de ITAIPU, 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 de 7,04%.
45. Os gráficos abaixo demonstram tais efeitos por modalidade contratual.

Gráfico 3 – CVA energia por modalidade de aquisição de energia
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
46. Ressalta-se ainda o financeiro de postergação da vigência das tarifas, com efeito de -0,10%
(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.
47. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários2, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os
valores mensais a serem repassados referentes ao período de março de 2016 a fevereiro de 2017, utilizou-se
o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos
resultantes do mesmo processo.
48. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à
CPFL Jaguari, em relação às competências entre março/2016 a fevereiro/2017, é de R$ 180.382,00. Esse valor
já inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre fevereiro/2015 e fevereiro/2016.
DEFINIÇÃO DO FATOR X PARA OS PRÓXIMOS REAJUSTES TARIFÁRIOS
2 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº
7.891/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica:
geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de
água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse
cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação.

49. 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.
50. 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 1,30%.
51. 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 Jaguari é
de 0,73%.
52. 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.
53. Desse modo, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Jaguari até a próxima
revisão tarifária será de 2,03%, 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
54. 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] | 2,04% | -1,20% | -3,25% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1,11% | -1,50% | -2,61% |
| Custos de Transmissão | 0,10% | 0,09% | -0,01% |
| Custos de Aquisição de Energia | 0,83% | 0,20% | -0,63% |
| PARCELA B | 2,29% | 2,80% | 0,51% |
| CO + Anuidades + RI | -0,10% | 0,20% | 0,31% |
| Remuneração | 1,76% | 2,03% | 0,26% |
| Depreciação | 0,28% | 0,23% | -0,05% |
| OR + Ajuste Investimentos 2CRTP | 0,35% | 0,34% | -0,01% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 4,33% | 1,60% | -2,73% |
| Componentes Financeiros do Processo Atual | 12,92% | 12,45% | -0,47% |
| Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior | -0,81% | -0,81% | 0,00% |
| Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE | -0,25% | 0,00% | 0,25% |
| Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores | 16,20% | 13,25% | -2,95% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

55. Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à audiência
pública foram:
(i) A conta de desenvolvimento Energético – CDE (USO), que contribuiu para uma variação
negativa de -5,81% no resultado final, o que permitiu que os Encargos Setoriais tivessem uma
redução de -2,61%. A diminuição da CDE (USO) decorreu da fixação para 2016 de uma quota
inferior àquela que esteve em vigor em 2015.
(ii) O custo de aquisição de energia, que contribui para uma variação de -0,63% no resultado final.
A diminuição desse custo se deve, principalmente, ao valor menor da tarifa da Itaipu, em dólar,
fixada para 2016.
56. Os Gráficos 4 e 5 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da
receita da Distribuidora, sem e com tributos3:
Gráfico 4 – Composição da receita sem 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.

Custo de
Transmissão
4,2% Encargos
Setoriais
21,8%
ICMS 19,9%
Tributos
26,6%
Custo de
Energia
33,8%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 6,7%
13,7%
Gráfico 5 – Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
57. O Gráfico 6 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 9 anos, abaixo da
variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
500,00
Tarifa B1 Residencial
450,00
441,06
Variação IGPM
400,00
Variação IPCA
376,56
350,00
332,49
300,00 306,17
306,17
286,36
274,38
250,00 252,50
261,09
238,38
208,77
200,00
150,00

fev/07 fev/08 fev/09 fev/10 fev/11 fev/12 fev/13 fev/14 fev/15 abr/15 mar/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Revisão
Gráfico 6 – Evolução da Tarifa B1 - residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

DEFINIÇÃO DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC
58. 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
PRODIST4.
59. Não foram apresentadas por parte da distribuidora contribuições acerca dos valores dos limites,
tampouco solicitação de reconfiguração dos conjuntos elétricos. Dessa forma, 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 Jaguari após análise. Em relação aos limites globais propostos para o
período 2017 a 2020, a redução média anual é de 3,13% no DEC e 6,25% no FEC.
Gráfico 7 – Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da CPFL Jaguari
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL.
4 "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."

Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da CPFL Jaguari
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL.
60. Nos Gráficos 10 e 11, são apresentados os histogramas dos limites de 2016 (vigentes) e 2020
(propostos) dos conjuntos da CPFL Jaguari. Verifica-se que a proposta para 2020 permanece a uniformização
da continuidade prestada aos consumidores:
Gráfico 9 – Histograma do limite do DEC dos conjuntos da CPFL Jaguari para 2016 e 2020
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 10 – Histograma do limite do FEC dos conjuntos da CPFL Jaguari para 2016 e 2020
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL.
61. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 11 e 12 apresentam
uma comparação entre os limites da CPFL Jaguari 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 19/2016-SRD/ANEEL.

Gráfico 12– Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da Região Sudeste
Fonte: Nota Técnica nº 19/2016-SRD/ANEEL.
62. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a CPFL Jaguari estão aderentes à
realidade da região.
63. 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 06
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela CPFL Jaguari entre 2013 e 2015:
Tabela 6 – Compensações efetuadas pela CPFL Jaguari
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

2013 10.928 23.748,24
2014 11.774 35.319,54
2015 25.072 140.476,20
Fonte: site da ANEEL.
III. DIREITO
64. 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 015/1999.
IV. DISPOSITIVO
65. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nos
48500.002817/2015-01 e 48500.004702/2015-42, 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 Jaguari, a vigorar a
partir de 22 de março de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 13,25%, sendo 11,42% para os consumidores em alta tensão e 17,14%
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 Jaguari ;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
d) aprovar os valores da previsão anual dos encargos de serviços do sistema – ESS e de
energia de reserva – EER;
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CPFL Jaguari, de modo
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X de 1,30%;
g) fixar o componente T do Fator X de 0,73%;
h) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2017 a 2020 a serem
observados pela CPFL Jaguari; 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) (% ) 4,276% 4,276% 4,276% 4,276%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (% ) 1,60% 1,60% 1,60% 1,60%
Brasília, 22 de março de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor